Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, remarcó que aunque todos los sectores productivos de la Argentina dependerán de la consolidación de una macroeconomía ordenada y de la sostenibilidad en el tiempo de un marco normativo favorable, no puede obviarse que en los últimos años el crecimiento acelerado de Vaca Muerta ha conseguido cierta autonomía relativa. “Me imagino que las inversiones en la formación podrían tomar mucha mayor velocidad con un entorno macro e institucional distinto. Pero la verdad es que Vaca Muerta logró crecer pese al cepo cambiario y a la inflación, entre otros problemas”, manifestó el economista en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
Mientras se aguarda por el cierre definitivo del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), sostuvo que le preocupa bastante las pérdidas de reservas en el Banco Central. “También me inquieta la comunicación del Gobierno, que es muy frágil y contradictoria”, cuestionó el consultor, quien duda de cuán aliviado llegará el mercado cambiario a las próximas elecciones. A su entender, el actual tipo de cambio resulta insostenible para la economía argentina.
“Creo que hay una especie de borrachera en relación con Vaca Muerta y la minería. Si entrara la cantidad de divisas que algunos prevén, nos volveríamos carísimos en dólares. No vislumbro que pase eso”, advirtió el analista.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
En caso de que para 2030 el país recibiera -tal como lo postula un escenario muy optimista- alrededor de US$ 50.000 millones provenientes de la energía y la minería, proyectó, recién así se llegaría a los US$ 1.000 de exportaciones per cápita. “Para tomar dimensión de la cifra, sin sacarle méritos a ese eventual logro, hoy Chile promedia unos US$ 3.000 per cápita en exportaciones de cobre”, comparó.
En definitiva, resumió, «bienvenida Vaca Muerta y la minería, pero no piensen que con eso nos vamos a salvar». “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa por el momento”, agregó.
Selección estratégica
Una perspectiva divergente fue aportada por el ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, quien cree que el país debe elegir de manera puntual y estratégica qué capacidades explotar, sin poner en tela de juicio que industrias como la energética o la minera son perfectamente compatibles con el cuidado ambiental y el cumplimiento de las leyes. “¿Cuánto queremos diversificar? La Argentina tiene que recibir dólares del mundo por aquello que puede ofrecer. Hay que admitir que algunas cosas no las tenemos”, expresó.
Una ventana de oportunidad concreta, ejemplificó, se abre con el desarrollo uranífero, más allá de que no sea un negocio capaz de alcanzar las magnitudes productivas y exportadoras de los hidrocarburos no convencionales o el cobre. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales de uranio y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial del recurso crecerá”, estimó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
Los recursos naturales de la Argentina, retomó Rapetti, son efectivamente muy valiosos y demandados. “El desarrollo económico tiene que ser pensado básicamente en cuatro dimensiones: la productividad, la generación de dólares, el empleo y la regionalización”, distinguió.
Si nos olvidamos por un segundo de la política partidaria, insistió Gadano, hay una discusión razonable que la Argentina debe darse con respecto a su perfil productivo. “Se trata de poner el desarrollo en relación con lo que podemos ofrecerle al mundo, sabiendo qué hay y qué no hay”, completó.
Proyecciones anuales
La balanza comercial del sector energético, que en 2022 había mostrado un déficit de US$ 4.300 millones y que en 2023 había alcanzado un saldo medianamente equilibrado, en 2024 registró un superávit de más de US$ 5.600 millones. “Si se mantiene nuestra proyección de la tasa de crecimiento en la producción de crudo, incluso contemplando la caída de los precios internacionales, para este año es posible estimar un saldo favorable de US$ 7.500 millones”, cuantificó el director de Economía y Energía, Nicolás Arceo.
El nivel de exportación promedio, anticipó, se situará en torno a los 272.000 barriles equivalentes de crudo. “Durante el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles, un 50% más que en el mismo período de la temporada pasada”, agregó el experto, quien admitió que dichas cifras corresponden a un escenario “relativamente conservador”.
Nicolás Arceo, director de Economía y Energía
Más que proyectar qué sucederá con las exportaciones, apuntó Rapetti, conviene poner el foco en el previsto comportamiento de las compras en el exterior. “Este año habrá al menos US$ 25.000 millones más de importaciones por cuestiones técnicas vinculadas con lo que se devenga y lo que se paga. En ese sentido, en la balanza de pagos debe esperarse un déficit que superará los 2 puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, anticipó.
Desde un punto de vista energético, intervino Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, no puede omitirse que se reducirán sustancialmente las compras de gas natural licuado (GNL). “Para este año Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que en 2024. Estamos hablando de unos US$ 125 millones menos en importaciones”, precisó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
Habrá mayores volúmenes disponibles de gas extraído en la Cuenca Neuquina, ratificó Arceo, aparte de que se gastará menos en gasoil a partir de su abaratamiento. “En conjunto, las importaciones energéticas de la Argentina bajarán un 20% anual. A diferencia de lo que pasará con las exportaciones, en este rubro primará la caída en los precios internacionales”, explicó.
En febrero de 2025, el Indice de Producción Industrial minero (IPI minero) mostró una suba de 1,8% respecto a igual mes de 2024. El acumulado enero-febrero de 2025 presenta un incremento de 2,4% respecto a igual acumulado del año anterior, según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
En febrero de 2025, el índice de la serie desestacionalizada muestra una suba de 0,6% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra un aumento de 0,5% respecto al mes anterior.
“En febrero de 2025, el índice de “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural” muestra una suba de 1,2% respecto a igual mes de 2024. El acumulado enero-febrero de 2025 tiene un aumento de 1,5% respecto a igual acumulado del año anterior”, remarcó el organismo que conduce Marco Lavagna.
Extracción de minerales metalíferos. En febrero de 2025, el índice de “Extracción de minerales metalíferos” muestra una baja de 6,2% respecto a igual mes de 2024. El acumulado enero-febrero de 2025 tiene un aumento de 3,7% respecto a igual acumulado del año anterior.
Clusterciar, un grupo de empresas vinculadas al sector hidrocarburífero y a la educación, nació con el propósito de formar equipos de entidades creadoras de valor para impulsar el desarrollo de sectores estratégicos. El grupo a través de sus diferentes empresas (Ciar, Trace Group, Alitaware, RSN) y su Fundación Potenciar realiza trabajos para distintas áreas vinculadas a la inspección y supervisión, ingeniería, tecnología de la información, talento tercerizado y el desarrollo sostenible de las personas y la sociedad.
La clave del grupo está en la complementariedad de sus actividades que le permite ofrecer soluciones integrales. Recientemente estuvo involucrada en el Proyecto Duplicar de Oldelval, una obra clave que permitió aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción.
El clúster, a través de Trace Group, estuvo involucrado en la inspección de los más de 500 kilómetros que contempla la obra y además aportó a más de 180 personas para que se lleve a cabo la iniciativa.
En diálogo con EconoJournal,Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Gerardo Ardiani, CEO de del grupo; detallaron cuáles son los planes de la compañía para los próximos años. También, dieron cuenta del rediseño de marca que llevaron a cabo con el objetivo de comunicar de forma concreta y eficaz el trabajo del grupo y también detallaron cuál será el aporte que pueden realizar para impulsar el crecimiento de la producción no convencional.
De izq. a der. : Gerardo Ardiani, CEO de Clusterciar; Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Andrea Segovia, Presidenta de la Fundación Potenciar.
—Poseen distintas unidades dentro del grupo y eso fue lo que les permitió posicionarse como un clúster y lograr una sinergia entre las diferentes empresas. ¿Cómo lo pensaron y cuál fue el camino?
Francisco Rimmele: –A nosotros como clúster nos costaba mucho el poder comunicar lo que hacemos y quiénes somos. Lo que ocurrió es que desafiamos el paradigma de lo que es un grupo empresario. Ahora nos resignificamos y lanzamos nuestras marcas teniendo en cuenta la comunicación. En 2012 teníamos dos empresas, Ciar y Trace Group, más la Fundación Potenciar, administrada con el estilo de empresas, pero siendo una institución sin fines de lucro dedicada a la educación. Es por esto que comenzamos a hablar de Clusterciar, un grupo de organización. Luego surgieron otras dos empresas: RSN y Alitaware, que se crearon en base a las necesidades que tenían nuestros clientes. A su vez, la Fundación que existe para ser el puente entre la comunidad y la empresa, independientemente si las empresas son nuestras o no. Hoy por el nivel de reputación y credibilidad que posee se encuentra canalizando acciones de otras compañías ajenas a nosotros.
—Están llevando a cabo un relanzamiento como compañía, ¿cuál es el objetivo que persigue Clusterciar y qué es lo que quieren comunicar?
Rimmele: –Hasta ahora teníamos distintos colores y diseños. Era una mezcla. Quisimos darle una misma estética a Clusterciar. Llegamos hasta acá con un nivel de éxito en los negocios y con buena reputación, sin ser los maestros del lobby, ni de la venta. Toda nuestra trayectoria está vinculada a nuestra comunidad y al cómo potenciamos a la gente que trabaja con nosotros. Como grupo desarrollamos programas que fortalecieron los vínculos con nuestros clientes e hicieron que nuestros negocios sean fuertes y perduren en el tiempo. Tenemos clientes que nos compran ingeniería, desarrollo de software o aplicaciones. También proveemos gente, talento tercerizado. Y muchos de nuestros clientes se apoyan en nuestros planes vinculados a la educación o becan alumnos en nuestra Fundación.
—¿Cómo fue este proceso?
Rimmele: –Todo esto lo logramos construir en base a nuestra propia iniciativa. Funcionamos como cualquier clúster multitudinario que posee empresas, fundaciones o instituciones y que va detrás de un mercado u objetivo en común. Cada una de nuestras empresas tiene su autonomía, su gerencia de operaciones, pero todo es soportado por un solo equipo corporativo, tanto para las empresas como para la Fundación. Tenemos un comité de negocio y relación institucional que analiza cómo incursionar en el mercado internacional. Estamos explorando lugares y empresas -sobre todo en Texas y México- para los que el mercado de Oil & Gas es relevante. También observamos qué empresas evalúan la posibilidad de invertir en Vaca Muerta para que logren una sinergia con nosotros. Además, tenemos otro comité que se encarga de diseñar un plan de retención y atracción de talento, que a su vez lidera un programa para fortalecer el perfil de los líderes que tenemos, reconvertirlos y así satisfacer las necesidades que poseemos hoy como organización. Esto es así porque el modelo de liderazgo que nos trajo hasta acá necesita aggiornarse, crecer y profesionalizarse. Contamos también con un comité que se dedica a la comunicación y a la reputación. Desde el modelo de gobernanza, bajamos la estrategia.
—En los próximos años Vaca Muerta va a presentar un mayor nivel de actividad lo que implicará diversos desafíos. ¿Sobre qué eje deberá enfocarse Clusterciar?
Rimmele: –Sobre todos. La explosión que tendrá Vaca Muerta será más temprano que tarde. Debemos prepararnos teniendo en cuenta que nosotros ya estamos acá. Somos conscientes que debemos fortalecernos y no permitir que vengan de afuera a sacarnos el trabajo. Es por esto que estamos trabajando fuertemente en lo que es el liderazgo, la eficiencia. También en optimizar las estructuras para que los clientes se beneficien con ese valor agregado. Somos una empresa hiper segura. Tenemos indicadores de seguridad altísimos. Contamos con un total de ocho millones de kilómetros en el año recorridos con nuestro vehículo de inspección y tenemos cero accidentes. Poseemos un reporte de sustentabilidad, sin estar obligados a hacerlo, basado en ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza). Lo hacemos porque estamos convencidos que ese es el camino. Las entidades financieras que nos financian negocios o proyectos pueden ver nuestro balance contable junto con el de sustentabilidad. Somos conscientes de que estamos a la altura de la demanda de las operadoras y seguimos trabajando en ese sentido.
—La industria de Oil&Gas logró un hito que es la ampliación de la red de transporte y evacuación de crudo que soluciona uno de los cuellos de botella que tenía el sector y que a la vez impedía aumentar la producción de Vaca Muerta. ¿Cuál fue el rol que ocuparon en este proceso?
Ardiani: –Sí, mediante nuestra compañía Trace Group participamos en lo referido a la inspección de obras en los 500 kilómetros que posee el proyecto Duplicar de Oldelval. Se trata de una compañía que no tiene estructura para ejecutar obras por lo tanto tuvo que confiar en nosotros para sumar gente. Aportamos más de 180 personas para el proyecto porque se realizó a lo largo de toda la traza casi en forma simultánea. Esto implicó que todos esos trabajadores tengan que ubicarse en pueblos y ciudades que no tenían movimiento hace muchísimo tiempo. Fueron casi dos años de obra. Además, hay en agenda otra obra de ampliación por lo que poseemos un acuerdo con Oldelval que es en función de la demanda de gente que ellos tengan en el desarrollo de ese nuevo proyecto.
—¿El trabajo que realizan está vinculado a la inspección y control del avance de obra?
Ardiani: –Nosotros somos los ojos del cliente. Controlamos que las personas y empresas ejecuten los trabajos de acuerdo con los pliegos y condiciones técnicas. Además, informamos al cliente los avances. Con este último proyecto, se armó un equipo de trabajo para que Oldelval pueda llevar adelante la obra en todos los frentes.
—¿Prevén una continuidad de este tipo de obras para Vaca Muerta?
Ardiani: –Vaca Muerta puso en crisis la infraestructura que tenía el mercado de Oil&Gas que se realizó en los años ’70 por YPF, hasta que llegó el momento de explotar la formación no convencional. Llegará un momento en el que se frenarán estas obras de infraestructura. Sin embargo, aún falta un caño para el gas y otro para el petróleo, sumado a todas las instalaciones propias de cada yacimiento. Habrá actividad porque durante los próximos años se seguirán realizando nuevos pozos. Todo dependerá también del contexto internacional, del precio del crudo. Antes la producción estaba destinada a satisfacer al mercado interno, pero ahora tiene como destino la exportación. Por lo tanto, estamos más expuestos a los vaivenes de los precios internacionales, algo que le pasa siempre a todo el mundo en el sector petrolero, pero es algo a lo que no estábamos acostumbrados porque teníamos barriles criollos.
—¿Están planeando sumar alguna empresa más a Clusterciar? ¿Cuál es la proyección que realizan para sus compañías en los próximos años?
Ardiani: –Ciar es nuestra empresa de ingeniería. Desde allí realizamos las ingenierías conceptuales, básicas y de detalle de los proyectos de instalación de superficie: caños, plantas tratamiento, evacuación. Un total de 100 personas se encuentran trabajando para la empresa y 50 de ellas están ubicadas en nuestras oficinas en Buenos Aires. Son 100 personas trabajando exclusivamente en la parte técnica, sin contar al personal de otras áreas como administración o Recursos Humanos. A su vez, Trace Group es nuestra empresa de inspección. Es la compañía más grande que tenemos con 450 trabajadores. A través de esta firma trabajamos en toda la Patagonia, pero también hemos tenido trabajos relacionados a la minería en Salta.
—¿Qué análisis realiza de ese mercado?
Ardiani: –Es un mercado muy diferente al segmento de Oil & Gas. El sector hidrocarburífero requiere mucha mano de obra e inversión para desarrollar la infraestructura y luego mantenerla en funcionamiento. En cambio, en la minería se requiere una inversión inicial muy fuerte, pero luego casi nada.
—¿Cuál es el aporte que pueden realizar como grupo?
Rimmele: –Nosotros realizamos inspección de obra y de construcción de pozos, transporte de personal, operación y mantenimiento. Creemos que si esta última unidad de negocio adquiere mucho volumen podríamos generar una nueva empresa.
—¿Esto quiere decir que la dinámica de crecimiento del grupo surge a medida que un negocio toma una envergadura lo que lleva al diseño de una nueva organización con un equipo abocado?
Rimmele: –Exactamente. Hace poco comenzamos a trabajar con Oldelval en lo que fue la provisión de tareas generales. Eventualmente, podríamos generar una empresa en la medida de que esa unidad de negocios tenga un gran crecimiento. En ese sentido, separaríamos la gestión creando una nueva compañía.
Ardiani: –Alitaware, otra de las empresas del grupo, se dedica al desarrollo de software, le da soporte tecnológico a las empresas del grupo y todos los productos que desarrolla los puede vender a otras empresas también. Cuenta con 10 personas que son desarrolladores de software. Allí contratamos de acuerdo con la necesidad y trabajamos con un modelo freelance. Contamos con personal propio y también freelancers. Y también tenemos a RSN, nuestra empresa de talento tercerizado. A través de esta compañía le ofrecemos a la industria la solución a su requerimiento puntual. Le garantizamos personal, desde una secretaria hasta un ingeniero. Tuvimos un contrato con YPF durante muchos años por la contratación de ocho geólogos. Muchas operadoras no toman la decisión inmediata de aumentar su payroll (nómina de sueldos) y subcontratan.
—Teniendo en cuenta el presente de la industria, ¿creen que RSN será la empresa que más actividad tendrá en los próximos años?
Ardiani: –Creo que sí. Las operadoras también están creciendo con personal propio, pero muchas veces no quieren realizar el proceso de selección y confían en nosotros que les proveemos por cuatro, cinco o seis años esos recursos. Las empresas tercerizan el scouting (exploración). Habrá valles y picos, pero mientras crezca la industria, la empresa va a tener una posibilidad de crecimiento.
—Como grupo demostraron que poseen una forma de trabajar basada en la sinergia entre compañías. ¿Qué debe tener un clúster en la Argentina para ser exitoso y a la vez generar valor para todo el sistema?
Rimmele: –El problema de muchos clústeres es que no hay una colaboración entre empresas y que no tienen un management bien identificado, que sea apoyado por todas las asociaciones que los conforman. Esto sí ocurre con clústeres de otras regiones cuyo management busca hacer nuevos negocios en representación de las empresas que participan. Por ejemplo, el clúster de Córdoba o el de Mar del Plata que se dirigen hasta acá porque tienen como objetivo estar en Vaca Muerta y visibilizan las necesidades y demandas que tienen las empresas que los integran.
YPF inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en el Complejo Industrial La Plata. Este centro de operaciones en tiempo real permite optimizar los procesos de producción de combustibles, lubricantes y especialidades petroquímicas, optimizando costos y mejorando la productividad.
“Hoy inauguramos el Real Time Intelligence Center, que es el primero de su tipo en el downstream en la Argentina. Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, ¿por qué no?, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para nuestro país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Desde la sala RTIC, ubicada en el tercer piso del edificio de Administración del Complejo Industrial, se pueden observar en tiempo real las operaciones de todas las unidades con la finalidad de corregir desvíos para optimizar la producción y obtener mejores rendimientos por barril procesado.
El RTIC constituye un hito para el sector Downstream de YPF ya que permitirá lograr mayores niveles de eficiencia en la producción y llevar las operaciones a un nivel superior. Real Time Intelligence Center.
La sala funciona las 24 horas los 365 días del año. Trabaja un equipo de once ingenieros, cuya responsabilidad es mantener las unidades en su punto óptimo de performance.
Con toda la información disponible, sumada a la utilización de elementos de Inteligencia Artificial (IA), los operadores de la sala puedan tomar – minuto a minuto- las mejores decisiones, midiendo con precisión cuándo se generan desvíos en algún eslabón de la cadena de la cadena de producción.
El RITC constituye un pilar clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de las operaciones de YPF.
La Refinería La Plata es la más importante de la Argentina y la compañía trabaja para posicionarla como la mejor de la región en el marco de su centenario.
YPF puso en operación hoy el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, la primera de su tipo que funciona en el downstream, que le permitirá a la compañía el control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería y su sincronización de manera tal de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, encabezó esta tarde la puesta en marcha de la sala que demandó una inversión de más de US$ 70 millones si se consideran los procesos de digitalización que se vienen aplicando en los últimos años, de los cuales US$ 3 millones correspondieron al equipamiento de la sala desde la que se monitorean todos los procesos de producción.
«Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, por qué no, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para el país”, afirmó el presidente y CEO en el encuentro.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El desarrollo será en breve replicado en las otras dos refinerías que la compañía posee en Luján de Cuyo, Mendoza, y en Plaza Huincul, Neuquén, cuyas salas de control se espera estén listas en el primer semestre de 2026, a la vez que se hará lo propio con otros segmentos del downstream como las áreas de logística y operaciones comerciales.
En la planta que este año cumplirá 100 años, la mayor petrolera integrada de la Argentina produce una amplia gama de productos, entre ellos, los cuatro combustibles de consumo masivo, bases lubricantes, parafinas, asfaltos y productos petroquímicos, para lo cual tiene la capacidad de procesar las variedades de crudo de la Cuenca del Golfo San Jorge y la de Vaca Muerta.
A imagen del Real Time Intelligence Center de YPF que funciona en la torre corporativa de Puerto Madero, desde donde se monitorea segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta, en la mayor refinería del país se logró un proceso propio enfocado en cuatro referencias: optimizar el sistema productivo, mejorar el resultado económico asociado, minimizar el consumo energético y reducir tiempos y perfeccionar métodos de trabajo.
Diego Agrelo, gerente general de la Refinería La Plata, explicó que “la nueva sala permite analizar en tiempo real 180.000 señales físico-químicas y otras 20.000 económicas, con el objetivo de aumentar la eficiencia entendida en términos de cuántos recursos se utilizan por cada barril de petróleo que se procesa o por cada metro cúbico de producto que termina saliendo”.
“Por cada barril de petróleo que ingresa, de los 210.000 de capacidad de procesamiento diario de la planta, la refinería genera entre 80% y 83% de volumen de productos que valen más que el Brent -tomado como un parámetro de generación de valor-, lo que se pretende llevar al menos al 87%”, como meta de productividad a enero 2027, cuando se cumplirán los primeros cuatro años de la actual gestión, indicó Agrelo.
En cada uno de los videowall que dominan la sala se puede hacer el seguimiento detallado desde el momento en que el crudo entra al complejo hasta que sale terminado cada uno de los 50 productos que produce la planta, con el correspondiente análisis de economía del negocio. Esa variable clave se visualiza en el optimax, una pantalla que estima, minuto a minuto, la rentabilidad diaria de la refinería a partir de un escenario base.
El seguimiento de cada pantalla permite identificar un desvío transitorio de producción y su impacto económico, lo que hay que atacar de inmediato para devolver cada instancia a su parámetro de tiempo y calidad óptimo surgido de un proceso de estandarización previo que sirve como base móvil, ya que se pretende un aprendizaje y un círculo de mejora continua que forma parte de la filosofía adaptada de la automotriz Toyota aplicada a la refinación.
“La sala se conforma así en una pieza de un rompecabezas más amplio que es la transformación del negocio. Esa visualización en conjunto de todas las acciones que se están tomando de optimización de los procesos apunta a mejorar la rentabilidad del complejo industrial un 20%, tomando como referencia diciembre de 2023 (que coincide con el inicio del plan de valorización del plan 4×4 que diseñó Marin), hasta terminar este período”, reseñó Agrelo.
La refinería de La Plata abastece el 65% de la demanda de combustibles del Área Metropolitana Buenos Aires, lo que equivale a un 35% del consumo nacional, además de cubrir las necesidades de parte de la Patagonia y las provincias del Litoral.
Para ello, en la actualidad procesa en sus unidades productivas un blend de crudos compuesto por un 70% proveniente del no convencional de Vaca Muerta y un 30% del convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge, en un equilibrio alcanzado en 2023 con las obras de adecuación para una mayor capacidad de tratamiento de shale oil.
Precisamente, el crudo liviano de Vaca Muerta es el de mejor calidad para la refinación porque permite obtener un resultado final en menos etapas de refinación, incluso consume menos energía, lo que se traduce en menos recursos necesarios para transformar las moléculas en productos más valiosos, con la consecuente rentabilidad.
La sala, además, cuenta con tres estaciones de simulación con la intención de modelizar diferentes escenarios productivos de demanda, de calidad, de solución de desvíos, para maximizar el uso de los recursos de la refinería, y se está trabajando para que todo el complejo industrial tenga su gemelo digital y el sistema pueda correr en un entorno completamente virtual.
Así planteado, “el aspecto trascendental de la mejora en la eficiencia y en la rentabilidad de los negocios, es la transformación de la mentalidad” de todos los equipos de la planta para maximizar ese número, agregó el gerente de planta. Y el hecho de visualizar lo que se genera, toca o modifica, para un resultado global cada vez mejor es también un novedoso “parámetro de transformación cultural” para el sector que eleva su propia vara de forma continua.
La meta es “ser la mejor instalación de refinación y petroquímica de América Latina” y en tiempos de volatilidad global de una referencia clave como el precio internacional del barril de petróleo, lograr los mejores parámetros de desempeño es independiente de lo que pase en el corto plazo con los mercados bursátiles. “El hecho de ser altamente competitivo hace al negocio más fuerte para poder sortear esos vaivenes”, concluyó.
Acerca del alterado contexto internacional y los precios del petróleo a la baja por estos días, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó “Estoy convencido de que la energía es un compromiso a largo plazo”. “En mi vida he visto el barril a 8 dólares, a menos 36 dólares, subir y bajar mucho la cotización, pero en YPF estamos en camino a convertirnos en una compañía del No Convencional, lo que nos permite ser resilientes ante los precios bajos del crudo”.
“En YPF salimos de todos los campos maduros porque no era para YPF, y nos hicimos resilientes a 45 dólares el barril. Con ése precio podemos desarrollar todo Vaca Muerta”, afirmó en declaraciones periodísticas (Infobae).
La cotización del crudo Brent se ubicaba el martes en torno a los 64 dólares el barril, en tanto que el crudo WTI rondaba los 61 dólares el barril.
Marín enfatizó que “en YPF hemos cambiado porque realizamos una curva de aprendizaje. Hoy somos una compañía que produce (crudo y gas) en el No Convencional, y nuestrsas inversiones van al No Convencional”, y afirmó que podemos producir “con un barril a un precio de 45 dólares por supuesto que ganamos menos plata, pero no perdemos plata”.
“Hoy competimos de manera sólida con el Permian (formación geológica del NC) de los Estados Unidos”, señaló.
Acerca de la situación internacional opinó que “afrontamos las incertidumbres propias de grandes negociaciones, hay escenarios para arriba, para abajo”, pero no apuesta a un escenario apocalíptico “Las cosas caen, y empiezan a rebotar después”, graficó en el aire.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio que quieran contar con la modalidad de autodespacho de combustible. Lo hizo a través de la resolución 147 publicada este martes en el Boletín Oficial. La cartera energética también aprobó los procedimientos que deben acatar los estacioneros para tener la autorización del autodespacho de naftas y gasoil en el país.
Según indica la resolución, un operador de una estación de servicio podrá tener la modalidad del autodespacho de combustibles y combinarla con la carga asistida por un operador. Las modalidades pueden ser realizadas de manera simultánea o alternada.
Los estacioneros que quieran contar con autodespacho deberán adecuarse a las condiciones técnicas que exige la resolución. La autoridad de aplicación del procedimiento para obtener la autorización del autodespacho de una estación de servicio será la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, a cargo de Federico Veller.
Seguridad
Una de las principales medidas de seguridad para el autodespacho de combustibles tiene que ver con el sistema de corte del expendio. Las estaciones de servicio deberán instalar el sistema “break away” en las mangueras. Es un mecanismo de emergencia para retener el combustible en ambos lados de un punto de corte ante la posibilidad de que una persona se olvide de retirar la manguera del tanque y se retire con su vehículo. Es un sistema que separa la manguera en dos y corta el expendio en ambos lados para evitar derrames.
Además, los surtidores habilitados para el autodespacho tendrán que estar señalizados y las estaciones de servicio “deberán instalar válvulas de impacto o choque en las cañerías de alimentación debajo de los surtidores”, aclara el anexo de las condiciones de seguridad aprobadas por la cartera energética.
Otra medida relevante tiene que ver con el uso de los teléfonos pagar realizar el pago. La resolución aclara que “el uso de cualquier dispositivo móvil como instrumento de pago, deberá efectuarse fuera del área clasificada o desde el interior del vehículo. No podrán utilizarse durante la carga de combustible”.
Los surtidores deberán contar “con un sistema de disparo en el pico (corte automático del suministro) que provoque el cierre de la válvula antes que el pico se ubique en posición normal en el surtidor, impidiendo la posibilidad de reanudar el flujo del producto y/o el sobrellenado del tanque del vehículo”.
Las estaciones tendrá que tener instalado un sistema “Lever On”, que sirve “para iniciar el despacho de combustible (puesta en marcha manual), de modo que dicho inicio se produzca una vez que el cliente colocó el pico del surtidor dentro de la boca del tanque de combustible y levantó la palanca/accionó el botón de puesta en marcha”.
Las bocas de expendio deberán contar con un “dispositivo luminoso, sonoro y/o intercomunicador, en caso que el cliente solicite asistencia del operador” y con guantes descartables.
Operación
Las estaciones de servicio deberán contar en todo momento con uno o más operadores presentes en el predio para que controlen el funcionamiento de la boca de expendio, asistan a los clientes y desempeñen el rol de emergencia ante un evento. Estará prohibido que el cliente intervenga ante una emergencia.
Tendrán que tener una oficina o cabina de control, con acceso a la playa de carga “que asegure una visual completa de todas las operaciones de carga con modo autodespacho”. “Si por alguna razón, la boca de expendio debiese quedar desatendida, los operadores a cargo darán aviso al cliente y el surtidor quedará desenergizado”, aclara el procedimiento aprobado por la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.
La carga de bidones bajo la modalidad autodespacho está prohibida y sólo podrá ser efectuada por personal de la instalación”. “El procedimiento de respuesta a la emergencia deberá asegurar la misma dentro de los tiempos ágiles esperados. De ser necesario, la instalación deberá disponer de sistemas automáticos de extinción u otros medios/equipos tecnológicos”, remarca el texto.
La Secretaría de Energía de la Nación publicó, a través de la Resolución 147/2025, el procedimiento y las condiciones de seguridad que tendrán que cumplir las estaciones de servicio para operar en la modalidad de autodespacho (de los usuarios) de combustible líquido.
El nuevo procedimiento, comunicó la cartera a ccargo de María Tettamanti, “será más fácil y más rápido debido a que se quitan diferentes trabas burocráticas”. “Se le brinda más autonomía a los operadores, que ya no tendrán que pedir autorización a la Secretaría de Energía antes de adaptar la estación para el autodespacho”.
Además, se indicó, “una vez finalizados los trabajos, la entidad auditora presentará la documentación ante la Secretaría de Energía y en ese momento la estación ya podrá comenzar a funcionar en esta nueva modalidad, evitando demoras para la empresa”.
“La implementación del autodespacho de combustible líquido será optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán aplicarla en sus instalaciones de forma total, simultánea o alternada”, describió Energía.
Y detalló que “la desregulación de este sector, que comenzó con el Decreto 46/2025 de enero último, tendrá un beneficio directo para los usuarios ya que garantizará un servicio continuo durante las 24 horas, a la vez que le dará más libertad a los estacioneros”.
La medida venía siendo solicitada por las entidades empresarias expendedoras de combustibles, y de hecho en los últimos meses varias de ellas preanunciaron su apoyo en comunicados.
La publicación oficial de la resolución 147 se concretó 48 horas antes del paro nacional dispuesto por la CGT, que tiene a uno de sus co-secretarios generales representante del sindicato de trabajadores de estaciones de servicio.
Energía puntualizó que “la medida (de autodespacho por parte del usuario particular) permitirá la aplicación de nuevos modelos y tecnologías, la optimización de la seguridad y funcionalidad de las instalaciones y su adaptabilidad en función de la demanda”.
“El autodespacho ofrecerá una garantía para la integridad física de los trabajadores de las estaciones de servicio que, en determinadas zonas del país, se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”, se argumentó.
“A su vez, para hacer posible esta nueva modalidad, será importante la responsabilidad de los operadores para trabajar de manera profesional, cumpliendo los lineamientos de la resolución de la Secretaría”, señala Energía.
Dicha cartera, bajo la órbita del ministerio de Economía, destacó que “con esta medida, el Gobierno Nacional avanza en su camino por garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan su normal prestación, promoviendo el desarrollo de la industria y ampliando la oferta de servicios para los consumidores”.
Toyota Hilux es una de las pick-up preferidas de los argentinos y desde Japón acaba de confirmarse una noticia impactante a nivel mundial: «Toyota planea comenzar a fabricar una Hilux eléctrica en Argentina». La afirmación es del diario Nikkei, el medio financiero más importante de Japón y el artículo lleva la firma del periodista Ryohei Shimizu. Entre la información publicada se destaca que el hecho de fabricar una Hilux eléctrica en Argentina -y en otros mercados a confirmar como China, América y Sudeste asiático- se debe a una estrategia de la automotriz nipona para hacerle frente a los aranceles aduaneros […]
Durante la inauguración de la ampliación del sistema de Oldelval, el ministro de Energía de Neuquén destacó las inversiones y generación de empleo de este tipo de obras. El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, participó de la inauguración de la inauguración del Proyecto Duplicar, la obra de ampliación del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval). Después del acto en Allen, el funcionario destacó que esta inversión permitirá consolidar los desarrollos de upstream de Vaca Muerta. Oldelval desembolsó 1.400 millones de dólares para expandir su capacidad de transporte de 225.000 a 540.000 barriles por día. Se […]
Con el objetivo de seguir impulsando la internacionalización de las empresas santafesinas, el gobernador Maximiliano Pullaro, junto al ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini y la secretaria de Comercio Exterior, Georgina Losada, presentó este lunes en Rosario el calendario de acciones de promoción comercial y atracción de inversiones previsto para el año 2025 por parte del Gobierno provincial. Durante la actividad se dieron a conocer las principales herramientas que la provincia pondrá a disposición del entramado productivo local para fortalecer su presencia en los mercados globales. Este calendario contempla 60 actividades en 30 mercados estratégicos, con fuerte énfasis en Sudamérica. […]
Las empresas de servicio advirtieron que reducirán sus operaciones y ofrecieron continuar en el convencional, pero reduciendo los salarios de los trabajadores. El convencional sigue sufriendo los coletazos de su caída de la actividad. Las perspectivas marcan que el 2025 será mucho más duro de lo que fue el 2024 y todo es incertidumbre en Chubut. El retiro de Halliburton fue un puñal para la Cuenca del Golfo San Jorge y las malas noticias no paran de llegar. A este oscuro panorama se le suma la posibilidad del retiro de Calfrac y Superior de la región para centrarse exclusivamente en […]
El embajador de la Argentina en la India, Mariano Caucino, celebró el «espectacular crecimiento de nuestras relaciones económicas bilaterales» y afirmó que en los últimos años se logró «un vínculo comercial que alcanza aproximadamente los 4.500 millones de dólares» que determina «una importante balanza comercial para Argentina». Caucino indicó que «Argentina es hoy el primer proveedor de aceite de soja de la India y el tercero en términos de aceite de girasol». Y resaltó: «Nuestro país es un actor clave para garantizar la seguridad alimentaria» de ese país. «Tenemos una gran admiración por los elevados valores y principios que sostiene […]
El instituto presentó, en un encuentro del CONFEC, los ejes de trabajo de la provincia y reforzó vínculos para atraer inversiones y potenciar el talento local. Una nueva reunión plenaria del Consejo Federal de Economía del Conocimiento (CONFEC) tuvo lugar en la ciudad de Buenos Aires, durante los primeros días de abril, y congregó a autoridades nacionales y referentes provinciales del sector. Durante la jornada se abordaron las perspectivas, objetivos estratégicos y ejes de trabajo para el año 2025, acompañados por la presentación de datos clave e informes estadísticos del año anterior. Además, se dedicó tiempo a escuchar las necesidades […]
Alquila los conductos para que el fluido atraviece su territorio rumbo a destino. Lo informó el titular de YPFB, podo después de que se cerró el primer envío. El alquiler de los gasoductos bolivianos para transportar gas desde Vaca Muerta hasta Brasil podría representar ingresos anuales de hasta 200 millones de dólares para Bolivia. Así lo afirmó el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, al referirse a la nueva operación que ya está en marcha entre TotalEnergies, el Grupo Matrix Energía de Brasil y la petrolera estatal boliviana. El proyecto consiste en trasladar gas natural desde la formación de Vaca Muerta […]
La empresa de origen italiano que tiene base en la Argentina, y se especializó en la ingeniería de gas natural, desarrolló una planta en España con capacidad para mezclar gas natural con hidrógeno y comercializarlo a hogares e industrias sin modificar la infraestructura de distribución existente. En diálogo con EconoJournal, Alvise Tormene, presidente de la compañía, señaló que el desarrollo de este tipo de tecnologías serán clave para apuntalar la agenda de transición aprovechando el potencial de Vaca Muerta. Tormene Group, una de las cinco compañías globales de origen italiano que provee ingeniería y servicio para la separación, regulación y […]
En una entrevista en el programa Desafío Energético, transmitido por Canal 7 y Radio 7 de Neuquén, Marina Senestro, Directora de Asuntos Gubernamentales de AmCham Argentina, analizó el impacto de las recientes medidas arancelarias anunciadas por Donald Trump y el estado actual de la relación entre empresas argentinas y norteamericanas. En una entrevista en el programa Desafío Energético, transmitido por Canal 7 y Radio 7 de Neuquén, Marina Senestro, Directora de Asuntos Gubernamentales de AmCham Argentina, analizó el impacto de las recientes medidas arancelarias anunciadas por Donald Trump y el estado actual de la relación entre empresas argentinas y norteamericanas. […]
Primera cumbre de Inteligencia Artificial en energía y agua en Neuquén: impulso a la innovación en Vaca Muerta. Científicos, investigadores, ONGs y emprendedores privados presentaron 56 aplicaciones de Inteligencia Artificial en petróleo, gas y agua, en la primera cumbre de IA realizada en Neuquén. El evento busca fortalecer un ecosistema de colaboración entre la academia, el sector privado y el gobierno en el corazón de Vaca Muerta. Este lunes, en el Auditorio de Casa de Gobierno de Neuquén, se celebró la primera cumbre denominada “Impulsando la Convergencia en Neuquén”, organizada por el Laboratorio de Inteligencia Artificial de la UBA (UBA-IALAB) […]
El Gobierno aprobó el reglamento para autodespacho de combustibles líquidos y detalló el procedimiento y las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio para brindar esta modalidad de atención, que ya podrá comenzar a operar en todo el país.
La Resolución 147/2025 de la Secretaría de Energía, publicada este martes en el Boletín Oficial, aprobó el procedimiento que ya se había establecido de manera general en el Decreto 46/2025 de enero pasado, que autorizó el autodespacho de combustible líquido como modalidad optativa.
El Gobierno destacó que el nuevo procedimiento “le brinda más autonomía a los operadores, que ya no tendrán que pedir autorización a la Secretaría de Energía antes de adaptar la estación para el autodespacho”, sino que deberán presentar la documentación “una vez finalizados los trabajos”, “evitando demoras para la empresa”.
También aclaró que la implementación del autodespacho será optativa, a elección de los expendedores, quienes “podrán aplicarla en sus instalaciones de forma total, simultánea o alternada” para optimizar “la seguridad y funcionalidad de las instalaciones y su adaptabilidad en función de la demanda”.
“Para hacer posible esta nueva modalidad, será importante la responsabilidad de los operadores para trabajar de manera profesional, cumpliendo los lineamientos de la resolución de la Secretaría”, subrayaron las autoridades.
Según señaló el comunicado oficial, esta desregulación del sector “tendrá un beneficio directo para los usuarios ya que garantizará un servicio continuo durante las 24 horas, a la vez que le dará más libertad a los estacioneros” y “ofrecerá una garantía para la integridad física de los trabajadores” que “se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”.
El Gobierno señaló que el autodespacho de combustibles ya se utiliza en países como Estados Unidos, Chile, Perú, Colombia, Venezuela y Uruguay, y que su adopción en la Argentina permitirá incorporar nuevas tecnologías, mejorar la funcionalidad y adaptarse mejor a la demanda del mercado.
Toyota Hilux es una de las pick-up preferidas de los argentinos y desde Japón acaba de confirmarse una noticia impactante a nivel mundial: “Toyota planea comenzar a fabricar una Hilux eléctrica en Argentina”.
La afirmación es del diario Nikkei, el medio financiero más importante de Japón y el artículo lleva la firma del periodista Ryohei Shimizu.
Entre la información publicada se destaca que el hecho de fabricar una Hilux eléctrica en Argentina -y en otros mercados a confirmar como China, América y Sudeste asiático- se debe a una estrategia de la automotriz nipona para hacerle frente a los aranceles aduaneros impulsados por Estados Unidos en la gestión de Donald Trump.
En la actualidad, Toyota cuenta solamente con cinco modelos propios de vehículos eléctricos que produce únicamente en Japón y China, mientras que para 2027 la idea es llegar a 15 y ampliar la base productiva a otros lugares el mundo, uno de ellos la Argentina.
“Este esfuerzo por distribuir la producción se produce en un momento en que el comercio mundial se fragmenta bajo la presión de medidas como el arancel del 25 % impuesto por el presidente Donald Trump a las importaciones de vehículos a EE. UU”, asegura el artículo del diario Nikkei.
Un dato a tener en cuenta es que Totoya ya viene trabajando en el proyecto de comercializar una Hilux eléctrica a nivel global y su lanzamiento estaría pautado para finales de este año. Hasta el momento la marca japonesa viene desarrollando una versión experimental de este modelo y confirmó que tiene 230 kilómetros de autonomía, aunque se estima que la versión final de producción tendrá una mayor autonomía.
En los últimos tiempos surgieron proyectos para desarrollar una Hilux “híbrida” en Argentina (combina una unidad de potencia a combustión con un motor eléctrico), pero hasta ahora nunca se había hablado de producir a esta pick-up icónica en una versión totalmente eléctrica BEV (Battery Electric Vehicle).
Las redes de transmisión y distribución de electricidad son el eslabón crítico para alcanzar los objetivos de descarbonización global, según destacó Boston Consulting Group. El informe, titulado Delivering the Energy Transition Will Come Down to the Wires, advierte que la expansión de la infraestructura eléctrica enfrenta desafíos significativos, como la creciente congestión en las redes, barreras regulatorias y de planificación, restricciones en la capacidad de los proveedores y una escasez de talento especializado.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se requerirán inversiones de 25 billones de dólares en redes eléctricas hasta 2050 para cumplir con la meta de emisiones netas cero. Esta cifra es comparable a la inversión necesaria para expandir la capacidad global de energía solar y eólica en el mismo período. «La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para garantizar una transición energética eficiente y asequible», afirmó Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
«Hoy, políticos y expertos en energía coinciden en una máxima: no hay transición sin transmisión, ni solución sin distribución. Para superar las barreras financieras y regulatorias, es clave una colaboración efectiva entre gobiernos y el sector privado”, planteó.
Inversión en redes: una necesidad urgente
Las redes eléctricas deben expandirse a un ritmo acelerado para responder a los retos que plantea la transición energética. El crecimiento de las energías renovables exige una infraestructura más robusta que permita conectar proyectos ubicados en diversas regiones. Al mismo tiempo, la demanda de electricidad sigue en aumento debido a la electrificación del transporte, la adopción de bombas de calor y la creciente digitalización de la economía.
Otro desafío clave es el envejecimiento de la infraestructura eléctrica. Muchas redes, especialmente en Europa y Estados Unidos, tienen más de 40 años de antigüedad y requieren modernización para garantizar su fiabilidad y eficiencia. Además, la adopción de nuevas tecnologías, como la digitalización de la red, el almacenamiento en baterías y los sistemas inteligentes, demanda inversiones en innovación para optimizar la gestión del suministro eléctrico.
Según el informe, para cumplir con los objetivos climáticos, la inversión anual en redes eléctricas a nivel mundial deberá aumentar un 88% en comparación con la década anterior.
Desafíos que amenazan la expansión de la red
El estudio identifica múltiples obstáculos que pueden frenar el desarrollo de la infraestructura eléctrica. La presión financiera es una de las principales preocupaciones, ya que el alto costo de la inversión en redes puede traducirse en tarifas eléctricas más elevadas y generar tensiones en los balances financieros de las empresas del sector.
Además, las restricciones en la cadena de suministro están generando retrasos y sobrecostos en la adquisición de equipos clave, como cables de alta tensión, cuya demanda ha crecido exponencialmente en los últimos años. A esto se suma la escasez de talento especializado, con una creciente falta de ingenieros eléctricos y técnicos calificados, lo que representa un riesgo para la ejecución de los proyectos.
Las barreras regulatorias y de planificación también constituyen un desafío importante. En algunos países, la aprobación de nuevos proyectos puede tardar hasta 12 o 14 años, lo que ralentiza el crecimiento de la infraestructura necesaria para la transición energética.
Al mismo tiempo, la congestión en las redes eléctricas ya existentes está impidiendo la conexión de nuevos proyectos renovables, lo que limita el desarrollo de fuentes de energía más sostenibles. Un caso concreto de este problema se observa en Países Bajos, donde la falta de capacidad en la red ha frenado la conexión de nuevas industrias y proyectos de energía renovable, impactando el crecimiento económico y reduciendo la eficiencia del sistema eléctrico.
Soluciones para acelerar la expansión
Para superar estos desafíos, el informe de BCG propone un cambio de paradigma en la planificación y gestión de las redes eléctricas. Es fundamental adoptar un enfoque más integrado y holístico que permita anticipar las necesidades futuras y optimizar el uso de la infraestructura actual. Asimismo, mejorar la eficiencia en la ejecución del capital es clave para priorizar y coordinar los proyectos de manera estratégica, asegurando que cada inversión tenga el máximo impacto posible en la expansión de la red. También es necesario optimizar la cadena de suministro, estableciendo relaciones estratégicas con los proveedores y unificando estándares técnicos para agilizar la entrega de equipos y servicios
«Para cumplir con los objetivos climáticos, las redes deben ampliarse al doble de la velocidad actual», explica De Lella. «Esto implica no solo aumentar la inversión, sino también repensar la planificación, mejorar la eficiencia del capital y resolver cuellos de botella críticos como la congestión de red y la escasez de talento técnico”.
El mes pasado circularon por las rutas de Neuquén un promedio diario de 1.300 camiones cargados con insumos y maquinarias que se utilizan en Vaca Muerta. La cifra prácticamente duplicó a la verificada en idéntico mes de 2024, cuando se movilizaron casi 700 camiones. El récord de actividad y la falta de celeridad en las obras de ampliación y construcción de nuevas carreteras amenaza con llevar a la provincia neuquina a un verdadero colapso vial. Además, la decisión de YPF de empezar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos incrementa el tráfico de camiones y le suma presión a este escenario complejo.
En estos momentos Vaca Muerta alberga 13 sets activos y promedia unas 2.000 etapas de fractura mensuales, cada una de las cuales requiere alrededor de 230 toneladas (Tn) de arena. El consumo de dicho recurso está actualmente superando las 460.000 Tn al mes.
Según los expertos, la mayor demanda de arena no solamente puso al límite las posibilidades de respuesta de las plantas de procesamiento que hoy se encuentran operativas, sino que también agregó una fuerte presión al sistema logístico que vincula esas usinas con los puntos de consumo en Añelo, el epicentro industrial de las labores en la formación.
En este complejo panorama se inscribe la decisión estratégica de YPF -responsable de un 50% del consumo arenífero en Vaca Muerta- de comenzar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos, medida que estresará aún más la capacidad logística de la Cuenca Neuquina. Debe resaltarse que hasta el mes pasado la petrolera bajo control estatal cubría cerca de un 60% de sus necesidades de arena con recursos obtenidos y procesados en Río Negro y Chubut. Ahora, esa arena, clave para las técnicas de extracción de crudo no convencionales, será traída exclusivamente desde suelo entrerriano.
“Todo indica técnicamente que la arena mayoritariamente va a venir de Entre Ríos y no es posible, con 8 millones de toneladas que va a consumir la industria, transportarla por ruta”, declaró el CEO de YPF, Horacio Marín, en el IEFA Forum, quien dejó en claro que exploran otras alternativas de transporte, como el traslado por tren, aunque esa alternativa demandaría varios años para su concreción.
Ventajas competitivas
La determinación de la empresa que conduce Marín se basa en los resultados obtenidos a partir de una serie de pruebas de desempeño y reportes de campo, los cuales confirmaron que la arena de Río Negro resulta poco eficiente desde un punto de vista técnico. Esto es así, sobre todo, por su escaso índice de redondez, su elevado contenido de finos, su menor resistencia a la presión de cierre y su mala distribución granulométrica, entre otras deficiencias.
En concreto, la arena rionegrina obliga a YPF a incrementar el empleo de sustancias químicas, además de mostrar una reducción en el factor de conductividad del proppant a largo plazo, a tal punto que su menor costo no llega a compensar la pérdida de productividad en los pozos.
La arena entrerriana, por su parte, tiene origen fluvial, exhibe una mineralogía más estable (al contar con un mayor porcentaje de cuarzo puro y una menor proporción de arcillas), brinda mejores propiedades de redondez y ofrece una resistencia mecánica superior. Tantas ventajas competitivas llevaron a YPF a preferirla, incluso pese a los más de 1.200 kilómetros que implica su transporte en camiones desde el litoral hasta Neuquén. En ese sentido, la petrolera resolvió elevar el valor del flete de 63.000 a 85.000 pesos por Tn para asegurarse el abastecimiento, aparte de ofrecer contratos take or pay a los transportistas.
Límite estructural
La sobrecontratación de camiones derivada de la nueva logística arenífera planteada por YPF pateó el tablero a nivel sectorial. No es casual que los tradicionales proveedores del recurso de Entre Ríos se hayan quedado sin unidades de transporte. Tampoco que el resto de las operadoras tengan que lidiar en estos momentos con un mercado logístico absolutamente desbalanceado.
Lo más preocupante, de todos modos, es el agravamiento de la problemática vial en Vaca Muerta, cuyo desarrollo a gran escala no peligra por cuestiones geológicas, económicas o financieras, sino por la insuficiencia en las vías de acceso y la amenaza de un destino -aparentemente inevitable- de saturación logística. Todo indica que, sin chances de abastecerse de arena en tiempo y forma, las operadoras no tendrán otra alternativa más que desacelerar sus labores de fractura hidráulica.
La falta de camiones, choferes y talleres le imprimió al negocio una certeza poco auspiciosa: la capacidad de transporte no podrá expandirse demasiado en el corto plazo. Es sabido, por otro lado, que habrá que esperar más tiempo del deseable para que se construya un corredor ferroviario que conecte las canteras entrerrianas con la Cuenca Neuquina. Finalmente, los planes de ampliar nodos intermedios como Chichinales o Estación Fernández Oro (EFO), ambos ubicados en el departamento rionegrino de Roca, son por ahora sólo eso: planes.
Organizado por Energía Estratégica, medio especializado de Strategic Energy Corp., el evento se llevará a cabo el martes 23 de abril y ofrecerá una mirada integral sobre las oportunidades de negocio, los desafíos regulatorios y las tecnologías emergentes que están dando forma al mercado del almacenamiento en América Latina.
La actividad dará inicio a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La inscripción es gratuita y está abierta al público general, profesionales del sector, desarrolladores, fabricantes y actores del ecosistema energético.
El programa incluirá dos paneles de debate con referentes de empresas destacadas, quienes compartirán su visión sobre el avance de esta tecnología clave para la transición energética.
El primer panel, titulado «El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión», comenzará a las 9:00 h (hora Colombia). Allí se discutirá el potencial de crecimiento en distintos mercados, los modelos de negocio más viables y el papel de las nuevas tecnologías en la estabilidad de la red. Ya confirmaron su participación empresas como Sungrow, Solis, Pylontech y Quartux.
Luego, a las 9:45 h (hora Colombia), tendrá lugar el segundo panel: «Las múltiples ventajas del almacenamiento con baterías y los modelos de negocios para apalancarlos». Este espacio se centrará en las oportunidades económicas y regulatorias que ofrece el almacenamiento, el acceso a financiamiento y la necesidad de nuevos incentivos, con especial foco en casos como el de Chile. Entre las empresas confirmadas se encuentran Amara NZero, APsystems y Growatt.
Con una agenda enfocada en las oportunidades concretas del sector, «Storage: Oportunidades en Latinoamérica» se presenta como una instancia clave para anticipar tendencias, conocer experiencias exitosas y conectar con los principales actores del mercado regional.
Huawei Digital Power consolida su posición como líder del sector solar en Argentina, luego de alcanzar la marca de 1.500 MW de soluciones suministradas y de más del 77% en inversores fotovoltaicos en el país.
Este volumen sitúa a la compañía en una posición dominante en el segmento de gran escala, pero desde el fabricante de origen Chino también prevén un fuerte despliegue en generación distribuida y el mercado de baterías.
“Vemos que la parte de grandes proyectos solares ya se maneja bien desde todo el sector. Hoy en día el almacenamiento es un tema en el cual estamos un poco más relegados que otros días, pero el sector avanza a partir de la licitación de almacenamiento de 500 MW y otras iniciativas”, afirmó Franco Lomello, solution manager de Huawei Digital Power, durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
En efecto, Huawei ya cuenta con proyectos concretos en ejecución. Uno de ellos corresponde a un sistema de almacenamiento aislado de la red para una empresa minera, mientras que otro se ubica en la provincia de San Juan, los cuales se encuentran en fase de construcción y próximos a ser energizados.
De manera paralela, la compañía prevé participar activamente en la licitación “AlmaGBA” lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación, que busca adjudicar sistemas de almacenamiento con capacidad de descarga de cuatro horas y potencias entre 10 MW y 150 MW para paliar la situación crítica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
El enfoque de Huawei en este segmento va más allá de la potencia instalada. La empresa pone especial énfasis en la transferencia tecnológica, apostando a que el mercado comprenda todas las funciones posibles que pueden brindar las baterías en una red moderna.
“Como tecnólogos tenemos que llevar el conocimiento a todos los clientes actuales o potenciales clientes, que vean cuáles son los usos de las baterías, ya que la tecnología puede entregar muchísimas más funciones de regulación de frecuencia y de tensión, hacer grid forming y más”, apuntó Lomello.
Este posicionamiento como proveedor de soluciones completas es posible gracias a la integración vertical de componentes, ya que provee la solución para conectar en media tensión y la compañía tiene su propio PPC y MS.
“Además, seguimos la filosofía y diseño de tecnología de string, por eso mantenemos los PCS del orden de 200 kW haciendo una solución eficiente de muy baja tasa de falla y asegurando disponibilidad por encima del 99,99%”, subrayó solution manager de Huawei Digital Power.
Y más allá de la energía solar y el almacenamiento, el fabricante chino expande su presencia en el ecosistema energético regional con nuevas líneas de innovación. Actualmente cuenta con soluciones de data centers modulares y carga de vehículos eléctricos ya implementadas en Uruguay y Paraguay, y en etapa de preparación para ser introducidas en Argentina.
Por lo que con esta visión tecnológica integrada, una plataforma robusta de soluciones y una estrategia enfocada en el crecimiento sostenible, Huawei Digital Power busca trasladar su liderazgo solar al mercado de baterías, consolidándose como un socio clave en la transición energética de Argentina.
Great Power da un paso estratégico en Latinoamérica. Tras años de operar como proveedor de baterías para múltiples sectores, la compañía china acelera su ingreso al mercado regional con marca propia, con el objetivo de posicionarse como uno de los líderes en almacenamiento energético.
Con ocho giga-factorías en China, una en Vietnam y una en desarrollo en Tailandia, la empresa asegura estar preparada para afrontar con solvencia la demanda del continente como tier – 1 en soluciones BESS.
“Con todo este panorama, nos hemos posicionado como el segundo fabricante de almacenamiento de China para el sector comercial – industrial y será uno de los focos que la compañía tendrá en América Latina”, afirmó Jaime Gómez, business director LATAM de Great Power.
El interés particular en dos segmentos: el de gran escala para proyectos de generación y el sector comercial-industrial. En este último caso, se apuesta por soluciones más compactas y adaptadas a las necesidades específicas de empresas que buscan reducir picos de consumo y maximizar el arbitraje energético.
“Este año nos gustaría comenzar con suministros en LATAM para utility scale y tener proyectos cerrados y primeras experiencias. Mientras que para el sector comercial-industrial, llevaremos adelante la iniciativa para acercar los productos al mercado y que se los pueda conocer en uso real. Queremos que sea una realidad en 2025”, agregó el especialista en diálogo con Energía Estratégica.
En el caso de utility scale, la compañía ofrece un contenedor de hasta 5,015 MWh de capacidad de almacenamiento, adaptable a inversores de distintos fabricantes, dependiendo del proyecto.
En tanto que para el segmento comercial-industrial, Great Power presenta dos modelos principales. El primero consiste en gabinetes sin inversor integrado, con una potencia que oscila entre 300 y 400 kWh, lo que les permite adaptarse a diversas configuraciones del mercado.
El segundo es un gabinete de 260 kWh con PCS (Power Conversion System) integrado, concebido como una solución plug and play, diseñada para facilitar su implementación en campo.
¿Cómo se prevé el posicionamiento en LATAM?
El mapa regional ya está trazado. La compañía tiene operaciones activas o en desarrollo en Chile, Argentina y Brasil, y se encuentra explorando oportunidades en Perú, Colombia, México, Centroamérica y el Caribe.
En Chile, Jaime Gómez destacó el avance regulatorio para incorporar baterías que estabilicen el sistema eléctrico ante el crecimiento renovable y los niveles de curtailment ERNC, de modo que Great Power ya se encuentra cotizando en dicho país.
En Argentina, la empresa ve una oportunidad concreta con la licitación de 500 MW lanzada por la Secretaría de Energía, convocatoria que estará abierta hasta mayo, a fin de instalar baterías en las redes de Edenor y Edesur para resolver la situación crítica de diversos puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
“Estamos apoyando varios proyectos con ofertas. Y de igual manera Brasil resulta muy interesante. Brasil, tanto en la parte comercial e industrial como utility, ya que también se prevé el lanzamiento de una subasta de reserva de capacidad en baterías y queremos estar presentes”, confió el business director LATAM de Great Power.
De todos modos, con una visión pragmática del mercado, el ejecutivo reconoció que el despliegue del almacenamiento enfrenta desafíos técnicos y comerciales, principalmente vinculados a un proceso de aprendizaje que involucre a desarrolladores, integradores, inversores y fabricantes.
Además, consideró que el sector necesita avanzar hacia una estandarización de garantías técnicas y comerciales, que permita reducir la incertidumbre en las decisiones de inversión. “El mercado debe comenzar a establecerse en cuanto a rangos comerciales y técnicos”, sostuvo Gómez.
“Estamos hablando de muchos gigavatios en los próximos pocos años”, concluyó aludiendo que la apuesta de Great Power por Latinoamérica responde a una lectura clara del contexto energético, en donde los sistemas de almacenamiento jugarán un rol cada vez más determinante en los próximos años.
Con más de 15 años de experiencia en diseño, ingeniería y fabricación de trackers fotovoltaicos, Trina Tracker se posiciona como uno de los grandes proveedores del sector solar a escala global.
La empresa ya cuenta con 30 GW de proyectos a nivel internacional y 6 GW en América Latina, mientras que en Argentina se prepara para concretar un hito clave: alcanzar 1 GW de productos suministrados para proyectos renovables.
“Este año llegaremos a los 1000 MW de potencia instalada, lo cual será un logro muy importante para la empresa”, aseguró SantiagoBallester,head of sales de Trina Tracker, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
“El 2024 lo cerramos de gran manera, concentrando entre el 40 – 50% del volumen de proyectos solares del año en Argentina, y queremos consolidar ese liderazgo profundizando nuestras relaciones con los clientes que trabajamos”, agregó.
Mientras que para 2025, la empresa proyecta continuar expandiendo su presencia tanto en gran escala como en generación distribuida, con proyectos de 5-10 MW de capacidad en este último segmento tras la ampliación del límite de potencia, bajo la ley N° 27424.
El portfolio de la compañía se estructura en tres líneas principales: Vanguard 1P, Vanguard 2P y FixOrigin. Los dos primeros son trackers monofila, con disposición de paneles 1B y 2B respectivamente, mientras que FixOrigin corresponde a estructuras fijas disponibles en múltiples configuraciones y longitudes de mesa.
En el caso particular de Argentina, el Vanguard 1P es el producto con mayor penetración en el mercado por su versatilidad y eficiencia, debido a un diseño optimizado para las condiciones locales de viento y se adapta bien a terrenos con pocas restricciones de espacio.
“Es un tracker muy versátil y tiene un costo por MW instalado bastante menor que el Vanguard 2P”, destacó Ballester ante un auditorio de más de 500 líderes de la industria renovable de la región, aclarando que gracias a su ingeniería, puede operar con un solo motor en longitudes de hasta 110 metros, lo que simplifica el montaje, reduce tiempos de instalación y disminuye la posibilidad de fallas.
Otro diferencial relevante es la capacidad de protección ante condiciones climáticas extremas. El Vanguard 1P permite posiciones de seguridad frente al viento en 30 y 60 grados, las mismas que se utilizan frente a eventos de granizo, ofreciendo una protección adicional a los módulos.
“Al posicionar el tracker frente a altos vientos y posiciones de granizo en la misma posición diagonal, genera un beneficio de menor riesgo de rotura de paneles frente a ese tipo de eventos climáticos”, explicó el ejecutivo.
La innovación de Trina Tracker no se limita al hardware. La empresa también desarrolla soluciones digitales que elevan la eficiencia operativa de sus sistemas, incluyendo un software de monitoreo y control que permite gestionar los trackers desde una computadora, como también un algoritmo de seguimiento con inteligencia artificial que optimiza el rendimiento energético del sistema.
Esta herramienta puede incrementar la generación “entre un 3% y un 8%”, dependiendo de las condiciones locales del proyecto, lo cual representa un valor agregado significativo.
En este contexto, Trina Tracker enfoca su estrategia en profundizar la relación con los clientes actuales y ampliar su participación de mercado con soluciones adaptadas a las condiciones particulares del país, integrando ingeniería robusta, tecnología inteligente y un servicio de alto nivel.
Con operaciones en América y Europa, la empresa Telener 360 apuesta a transformar la fase inicial de los proyectos renovables con tecnologías propias y un fuerte posicionamiento en soluciones que optimicen las mediciones eólicas y solares.
Máximo Iaconis, country manager Argentina de la compañía, insiste en que los países de la región cuenten con estrategias nacionales para estandarizar mediciones y trazar un mapa eólico que permita avanzar con mayor precisión y eficiencia.
“Contar con un mapa eólico elimina la necesidad de colocar torres de medición en sitios que después no funcionan. El estado tiene que intervenir para lograr el mapa eólico nacional a través de torres de medición y equipos LIDAR (Light Detection and Ranging) para favorecer a los tecnólogos y al sector eólico”, afirmó instando a copiar el modelo que ya implementa Chile.
“También es muy importante que las grandes empresas apoyen a las PyMEs en la cadena de pagos y fianzas, ya que en definitiva éstas son las que construyen los proyectos”, planteó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
Desde su experiencia, la ausencia de una base de datos confiable y de alcance nacional genera demoras, costos innecesarios y errores en la ubicación de infraestructuras clave. Y cabe recordar que Telener 360 se dedica al diseño, fabricación, instalación e instrumentación de torres meteorológicas para medir recurso eólico y solar.
Por lo que su enfoque técnico se combina con una visión de desarrollo que prioriza tanto la ingeniería de precisión como el fortalecimiento de la cadena de valor local.
En ese marco, la empresa está desarrollando una serie de innovaciones tecnológicas con impacto directo en los costos y tiempos de instalación. Una de ellas es un sistema Power Bank alimentado por tecnología eólica, solar y celdas de metanol, diseñado específicamente para permitir el funcionamiento autónomo de equipos LIDAR en sitios remotos.
Esta innovación se integra a otras soluciones que ya están siendo implementadas, como una nueva torre de medición de recurso solar auto-izable, de manera facilitar la instalación, disminuir el costo y no requerir permisos para trabajar en altura.
“Se instalan todos los piranómetro y demás sensores de presión – humedad a nivel de suelo y luego se iza a la altura deseada. Tratamos que la eólica sea más competitiva desde la fase inicial al desarrollar torres hasta 100 metros que sean auto-izables y complementarlo con tecnología LIDAR”, detalló Iaconis.
“De esa esa manera podemos medir hasta 200 metros y ahorrar en la estructura de la torre básicamente, lo que contribuye a disminuir el precio total del proyecto eólico”, añadió durante FES Argentina.
La tecnología LIDAR es clave para Telener 360 en la estrategia de reducir costos y aumentar la cobertura de medición, especialmente en terrenos complejos, donde la instalación de torres es difícil o costosa.
“En esos casos rotamos los sistemas LIDAR para mapear el terreno”, comentó Iaconis, con el foco puesto en cubrir más áreas sin necesidad de una torre física en cada punto y optimizar el uso de recursos técnicos y económicos.
En sesión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-, se aprobó la resolución definitiva con la que se permitirá la implementación de Comunidades Energéticas a más de 500.000 familias para que, de manera comunitaria, puedan generar y vender su energía a la red, dando un paso más al desarrollo de economías populares.
Bajo los lineamientos listados en la Resolución CREG 101 072 de 2025, los miembros de las Comunidades Energéticas podrán participar de mecanismos colectivos de generación que promueven un uso eficiente de la energía. La nueva normativa pretende habilitar al menos un gigawatio (GW) adicional de capacidad instalada a partir de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable –FNCER-, y contribuir al incremento de usuarios con infraestructura de medición avanzada a nivel nacional.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma afirmó que “esta medida permitirá darle paso a la democratización y descentralización de la energía, donde los usuarios son el centro del desarrollo energético, ya que además de tener una energía verde sostenible recibirán ingresos producto de comercializar los excedentes de energía”.
La armonización regulatoria de las comunidades energéticas representa un hito en la historia del mercado de energía eléctrica del país, debido a que se incorpora una innovación regulatoria clave: la agregación virtual de fronteras que permitirá la integración de usuarios, aunque estén geográficamente dispersos, siempre que se encuentren dentro del mismo mercado de comercialización y sistema de distribución local. Esto abre nuevas oportunidades para el desarrollo de comunidades energéticas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y Zonas no Interconectadas (ZNI).
Las comunidades energéticas se constituyen como una herramienta de transformación social que garantizan la democratización del acceso a la energía limpia, la justicia energética y fomentan la organización social, el empoderamiento ciudadano y la generación de ingresos a través de esquemas productivos sostenibles.
De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía se trata de una decisión histórica para el sector energético colombiano. “Con la implementación de las Comunidades Energéticas en los barrios eléctricamente subnormales y zonas especiales del Caribe colombiano, los usuarios aliviarán el costo de su tarifa porque estos paneles solares serán subsidiados por fondos del Gobierno Nacional. Desde este modelo, le hago un llamado a alcaldes y autoridades locales para que adelanten los procesos de democratización de la energía a través de las Comunidades Energéticas”, agregó el ministro Palma.
En este sentido, MinEnergía seguirá avanzando hacia un modelo energético más inclusivo, descentralizado y resiliente que pone en el centro a las personas, apostándole a la transformación de los territorios.
Los empresarios expendedores de combustibles nucleados en CECHA y todas sus Cámaras y Federaciones asociadas comunicaron que “los propietarios de estaciones de servicio no adherimos al paro general dispuesto por la CGT para el día 10 de abril”.
“En consecuencia, nuestros establecimientos a lo largo y lo ancho del país continuarán su actividad con absoluta normalidad, respetando en todo caso el derecho de huelga de aquellos empleados que decidieran acompañar la medida”, señalaron.
En ese contexto, el Sindicato de Obreros y Empleados de Estaciones de Servicio SOESGyPE confirmó su adhesión plena a la medida y dispuso que las bocas de expendio trabajen únicamente con un cronograma de emergencia para asistir a ambulancias, bomberos y fuerzas de seguridad.
“No habrá carga de combustible durante toda la jornada del jueves. Solo se atenderán urgencias. Las estaciones no abrirán al público general”, confirmó Carlos Acuña (h), secretario adjunto del gremio, en diálogo con surtidores.com.ar.
América Latina y el Caribe avanza en su transición energética, alcanzando un 69 % de renovabilidad, con liderazgo de la hidroenergía y la energía solar.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó su Nuevo Reporte de Generación Eléctrica en América Latina y el Caribe (ALC), que ofrece un análisis detallado del comportamiento del sistema eléctrico en la región. El informe incluye datos sobre generación eléctrica, participación de las distintas fuentes de energía, así como comparaciones interanuales, mensuales y variaciones estacionales.
Además de los datos correspondientes al mes de diciembre de 2024, se incorporó un análisis detallado de la generación eléctrica a lo largo de todo el año.
Durante 2024, América Latina y el Caribe registró un incremento de 5,5 % en la generación eléctrica, impulsado principalmente por la expansión de centrales eólicas y solares fotovoltaicas, y por una mayor participación del gas natural en la matriz eléctrica regional.
Un desglose de las fuentes de generación de electricidad en 2024 permitió establecer que la Hidroenergía representó el 45 % del total, el Gas natural: 25 %, la energía Eólica: 12 %, la de fuente Solar: 7 %, la Bioenergía: 4 %, el Carbón mineral: 2 %, la energía Nuclear: 2 %, los Derivados del petróleo: 2 %, y la Geotérmica: 1 por ciento.
El informe de la OLADE destaca que “gracias a esta diversificación, el índice de renovabilidad —que mide la proporción de electricidad generada a partir de fuentes renovables— alcanzó el 69 por ciento”.
En términos mensuales, se evidencian patrones estacionales:
Agosto de 2023: peak de generación de 151 TWh; Mayo de 2024: peak de generación máximo anual con 159 TWh, Diciembre de 2024: 149 TWh, lo que representa un aumento interanual del 1,3 % frente al mismo mes de 2023.
En diciembre de 2024 la hidroenergía lideró con 46 % de participación y la generación renovable total alcanzó los 109 TWh. El informe destaca que alrededor de diez países de la región superaron el 75 % de renovabilidad, al tiempo que se observaron disminuciones significativas en el uso de fuentes no renovables: Derivados del petróleo: -62 %, Carbón mineral: -49 por ciento.
“Este avance reafirma el compromiso de la región con la sostenibilidad y la seguridad energética, posicionando a América Latina y el Caribe como referente global en la transición hacia un sistema eléctrico más limpio y resiliente”, señala el informe.
Descarga el reporte en el siguiente enlace: https://www.olade.org/publicaciones/reporte-de-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/
Tormene Americana, una de las cinco compañías globales de origen italiano que provee ingeniería y servicio para la separación, regulación y medición en las estaciones de gas natural, cumplirá en mayo 30 años de presencia ininterrumpida en la Argentina. Hoy la empresa, que comenzó como una organización dedicada a la fundición de metales no ferrosos en Padua, al norte de Italia, y que en 1930 comenzó con la fabricación de las primeras válvulas de gas a partir del descubrimiento de gas natural a 50 kilómetros de esa localidad, es conducida por la tercera generación de la familia por Alvise Tormene, nieto del fundador de la firma, Amedeo.
La compañía posee una fuerte presencia en el sector hidrocarburífero de la Argentina y proporciona distintos equipos como válvulas y también estaciones de filtración, medición y odorización de gas natural ya que tiene como objetivo acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y el desarrollo del país. Además, se encuentra presente en otros países de Latinoamérica como Perú, Chile, Brasil, Uruguay y Colombia, cuya puerta de entrada fue su experiencia en el mercado argentino.
En diálogo con EconoJournal, Alvise Tormene detalló que, gracias a su expertise en el gas natural, Tormene Americana se encuentra trabajando en diferentes iniciativas para combinar el gas natural con el hidrógeno y así reducir el impacto ambiental, la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y poder alinearse con las exigencias que demanda la agenda de transición energética. Tormene desarrolló una primera planta de este tipo denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, en Mallorca (España).
Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios, adelantaron que la compañía está evaluando la posibilidad de construir una planta similar en la Argentina para aprovechar el potencial gasífero de Vaca Muerta.
Alvise Tormene, CEO de Tormene Americana
¿Cómo fue la llegada de la compañía a la Argentina y la posterior expansión hacia Latinoamérica?
–Mi papá y mi tío viajaron varias veces a finales de los ’50 para realizar plantas para empresas cementeras. Luego la relación se interrumpió, pero en el ‘96 se retomó. Nosotros siempre estuvimos presentes en el segmento de gas, en la parte de realización y construcción de plantas para la regulación, medición y tratamiento de gas natural. La Argentina es uno de los países de Latinoamérica que más trayectoria tiene en lo que es el uso del gas, con lo cual era el país ideal para ingresar al mercado latinoamericano.
Fueron años muy buenos. Hemos exportado muchísimo a distintos países de Latinoamérica. En Perú el 80% de las estaciones son nuestras. Tenemos el gasoducto y la planta instalada en Camisea (el mega yacimiento de gas más importante de ese país). También tenemos muchas plantas instaladas en Chile, y en Uruguay todas las estaciones del sur. Estamos presentes en Colombia, Brasil, México, con lo cual cubrimos a los principales países de Latinoamérica.
¿Cómo se está alineando la empresa respecto a las exigencias internacionales en torno a la transición energética?
–La filosofía del grupo cambió. Además de estar en Latinoamérica tenemos nuestra casa matriz en Italia y estamos en España, en Austria, en China. Europa tiene una agenda muy robustecida en lo que respecta a la transición energética. Es por esto que hemos desarrollado una estrategia que tiene tres ejes. El primero tiene que ver con nuestro trabajo tradicional que está vinculado al tratamiento de gas y a los equipos. A la vez, estamos trabajando en el segmento de hidrógeno.
¿Cuál es el aporte que pueden realizar como compañía para apalancar el desarrollo del hidrógeno?
–El desarrollo del hidrógeno es un ámbito muy cercano a lo que es el gas natural. Son dos gases que sabemos cómo se deben manejar. Para nosotros es fácil adaptarnos y pasar del gas al hidrógeno, a pesar de que las moléculas tienen diferentes tamaños y el hidrógeno lleva otros procedimientos al ser más delicado.
Como tenemos la capacidad de adaptarnos, tomamos la decisión de desarrollar nuestra propia línea de electrolizadores para poder realizar todo el proceso de producción de hidrógeno. Firmamos un acuerdo con un centro de desarrollo tecnológico que está ubicado en el norte de Italia para poder fabricar este equipo y llevar a cabo la electrólisis (proceso que utiliza electricidad para separar el agua en hidrógeno y oxígeno) y obtener así el hidrógeno.
Ya presentamos tres patentes relacionadas al desarrollo de este equipamiento. Prevemos que estará listo antes de fin de año.
El mercado europeo exige disminuir el impacto ambiental. Esto también sucederá en la Argentina en algunos años. Por eso, muchas sociedades distribuidoras de gas quieren mezclarlo e hidrógeno, a pesar de que tienen características distintas. Nuestro foco está allí.
Para que esa mezcla sea eficiente se precisa de un mezclador. Se trata de una herramienta que nosotros también desarrollamos y patentamos. Esto es fundamental porque este equipo garantiza que la mezcla mantenga las mismas características por varios kilómetros y que no se separe el hidrógeno y el gas natural.
Proyectos hidrógeno
Desde Tormene Americana han analizado la posibilidad de seguir aprovechando el recurso gasífero y a la vez cumplir con lo que demanda a la agenda ambiental. Esto por esto que han encarado distintas alternativas para dinamizar su desarrollo junto con el hidrógeno.
¿Qué proyectos pusieron en marcha?
–Gracias a estas tecnologías como el mezclador, junto con una distribuidora española desarrollamos la planta más grande de mezcla de gas natural e hidrógeno denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, Mallorca, España.
En este proyecto, Tormene Group se encargó de la ingeniería, fabricación, puesta en marcha y mantenimiento del primer sistema de mezcla de hidrógeno y gas en un sistema de gas natural tradicional. En la actualidad, ese gas llega a los usuarios residenciales, a las industrias, a todo el sistema mediante la misma infraestructura existente.
¿Cómo fue el desarrollo de esta iniciativa?
–Se trata de un proyecto piloto financiado por la comunidad europea. Ellos poseen hidrógeno y además tenían un electrolizador para llevar a cabo el proceso de obtención.
Es un proyecto que desarrolla las infraestructuras necesarias para la producción de hidrógeno verde a partir de energía solar y su distribución a los usuarios finales, como también a los sectores turísticos, de transporte, industrial y energético, entre lo que se incluye la inyección en la red de gas para la generación de calor y energía verde en la ubicación de su uso final.
Allí nosotros desarrollamos la planta de descarga de camiones en los que viaja el hidrógeno para luego llegar a la estación de regulación. En ese punto, desde nuestra compañía alimentamos al sistema que va agregando hidrógeno antes de la entrada al mixer. Hoy en día, la mezcla posee entre un 3 y 4% de hidrógeno, pero la idea es llegar a 20% de hidrógeno y 80% de gas natural, que es el número que los técnicos nos han indicado que no implicaría cambios en toda la infraestructura de transporte de gas.
Por eso, creemos que el mercado de gas natural va a seguir por muchos años, porque es el combustible que menos impacto ambiental posee.
¿Qué otros proyectos tienen en agenda?
–Hace poco adquirimos una compañía en España que se dedica al tratamiento del biogás. Poseemos toda la tecnología para limpiar ese gas que llega con una cantidad importante de dióxido de carbono. Nuestro objetivo es aprovechar ese CO2, sumarle hidrógeno y generar gas sintético, que tiene la misma fórmula que el gas natural, pero que es generado de manera tecnológica.
Ese sistema existe desde el punto de vista químico, pero no está desarrollado desde el punto de vista industrial. Sabemos cómo se hace, pero aún no existen plantas industriales de gran producción que lo estén desarrollando. Este tipo de gas está en estudio. Entablamos conversaciones con distintas empresas, en su mayoría start up que están estudiando esta iniciativa para que sea conveniente en términos económicos.
¿Cuál sería el impacto de generar gas sintético?
–Permitiría aprovechar el CO2 generado con el biogás y transformarlo en combustible. Quienes poseen una planta que genera biogás podrían aprovechar el CO2 junto al hidrógeno e incrementar su producción, al mismo tiempo que reducirían el impacto ambiental.
¿Este tipo de iniciativas se podrían replicar en la Argentina?
–Todas estas tecnologías están disponibles para todas las empresas. Por lo cual, la Argentina también podría acceder a todas ellas. En lo que respecta al desarrollo de los electrolizadores, la idea es poder fabricar localmente todo el sistema. Lo mismo para el tratamiento del biogás, el mezclador. Nosotros lo estamos desarrollando en Italia porque tenemos la ventaja de tener un centro de desarrollo tecnológico muy cerca, que tiene mucho dinero que viene de la comunidad. Nuestra idea es que cada una de estas tecnologías e iniciativas se puedan replicar en cada uno de los países en los que nosotros estamos presentes cuando lo necesiten.
El desarrollo del hidrógeno
¿Cuál es el análisis que realiza del desarrollo del hidrógeno en la Argentina?
–Hoy el hidrógeno en la Argentina no es una prioridad. Pero todo lo que desarrollamos se puede replicar aquí cuando el país lo necesite. La Argentina está focalizada en el desarrollo de los hidrocarburos, otro segmento en el que estamos presentes, para aprovechar la oportunidad que posee con el gas de Vaca Muerta.
Muchos países están invirtiendo dinero para usar gas natural y también producir hidrógeno. Por ejemplo, Arabia Saudita está realizando una inversión grande para poder tener el sistema más grande de producción de hidrógeno. El gas natural será el puente para todas estas iniciativas y se va a seguir utilizando por mucho tiempo por la intermitencia de las renovables.
¿Cuál es el análisis que realizan sobre el escenario de la Argentina?
—Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina: La Argentina se encuentra en una posición económica en la que no puede otorgar muchos incentivos. La economía siempre estuvo basada en el sector del agro, pero hoy se tomó dimensión de que la energía podría ser muy importante para el desarrollo económico. Por eso hay mucha expectativa respecto al gas y al petróleo. Nuestros equipos y provisiones son para ese segmento.
Nuestros análisis de mercado nos muestran que no están llegando las inversiones del exterior como se esperaba, sino que muchos inversores locales son los que están apostado al riesgo nacional, a los proyectos, porque conocen las reglas, la idiosincrasia y porque todavía hay esperanza de desarrollo.
Aún resulta difícil convencer a los inversores internacionales porque estamos ante un gobierno nuevo que todavía tiene mucho por demostrar. Si bien hubo cambios que parecen positivos, todavía no son suficientes para que llegue la lluvia de inversiones.
Sí notamos que hay un gran cambio y que hay mucho desarrollo en Vaca Muerta. Por eso nosotros, como compañía, queremos estar presente con los equipos que tenemos, los separadores, las instalaciones de superficie, etc.Sabemos que durante los próximos años el gas natural va a seguir siendo una fuente importante para la matriz energética y que también será una fuente de exportación para el ingreso de divisas para el país.
Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alvise Tormene, CEO de la compañía.
Cuando se habla de producir hidrógeno en la Argentina muchas veces se pone el foco en Chubut por su potencial eólico. ¿Creen que el trabajo que realizan en Europa se podría replicar allí?
–El proyecto del sur es una iniciativa que tiene muchos años y que ahora la están reflotando. El hidrógeno tiene muchos temas que se deben solucionar. Uno de ellos es el transporte eléctrico. Se necesita analizar cuál es la alternativa más conveniente. A su vez, hay una ventaja y es que la producción eléctrica es realmente muy importante en esa parte de la Argentina, pero se trata de una inversión muy grande. Para nosotros son plantas de mucho tamaño y estamos pensando en proyectos más chicos, con plantas modulares.
¿Cuáles son sus proyecciones para los próximos años?
–Vaca Muerta tiene un plan de inversión gigante. Los inversores serán locales. Tenemos vínculo con muchos clientes, con las operadoras, y vamos a acompañar este crecimiento. La Argentina tiene que desarrollar sus recursos ahora. El acuerdo de YPF con Shell sobre el Gas Natural Licuado (GNL) es muy importante porque esa es la mejor manera de exportar. Lo ideal sería poder vender el gas a Europa durante el verano ya que allá es invierno y es el periodo en el que baja el consumo de gas acá.
A pesar de la abundancia de recursos que posee la Argentina respecto al gas de Vaca Muerta hay localidades que no cuentan con suministro y deben comprar garrafas. ¿Cómo analizan esta situación y cuál es el aporte que podrían realizar como compañía?
–Es muy complejo porque se trata de un tema de costos. Hay lugares que están ubicados bastante lejos de lo que son las líneas principales, con lo cual servir a un pueblo que tiene poca gente es complicado. La alternativa que existe son los gasoductos virtuales (sistema que transporta gas natural sin la necesidad de construir gasoductos físicos. Se comprime o licua el recurso y se lo transporta). Son recursos que hemos analizado.
¿Cuáles son los obstáculos?
—Jorge Ocampo: La Argentina es un lugar en el que hay gas hace muchos años. Posee muchas redes desarrolladas, pero no hay muchos proyectos que sean interesantes a nivel económico. Hay iniciativas de plantas de micro LNG (permiten licuefaccionar gas natural en volúmenes pequeños y son una solución para suministrar energía en zonas remotas o sin gasoductos), pero podríamos apuntar a algún industrial importante que tenga la capacidad de pago de este tipo de inversión. La ventaja que tenemos como empresa es que somos una compañía multinacional que está presente en muchas partes del mundo. Esto permite tener mucha experiencia y retroalimentarnos de las distintas filiales para capitalizar esa información en el desarrollo de proyectos.
—Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios: Hay algunos pueblos del norte del país que están ubicados cerca del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) y que deberían ser abastecidos por ese ducto, pero como no están las obras complementarias utilizan Gas Licuado de Petróleo (GLP). Es por esto por lo que estamos evaluando distintas alternativas para llevar a cabo un proyecto piloto de mezcla de hidrógeno a algún pueblo aislado. Sería una alternativa similar a lo que realizamos en Mallorca.Esto es así porque en este momento no resulta viable económicamente instalar una planta de regasificación o de licuefacción.
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Grúas San Blas recibió a representantes de SANY LATAM, en el marco de una visita estratégica a la Argentina. Cao Te, Presidente de SANY LATAM, y Yonglin Cheng, director comercial de la región, recorrieron junto a su comitiva las sucursales de Buenos Aires, Centenario y Añelo, para interiorizarse sobre el trabajo que Grúas San Blas desarrolla en los principales polos industriales del país.
El objetivo de la visita fue fortalecer el vínculo institucional y comercial entre ambas compañías, así como profundizar el conocimiento de la estrategia operativa que Grúas San Blas implementa en los distintos segmentos de maquinaria pesada, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.
La agenda incluyó encuentros con equipos locales, recorridas técnicas, visitas a clientes estratégicos y espacios de intercambio de experiencias y proyecciones conjuntas.
Desde la compañía destacaron: «Grúas San Blas ha sido un actor clave en la consolidación de la marca en el país, brindando soluciones integrales en ventas, servicios y postventa para equipos de alta complejidad. Esta alianza, sostenida en el tiempo por la confianza mutua, el profesionalismo y una visión compartida de crecimiento, ha contribuido a posicionar a SANY como un referente en la región».
“Estas instancias de contacto directo refuerzan nuestro compromiso con el desarrollo de una industria cada vez más robusta, eficiente e innovadora, donde el cliente es el centro de cada decisión”, sumaron desde la dirección de Grúas San Blas.
Visita
A su vez, precisaron que la visita de los directivos de SANY LATAM no solo evidencia el reconocimiento a la gestión de Grúas San Blas, sino que también proyecta nuevas oportunidades de colaboración para continuar liderando el mercado con soluciones de vanguardia, adaptadas a las exigencias del sector.
Más información sobre los productos SANY disponibles en la Argentina en este link.
CIMC Wetrans -el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores- estuvo presente por segundo año consecutivo de la Expo Agro. La compañía expuso nuevas propuestas que van desde más de 150 modelos de contenedores, incluyendo los diseñados para el acopio de productos rurales, los destinados al traslado de alimentos refrigerados o congelados y los de almacenamiento de energía hasta desarrollos habitacionales modulares para campamentos, oficinas y viviendas rurales.
Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseguró: “Buscamos potenciar la Agroindustria, a partir de la innovación que importamos: insumos con tecnología y soluciones sustentables que hacen mucho más productivo y eficiente el trabajo del agro. Represento a una compañía que es líder global en soluciones de energía limpia. Desde ese lugar vamos a buscar siempre alcanzar la máxima calidad, eficiencia e innovación en nuestros productos y servicios centrándonos en que los mismos puedan enfrentar los desafíos que surgen, en cada industria y en cada sector, en la búsqueda y desarrollo para un ecosistema cada vez más sostenible «.
Soluciones de almacenamiento de energía
Estas son algunas de las nuevas soluciones de almacenamiento de energía que fueron presentadas en la última edición de ExpoAgro:
Contenedores de almacenamiento de energía renovable: Dentro de las respuestas más innovadoras de CIMC Wetrans en el ámbito de las energías verdes se encuentran los contenedores de almacenamiento de energía renovable. Estos sistemas utilizan baterías de alta capacidad para almacenar la energía generada por paneles solares o turbinas eólicas, y son especialmente útiles en áreas rurales, donde la red eléctrica convencional no llega o es costosa de implementar.
Romina Parquet, CEO de CIMC Wetrans
Principales beneficios
1.Reducción de costos energéticos: Al almacenar energía renovable, los productores pueden reducir su consumo de energía tradicional y bajar los costos operativos. Esto se traduce en una mayor rentabilidad para los proyectos agroindustriales, especialmente en zonas donde los precios de la electricidad son elevados.
2. Sostenibilidad y reducción de la huella de carbono: Los sistemas de almacenamiento permiten utilizar más energía renovable durante todo el día, disminuyendo las emisiones de carbono y ayudando a combatir el cambio climático, uno de los mayores desafíos del sector agropecuario global.
3. Mayor estabilidad energética: El almacenamiento de energía proporciona una fuente confiable de electricidad, incluso durante los cortes de energía o cuando no hay suficiente sol o viento. Esto es especialmente valioso en áreas rurales y remotas donde el acceso a la red eléctrica convencional a veces es limitado.
4. Fácil instalación y portabilidad: Los contenedores modulares son fáciles de transportar e instalar, lo que los convierte en una opción ideal para proyectos agroindustriales de todo tamaño. Su portabilidad permite que se adapten a las necesidades de cada productor, sin requerir grandes inversiones iniciales ni complejas infraestructuras.
Otras soluciones
Además de sus sistemas de almacenamiento de energía, CIMC Wetrans ofreció una serie de soluciones energéticas complementarias que ayudan al sector agropecuario a integrarse de manera más eficiente con las energías renovables, entre las que se destacan los contenedores solares equipados con paneles solares de alta eficiencia y los contenedores generadores de energía, diseñados para albergar grupos electrógenos, también permiten complementar la energía renovable con fuentes de respaldo cuando sea necesario, sin dejar de ser una solución respetuosa con el medio ambiente.
“Toda la línea agrícola está conformada por contenedores completamente nuevos o denominados one way, y su valor es altamente competitivo, salen lo mismo que comprar uno usado. Su equipamiento y estructura es de excelencia. Se entregan nacionalizados, personalizados y con certificaciones internacionales, nos ocupamos de la integralidad de la logística así como su transporte”, afirmó Parquet.
«Contamos con una flota propia de utilitarios y camiones para el transporte punto a punto, puerta a puerta, de esta forma garantizamos un servicio eficiente y de calidad que se traduce en un transporte 100% confiable”, concluyó la ejecutiva.
Para más información, visite www.cimcwetrans.com.ar
YPF y el gobierno de Santa Cruz firmaron la semana pasada un Memorando de Entendimiento (MOU) para la cesión de diez áreas petroleras a la empresa provincial Formicruz, luego de varios cruces y tensiones.
En las últimas horas, desde la administración del gobernador Claudio Vidal dieron algunas precisiones más sobre el preacuerdo alcanzado, que deberá ser ratificado por el directorio de la petrolera nacional.
Uno de los puntos más discutidos, junto con la preservación de los puestos de trabajo, fue la cuestión del pasivo ambiental. Y uno de los puntos que justamente facilitaron este entendimiento es que se contempla la implementación de un Programa de Saneamiento Ambiental y Abandono de los activos transferidos.
Ahora, desde la provincia se dió a conocer el monto que alcanzaría ese reconocimiento. Según destacaron, Santa Cruz recibirá 335 millones de dólares, en concepto de compensación y resarcimiento económico. Este aspecto es clave, dado que la normativa vigente exige que las empresas que cesan operaciones en un área deben garantizar su remediación ambiental.
El memorandum con Chubut se enmarca en la estrategia de la petrolera de bandera de retirarse de los campos convencionalesy concentrar sus operaciones en el desarrollo de Vaca Muerta.
Vale destacar que el acuerdo rubricado garantiza la preservación de la totalidad de los puestos de trabajo directos e indirectos por parte de las nuevas empresas concesionarias que absorberán el personal que actualmente posee YPF.
“Acerca de esta actividad económica, van a ser unos cientos millones de dólares que ingresarán directamente al Fondo Unirse, lo cual serán destinados directamente a obras de infraestructura. Pienso que eso lo vamos a ver plasmados todos los santacruceños porque se va a invertir en eso”, destacó el vicegobernador, Fabián Leguizamón.
El presidente de la empresa estatal Distrigas S.A., Marcelo De La Torre, resaltó que “venimos trabajando desde el comienzo de la gestión con un grupo de vecinos que fueron a llevar la inquietud y que durante las gestiones anteriores no los recibían, por ende, no podían acceder a estos proyectos y hoy ya estamos instalando la red de gas en los domicilios”.
“La obra en sí llevó tres meses de trabajo y después tuvimos que vincular por lo cual terminamos el amanzanado y había que vincular lo de gasoducto por lo que hubo que hacer otra extensión de red eso también nos llevó más o menos unos 30 días, pero bueno, ahora estamos ya instalando los domicilios”, señaló.
Más adelante, De La Torre brindó detalles de los trabajos que se realizarán en diferentes localidades de la provincia. “Estamos trabajando en todas las localidades y ahora estamos planificando una gran expansión de la red de gas. La semana que viene estaremos haciendo el mismo trabajo en el barrio Nueva Esperanza de Río Gallegos que también se había iniciado a fines del año pasado y por suerte, llegamos antes el invierno por lo que era uno de los requerimientos más esperados por los vecinos”.
Por otra parte, Carolina Rojas, funcionaria de Distrigas S.A., manifestó que “una de las cosas que se remarcó es la participación de los vecinos en este diseño de obra”. “La verdad que los vecinos con mucho esfuerzo compraron gran parte del material, también recalificaron material que teníamos vencido y bueno, fue un proceso un poco más largo, pero con eso pudimos conectar cinco manzanas que son las que pertenecen al barrio”, detalló.
“Esta obra es sumamente importante más que nada en esta época invernal y había muchas ganas de poder habilitar esto lo antes posible porque todos sabemos cómo se sufre el frío acá en la zona”, resaltó.
A los conceptos vertidos por De La Torre y Rojas, la vecina Patricia Polo agregó: “Estoy muy contenta porque no esperábamos que la obra se hiciera con tanta rapidez, pero fue una realidad. La espera fue larga, pero la obra se realizó”.
Finalmente, la vecina del Barrio Aeroclub dijo que esta obra “se logró con mucho esfuerzo de todos. “Los vecinos nos pusimos todos de acuerdo con lo difícil de la situación económica que estamos atravesando. Esperemos el próximo servicio sean las cloacas y el agua”, cerró.
El Gobernador Alberto Weretilneck opinó sobre el pedido de aumento de tarifas solicitado por EDERSA y destacó que la Provincia, a través del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), ha garantizado la participación de la comunidad en el proceso. Adelantó que, de acuerdo a lo escuchado en la audiencia pública, no se está en condiciones de aceptar la solicitud de incremento tarifario.
“Ahora la decisión sobre este aumento recae sobre la Provincia. Tras haber tenido acceso al expediente y los informes correspondientes, puedo adelantar que no estamos en condiciones de aceptar la solicitud de EDERSA”, manifestó el Mandatario en declaraciones a Canal 10. Explicó que el EPRE, en base a los informes técnicos, probablemente “denegará el aumento solicitado”.
NO VAMOS A AUTORIZAR EL AUMENTO DE LA TARIFA DE LUZ EN RÍO NEGRO
Durante estos días, estuve analizando el expediente, los informes técnicos y, sobre todo, escuchando a la comunidad en la audiencia pública. Después de revisar todo con detenimiento, decidí que no estamos en…
Weretilneck destacó que la solicitud de EDERSA se basa en la estructura de costos y el plan de inversiones, que está establecido en las audiencias quinquenales. “No se trata de una revisión extraordinaria, sino de la incorporación de nuevos ítems. En este caso, el EPRE no autorizará el aumento”, ratificó.
El Gobernador también subrayó la importancia de que EDERSA realice las inversiones necesarias, para poder llegar a acuerdos que beneficien a toda la provincia. “Este es un tema de inversiones, más que un tema tarifario”, concluyó Weretilneck.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro provincial actualizó su sistema informático InPro, incorporando nuevas herramientas para fortalecer el control de la producción hidrocarburífera y el cumplimiento de los contratos.
Una de las principales novedades es la incorporación de un módulo específico para controlar la contratación de trabajadores rionegrinos por parte de las empresas operadoras, una exigencia que la Provincia estableció como condición desde 2015 en todas las prórrogas, licitaciones y contratos de infraestructura hidrocarburífera.
Las mejoras al Sistema de Información Provincial (InPro) están plasmadas en la Resolución 187/25 de la Secretaría de Energía y Ambiente. Allí se implementaron mejoras clave esta plataforma informática desarrollada por la Provincia que permite centralizar y analizar datos de pozos, producción, regalías, maniobras operativas, instalaciones y eventos ambientales, entre otros aspectos.
“Buscamos consolidar un sistema de control moderno, que audite no solo lo técnico y productivo, sino también los compromisos sociales, como el empleo local”, explicó Mario Figueroa, responsable de Relaciones Institucionales de la Secretaría.
Además, el sistema permite contrastar los datos reportados por las operadoras con las mediciones realizadas por inspectores provinciales, tanto en los yacimientos como en los puntos de destino de la producción, como el polo petroquímico de Bahía Blanca. También se cotejan las facturas de venta para verificar los volúmenes declarados.
“La herramienta se apoya en el deber de información de las empresas, y nos permite gestionar de manera estratégica un recurso clave para la provincia. Hoy el InPro es una pieza central en nuestra política de fiscalización”, concluyó Figueroa.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía y Recursos Naturales, acompañó la inauguración del Proyecto Duplicar, una obra estratégica de infraestructura impulsada por Oldelval, que permitirá aumentar la capacidad de transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico.
Con una inversión de 1.400 millones de dólares, esta expansión permitirá que el sistema pase de transportar 225.000 a 540.000 barriles diarios, por lo que adicionará 315.000 barriles adicionales que tendrán como destino la exportación. Garantizará previsibilidad para las operadoras, consolidando el crecimiento de Vaca Muerta y generando 8.000 millones de dólares anuales adicionales para la economía argentina.
El acto tuvo lugar esta mañana en la Estación de Bombeo Allen de Oldelval, ubicada en Ruta 6, km 10,9 – provincia de Río Negro-, y en representación del Gobierno provincial, participaron el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos, Fabricio Gulino, y los directores provinciales de dicha subsecretaría. También estuvieron presentes Federico Zárate, gerente de Proyectos de Oldelval; Ricardo Hösel, CEO de dicha firma; y secretaria de Energía de la Nación, María Tetamanti.
En dialogo con la prensa, Medele señaló que “esta obra es una gran oportunidad para nuestra provincia”, y aseguró que “el desarrollo energético responsable y sostenido es un eje central en nuestra gestión, y estamos comprometidos con seguir trabajando para que los recursos naturales de Neuquén generen más empleo, más inversión y, sobre todo, más oportunidades para cada neuquino y neuquina”.
Y subrayó que desde el gobierno de la Provincia “estamos avanzando con proyectos que no solo fortalecen el sector, sino que también cuidan el ambiente y promueven el desarrollo local. La articulación con todos los niveles del Estado y con el sector privado es fundamental para lograr estos objetivos”.
Impacto en el desarrollo regional
El Proyecto Duplicar no solo representa un avance para el sector energético, sino que también tiene un fuerte impacto en las economías regionales. A lo largo de los 525 kilómetros de traza, que atraviesan las provincias de Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, la obra demandó la participación de 2.400 trabajadores directos y más de 6.000 indirectos, fomentando el crecimiento de emprendimientos locales, comercios y proveedores de servicios.
“Duplicar es una obra fundamental para consolidar a Vaca Muerta como un motor de crecimiento económico y generación de empleo” y afirmó que, “desde la provincia de Neuquén, seguimos impulsando inversiones que potencien el desarrollo energético y fortalezcan nuestra posición en el mercado global”, completó Medele.
El precio del barril de petróleo bajaba este lunes más de 3%, tanto en su variedad Brent como West Texas Intermediate, extendiendo así el desplome de las últimas sesiones tras el anuncio de aranceles recíprocos por parte de Estados Unidos y la respuesta de China, lo que ha acelerado la bajada del coste del crudo hasta mínimos de abril de 2021.
En el caso del Brent, el precio del barril de petróleo de referencia, llegaba a caer hoy hasta los 62,92 dólares, su coste más bajo desde abril de 2021, lo que amplía al 16% el retroceso acumulado desde el pasado 2 de abril, fecha en la que Donald Trump desveló su intención de imponer aranceles de forma indiscriminada.
De su lado, el precio del barril de crudo WTI, de referencia para Estados Unidos, iniciaba la semana cayendo hasta los 59,38 dólares, más de un 3% menos que al cierre del viernes, marcando así su precio más bajo en cuatro años, con una bajada acumulada en tres sesiones de alrededor del 17%.
Perú será por primera vez sede de Future Energy Summit (FES), el próximo 29 de septiembre, en un contexto de alta expectativa para el ecosistema energético regional. El encuentro reunirá a más de 500 participantes —entre ellos CEOs, directores de desarrollo, responsables de inversión y altos ejecutivos del sector renovable— para analizar cómo la reciente modificación de la Ley N° 28832 redefine el marco de negocios del país.
Con un potencial renovable inigualable, recursos solares y eólicos competitivos, y un sistema eléctrico en expansión, Perú se proyecta como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para nuevas inversiones en energías limpias.
La agenda de FES Perú estará centrada en los desafíos técnicos y regulatorios de la implementación de la ley, pero sobre todo, en las oportunidades estratégicas que se abren para empresas que buscan asegurar contratos de largo plazo, explorar nuevos modelos de financiamiento y fortalecer su presencia en el mercado peruano.
PPAs entre privados y licitaciones públicas: oportunidades concretas para el sector empresarial
Uno de los principales focos del encuentro será el análisis de la nueva apertura a contratos bilaterales (PPAs) entre generadores y grandes usuarios. Esta modificación —al eliminar la exigencia de potencia firme para acceder al mercado— permite a las empresas de generación renovable competir en condiciones más equitativas, firmar acuerdos con usuarios libres y estructurar financiamiento con mayor predictibilidad.
Además, se debatirá la implementación del nuevo esquema de licitaciones públicas por bloques horarios, inspirado en el modelo chileno. Esta estructura permitirá segmentar la demanda en franjas específicas y asignar contratos a 15 años con precios fijos, lo que brinda un marco robusto para el cierre financiero de proyectos solares y eólicos.
La gira completa FES 2025
Para el segmento empresarial C-Level, esto representa una doble oportunidad: acceder a energía renovable a precios competitivos y participar en procesos de adquisición que ofrecen estabilidad contractual a largo plazo. Los responsables de compras energéticas, estructuración de contratos y expansión regional tendrán en FES Perú un espacio único para explorar alianzas estratégicas y anticiparse a la evolución del mercado.
Reglamentación en proceso y rol clave del sector privado
Con la ley ya aprobada, el foco ahora está puesto en su reglamentación, prevista para estar finalizada hacia finales de 2025. Si bien este proceso es competencia del Gobierno, el sector privado tendrá un rol fundamental en aportar insumos técnicos y operativos. Durante FES Perú, los líderes del sector debatirán los lineamientos esperados, identificando aspectos críticos para garantizar un entorno regulatorio eficiente, competitivo y alineado con la realidad del mercado.
Este espacio de discusión cobra especial relevancia considerando que la nueva ley también impulsa la creación de un mercado de servicios complementarios, como almacenamiento con baterías, regulación de frecuencia y tensión, lo que abrirá nuevas verticales de negocio en el país.
Una plataforma estratégica para ejecutivos de alto nivel
Con paneles diseñados específicamente para tomadores de decisión y ejecutivos del más alto nivel, FES Perú ofrecerá un entorno exclusivo de networking, generación de oportunidades comerciales y posicionamiento estratégico. La edición peruana de la Gira FES será la oportunidad para que empresas nacionales e internacionales conecten directamente con autoridades, utilities, fondos de inversión y desarrolladores líderes.
Además, se abordarán tendencias como los nuevos marcos regulatorios en Latinoamérica, estrategias de descarbonización empresarial, esquemas de financiamiento verde y tecnologías emergentes.
El sector energético mexicano continúa consolidándose como un terreno fértil para nuevas inversiones en energías limpias. En ese contexto, DIPREM Global, empresa especializada en la provisión de personal y mano de obra altamente calificada, participa activamente proponiendo acciones clave para acompañar la transición energética.
Durante el evento Future Energy Summit México (FES México), Paola Forero, gerente comercial de DIPREM, destacó la necesidad de que, en este nuevo sexenio, el Gobierno federal refuerce los beneficios para acelerar el despliegue no sólo de tecnologías renovables sino también de almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.
“Agregaríamos el tema de incentivos estratégicos tanto fiscales como financieros para estos proyectos de almacenamiento e hidrógeno”, manifiesta Forero. A su vez, subraya que una política pública eficaz deberá contemplar el despliegue de redes inteligentes que integren estas tecnologías, facilitando la complementariedad entre energías renovables y sistemas de respaldo.
Otro eje clave es el fortalecimiento del capital humano. Para DIPREM, el desarrollo tecnológico no puede desvincularse de la formación de profesionales en el rubro: “Algo que me parece muy importante para finalizar es el apoyo del Gobierno a todo lo que es innovación y desarrollo del talento en el sector”, enfatiza la comercial.
Nuevos modelos de negocio en expansión
DIPREM identifica diversas oportunidades para la iniciativa privada, muchas de ellas aún poco exploradas. Forero destacó proyectos de envergadura en el segmento industrial como una clave: “Sobre descarbonización industrial a través del hidrógeno, creo que hay que impulsar más esto. Seguramente ahí hay muchas oportunidades”.
También observa potencial en comunidades inteligentes y sistemas de autoconsumo eficiente. Según la vocera, estas experiencias autosuficientes con renovables representan un modelo replicable en múltiples territorios. “En todas las comunidades que son autosuficientes con proyectos renovables hay una buena oportunidad”, sostuvo.
Por otra parte, consideró que la consultoría especializada en renovables es un segmento en expansión. “Ahí también hay una buena oportunidad, tanto para los inversionistas que muchos desconocen temas de México, como para los mismos locales”, puntualizó Forero, aludiendo a la creciente demanda de acompañamiento técnico y normativo en el país.
En cuanto a los aspectos operativos de los proyectos, DIPREM impulsa el uso de plataformas tecnológicas para la gestión documental de contratistas. La firma considera que este tipo de soluciones impacta directamente en la eficiencia de la ejecución.
“La importancia de implementar una plataforma tecnológica dentro de los proyectos de renovables o almacenamiento ayuda a optimizar sus procesos”, explicó Forero, señalando que la digitalización permite garantizar la seguridad y confidencialidad de la información, automatizando tareas críticas y asegurando el cumplimiento normativo en cada país.
“Cuando delegan lo que no es lo suyo y lo implementan en una plataforma donde va a estar alojada toda su información y la de sus contratistas, creo que ahí ya están siendo muy eficientes”, afirmó.
El escenario actual respalda la visión de crecimiento. Según datos de ASOLMEX, la tecnología fotovoltaica ya supera los 12,5 GW de capacidad instalada en México, de los cuales 8,1 GW corresponden a gran escala y 4,4 GW a generación distribuida. En paralelo, la capacidad eólica alcanza los 7.782 MW, representando 8,67% de la matriz eléctrica, de acuerdo con AMDEE.
De allí, la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico estima que los privados podrán adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de energías renovables al 2030. Además, el PRODESEN 2024-2038 proyecta una incorporación de 13,5 GW en sistemas de almacenamiento al 2038, con 5 GW previstos solo hasta 2028.
En este entorno dinámico, la apuesta de empresas como DIPREM por la innovación tecnológica y el talento se vuelve fundamental para la maduración de un sector productivo en ascenso.
BLC Power Generation proyecta un 2025 marcado por la creciente incorporación de baterías, ya sea stand-alone o vinculados con proyectos de generación renovable, así como por un avance firme en la hibridación entre distintas tecnologías.
“Es la tendencia más fuerte de mercado que observamos, al igual que la hibridación de plantas, la mezcla de tecnologías con solar-térmico y solar-eólico”, manifestó Sebastián García, director comercial de la empresa, durante el mega evento Future EnergySummit (FES) Argentina.
“También hay una tendencia importante a centralizar la operación de varios activos desde un mismo lugar y la tecnología jugará un rol fundamental, como por ejemplo Inteligencia artificial. Y desde BLC Power Generation la estamos intentando orientar y darle un objetivo concreto, que es descargar la carga cognitiva de los operadores o los gestores de activos para un mejor funcionamiento de las centrales”, agregó. .
Además, la expectativa para el 2025 es de mayor volumen de proyectos que en 2024, tanto en cantidad como en escala de potencia. Según García, esto se debe a una evolución natural del mercado, con empresas más consolidadas y preparadas para desplegar desarrollos más ambiciosos.
En ese escenario, BLC Power Generation busca consolidar sus productos y servicios para responder a esa demanda de mayor escala.
Tal es así que durante los últimos siete años, la compañía ha alcanzado un hito histórico al intervenir en más de 600 plantas de generación. Ha instalado más de 30 GW de capacidad y su equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a instalaciones que suman más de 13 GW, garantizando eficiencia y confiabilidad en las operaciones.
Asimismo ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos, lo que le ha permitido posicionarse como referente en la provisión de soluciones inteligentes para el control de plantas de energía.
Este crecimiento viene acompañado de una fuerte expansión regional, con operaciones en curso en distintos países de América y la apertura de nuevos mercados. El respaldo de los clientes ha sido determinante para alcanzar proyectos de gran escala, como el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en Argentina, la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College —desarrollada junto a Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos—, y el Ecoparque Solar de la Refinería de Ecopetrol en Colombia.
Desde la perspectiva del negocio, García también observa con optimismo la desregulación del mercado argentino y los nuevos lineamientos que impulsa la Secretaría de Energía de Argentina, que bajo el juicio del especialista, ayudará a destrabar el mercado e impulsar proyectos que en algún punto estaban frenados, lo que contribuirá a generar previsibilidad que Argentina necesita para diseñar y ejecutar parques de forma más planificada.
Sin embargo, también adviertió sobre los desafíos que enfrenta la industria en este contexto, producto de la imprevisibilidad que el país mantuvo y que ha sido un factor que condicionó el desarrollo de soluciones tecnológicas a escala, aunque la empresa ha logrado sortearlo gracias a su estrategia flexible y su visión regional.
“Desde BLC Power Generation estamos terminando de consolidar los productos y los servicios para otra escala de proyectos en términos de potencia y para atender las tendencias de la incorporación de baterías e hibridación de plantas de distintas tecnologías de generación”, subrayó Sebastián García.
“Después estamos también en un proceso de expansión regional muy importante, trabajando en en otros países de la región y aperturando nuevos”, continuó.
¿Hace falta más control y seguridad en las plantas de energía renovables?
Para BLC Power Generation, uno de los grandes desafíos actuales es el fortalecimiento de la ciberseguridad en las centrales renovables, considerando que prácticamente todos los equipos están hiperconectados a la red.
Esta condición convierte a las plantas en blancos expuestos ante cualquier ciberataque, lo que implica riesgos tanto para la infraestructura como para el sistema eléctrico interconectado, por lo que desde la compañía sostienen que la seguridad debe ser tratada desde el diseño mismo del proyecto.
“Desde un comienzo se le tiene que dar un tratamiento especial a ese tema”, destacó el director comercial. En este sentido, la empresa desarrolla soluciones que no solo mejoran la operación, sino que también refuerzan los estándares de seguridad exigidos en el sector, alineando sus productos a las exigencias normativas de cada país.
En el marco de Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Luciano Silva, BESS Product & Engineering Manager LAC de Trina Solar, aseguró que la compañía espera una baja significativa de los costos de inversión (CAPEX) en proyectos que integren solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías, gracias a su modelo de fabricación completamente integrado.
“Esperamos que eso agregue bastante valor al proceso de licitación en Argentina”, expresó Silva, en relación a la reciente convocatoria pública lanzada por la Secretaría de Energía del país.
La iniciativa denominada “Almacenamiento AlmaGBA” apunta a adjudicar 500 MW de potencia en BESS (Battery Energy Storage Systems), con cuatro horas de almacenamiento por ciclo completo de descarga, y será instalada en redes de Edenor y Edesur. Con ello se busca aliviar puntos críticos de la red eléctrica del AMBA y mitigar la posibilidad de cortes durante los meses de alta demanda.
Silva destacó que la empresa no solo es reconocida por su trayectoria en fabricación de módulos fotovoltaicos, sino también por su proceso de integración horizontal hacia el ámbito de almacenamiento energético en baterías. “Hoy día somos fabricantes de baterías desde celdas hasta contenedores”, subrayó. Esta capacidad de producción end-to-end permite a Trina controlar estrictamente su cadena de suministro, costos y calidad del producto final.
Ventajas diferenciales
Trina Solar pone especial énfasis en el valor agregado que su integración vertical ofrece al mercado: “Fabricamos las celdas, los módulos y los contenedores de batería en el mismo lugar”, explicó Silva, lo que impacta positivamente en el precio final y en la competitividad frente a actores que dependen de múltiples proveedores.
Además, esta estrategia productiva permite a la empresa ofrecer garantías extendidas de hasta 24 años, especialmente relevantes para los casos de uso planteados en la licitación AlmaGBA. “Cuando ustedes ven las curvas de degradación y las propuestas económicas de batería, no es simplemente una curva indicativa. Es una curva contra la cual los proveedores tenemos la capacidad de ofrecer garantías extendidas”, sostuvo.
Trina también contempla acompañar a los clientes durante todo el ciclo de vida del proyecto. “Tenemos la capacidad no solo de ofrecer un catálogo de garantías de performance y de producto extendidas hasta por 20 años o más, sino que también podemos celebrar contratos de mantenimiento de largo plazo con alta flexibilidad”, afirmó Silva.
Esta propuesta integral incluye servicios de ingeniería y soporte técnico, especialmente útil en mercados como el argentino, donde varios actores están ingresando por primera vez a la tecnología BESS. En ese sentido, Trina pone a disposición su equipo técnico local: “Hoy día tenemos más de 15 personas exclusivamente dedicadas a BESS en Chile, dispuestos a asesorarlos técnicamente”.
Diseño, grid forming y contexto de licitación
En relación con los aspectos técnicos que deben considerarse para la licitación, el ejecutivo insiste en la importancia de realizar un dimensionamiento serio y una planificación detallada: “Esto no es simplemente seleccionar un número de baterías o inversores. Hay que hacer cálculos, tomar consideraciones de compensación de potencia reactiva, revisar bien los requerimientos de las redes”, detalló.
Silva también llama a tratar con seriedad el concepto de grid forming, una capacidad cada vez más demandada en sistemas de almacenamiento, pero aún con escasa reglamentación en varios países de la región. “Grid forming es un catálogo de capacidades y hay que hacer un diseño conforme a qué capacidades alguno quiere. La mayoría de nuestros mercados eléctricos latinoamericanos hoy día no tienen una contraprestación económica con respecto a estas capacidades”, comentó.
La licitación AlmaGBA representa un paso clave para el mercado argentino. La presentación de ofertas está abierta hasta el 19 de mayo de 2025, cuando se realizará la apertura de sobres A. La apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio, y la adjudicación se dará el 27 del mismo mes, con firma de contratos a partir del 30 de junio. Los proyectos deberán entrar en operación comercial a más tardar el 31 de diciembre de 2028, aunque se espera que comiencen a computar contratos desde el 1 de enero de 2027.
Desde Trina, creen que esta licitación será clave para movilizar el mercado BESS utility-scale en el país. “Esto puede gatillar efectivamente los primeros despliegues de BESS en Argentina”, afirma Silva.
Chemik, empresa con 25 años de experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, consolida su estrategia tecnológica en el mercado solar global con innovaciones que permiten ahorrar hasta un 5% del capex total de las plantas fotovoltaicas.
Esta apuesta por la eficiencia se refleja en sus productos más recientes y en su fuerte presencia en Latinoamérica y Europa, y desde la dirección de la empresa aseguraron que el enfoque en investigación y desarrollo es uno de sus pilares.
“Tenemos muy interiorizado el I+D en la empresa, acompañando a los países en el crecimiento tecnológico, ya que debemos garantizar que los clientes tengan un producto seguro, duradero en el tiempo y que optimice los los costes de capex y opex”, manifestó Héctor Erdociain, CSO & CTO de Chemik, durante la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina.
Chekness es uno de los productos insignia que ya lleva 4 GW instalados desde su lanzamiento en 2022. Se trata de una solución no invasiva que monitoriza la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión y que se alimenta de su propio módulo solar, lo que reduce significativamente los tiempos y costos operativos.
Y la empresa ha logrado fidelizar a clientes, entre ellos un desarrollo de 200 MW con almacenamiento en Puerto Rico, bajo la norma UL 891; además que inició el suministro para un mega proyecto en Perú, lo que refuerza su posicionamiento en la región.
“Vamos a suministrar a un parque renovable de 465 MW en Perú, el cual es impulsado por un promotor que había construido 135 MW en España y consideró que es la mejor tecnología para ir a Perú”, indicó el directivo.
“A ello se debe añadir que otro cliente nos pidió 1,2 GW de este producto, siendo un hito muy importante para Chemik Group”, indicó Erdociain frente a más de 400 líderes del sector renovable de Latinoamérica.
Por otra parte, el String Plus, lanzado en 2024, permite optimizar la configuración de los strings, evitando la tensión de circuito abierto y aumentando su capacidad. Ajuste técnico que permite ahorros concretos en trackers, cableado, zanjas y cajas, lo que se traduce en una reducción del 4% al 5% en el precio de mano de obra y en el capex total de la planta.
Además, desde Chemik consideran que los sistemas de almacenamiento son ya una necesidad técnica y económica, más allá de los marcos normativos actuales, por lo que remarcaron la importancia de anticiparse a futuros inconvenientes vinculados a curtailment, variabilidad y posibles cortes eléctricos.
“Ya está el punto para poder instalar ese tipo de sistemas, lo único necesario es el marco regulatorio. Y me alegra que en Argentina se hagan las cosas a tiempo porque, por ejemplo en España aún se sufre porque no está claro el mercado de capacidad y se retrasa la instalación de proyectos BESS”, apuntó haciendo alusión a la licitación de baterías de 500 MW del mercado local.
El Ministerio de Minas y Energía publicó el proyecto de resolución que establecerá el procedimiento para la asignación de áreas, así como los requisitos y condiciones para la evaluación, exploración y explotación del hidrógeno blanco y otros gases o sustancias asociadas en el territorio colombiano.
Desde el 2 hasta el 17 de abril de 2025, el documento estará disponible para consulta pública y recepción de comentarios, como parte del proceso de participación ciudadana previsto por la Ley 1437 de 2011. La presentación se realizó durante el Cuarto Congreso Internacional de Hidrógeno, organizado por la Asociación de Hidrógeno de Colombia y el Consejo Mundial de Energía – WEC Colombia.
El hidrógeno blanco, también denominado hidrógeno geológico, es una fuente de energía que se genera de manera natural en el subsuelo por procesos físicos y químicos como la radiólisis del agua, la actividad volcánica o la fricción en fallas tectónicas. Se encuentra en su forma natural como gas libre en distintos ambientes geológicos y, por su bajo impacto ambiental, ha sido reconocido como una Fuente No Convencional de Energía Renovable (FNCER) en Colombia.
El proyecto normativo define el esquema mediante el cual el Ministerio o la entidad delegada podrá otorgar autorizaciones para desarrollar proyectos en tres fases: estudios de evaluación, exploración y explotación. También se establece un mecanismo de nominación de áreas por parte de los interesados, además del inventario oficial que elaborará la entidad.
Los desarrolladores deberán demostrar capacidad jurídica, técnica y financiera, además de presentar un programa técnico-financiero, cronograma de actividades y la llamada curva S de seguimiento, que refleje el avance esperado del proyecto.
Las actividades contempladas incluyen gasometría, perforación de pozos estratigráficos, análisis geoquímicos, exploración sísmica, caracterización geológica y geoquímica del subsuelo, así como la elaboración de modelos geológicos para sustentar la estimación del potencial del recurso.
La propuesta normativa se fundamenta en las disposiciones de la Ley 1715 de 2014, modificada por la Ley 2099 de 2021 y la Ley 2294 de 2023, que incorpora al hidrógeno blanco como FNCER. A su vez, el Decreto 2235 de 2023 otorga al Ministerio la facultad para definir lineamientos técnicos, económicos, sociales y ambientales aplicables a este tipo de proyectos.
La resolución también recoge elementos del CONPES 4075 de 2022, que orienta la política de transición energética en Colombia e identifica al hidrógeno como un vector clave para la descarbonización del transporte, la industria y el sector eléctrico.
Perspectiva técnica e internacional
El hidrógeno blanco ha sido objeto de creciente interés internacional por su potencial como energético limpio. Países como Francia, Estados Unidos, Rusia, Australia y Brasil han avanzado en su exploración y evaluación comercial. En Colombia, estudios preliminares han identificado zonas con condiciones favorables en el Valle del Cauca, los Llanos Orientales y Putumayo.
Las metodologías utilizadas combinan imágenes satelitales, muestreo geoquímico, estudios sísmicos, perforación y análisis de gases, con el objetivo de localizar y caracterizar las acumulaciones naturales del recurso.
Participación ciudadana y próximos pasos
El Ministerio invita a empresas, gremios, academia, comunidades y ciudadanía en general a enviar observaciones al borrador normativo hasta el 17 de abril de 2025 al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co, utilizando el formato editable dispuesto en el sitio oficial.
El documento busca ofrecer certeza jurídica y técnica para el desarrollo de este nuevo segmento energético, con un enfoque gradual que permita ajustar los mecanismos conforme avance el conocimiento del recurso y su viabilidad comercial en el país.
Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, planea ampliar sus instalaciones en un 50% para acompañar los envíos de crudo que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de Duplicar Plus y Duplicar X.
Guillermo Blanco, vicepresidente de Oiltanking, comentó a EconoJournal que, ante el aumento de capacidad planeado por Oldelval, la firma ahora trabaja en dar respuesta a través de una nueva ampliación de su terminal que será puesta a consideración del directorio.
Con la puesta en marcha del proyecto Duplicar Plus se incrementará a 540.000 barriles diarios la evacuación desde la Cuenca Neuquina. Un segundo proyecto, el Duplicar X, que ya fue aprobado por Oldelval, permitirá sumar 125.000 barriles más al sistema que concluye en la terminal de Oiltanking. En este sentido, Blanco explicó que esto demandará una nueva obra “del orden de un 40 o un 50% de magnitud” con respecto a las instalaciones actuales.
“Este es un único sistema logístico. Si Oldelval aumenta su capacidad de bombeo y no tiene su correlato en el almacén, claramente hay algo que está faltando. Nosotros estamos trabajando, estamos planteando ideas y recibimos solicitudes de productores. Tenemos que hacer un proceso de autorización interno junto con nuestros socios y pronto podremos anunciar que también tendremos la parte que nos corresponde con una ampliación equivalente”, afirmó el viernes desde Allen, en la inauguración de la nueva planta de bombeo de Oldelval en Río Negro.
En relación al financiamiento, esta nueva ampliación se lograría con aportes de los productores y con una financiación interna en Argentina a través de Obligaciones Negociables (ON). “El mercado ha respondido y realmente ha sido muy bueno. Eventualmente sería de la misma manera”, confirmó el vicepresidente en relación a las obras actuales que demandaron una inversión de US$ 580 millones.
Oiltanking finalizará en abril dos de los seis tanques que construye y un nuevo muelle.
Finalizan dos tanques
Oiltanking lleva adelante la ampliación de su terminal marítima y la construcción de seis tanques de 50.000 metros cúbicos. Los planes de expansión de la empresa buscan que sus instalaciones estén aptas para contar con una capacidad de 86.000 m3/día desde la Cuenca Neuquina.
En este sentido, Blanco detalló que “para responder al aumento de caudal que trae Oldelval estamos construyendo además, una posición de muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suesmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000 para reemplazar una de las monoboyas que tenemos, más una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”.
Oiltanking ya cuenta con uno de los tanques en servicio y en abril espera sumar otros dos. Mientras que el muelle estaría operativo el 22 de abril. Una vez terminada la obra, se espera que se pueda despachar entre 20 a 25 buques.
“Duplicar es un hito fantástico”
La compañía operadora de la terminal de exportación celebró la inauguración del proyecto Duplicar que Oldelval puso en marcha el pasado viernes 4. Blanco afirmó que “Oldelval es un partner importantísimo.Este es un único sistema logístico que tiene dos componentes: la parte que maneja Oldelval, que es el transporte del producto, y la parte de la terminal marítima, que es el gran almacén para recibirlo y exportarlo en buques. Este es un hito fantástico para la industria que esperamos acompañar dentro de muy poco tiempo con la inauguración de nuestras instalaciones”.
Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, renovó su acompañamiento a las Becas Gregorio Álvarez con una inversión de 500.000 dólares, el doble de lo destinado el año pasado, según informaron desde la compañía. El anuncio se realizó en Buenos Aires durante un encuentro entre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio.
Galuccio aseguró que “la posibilidad de acceder a una beca tiene un impacto enorme en la vida de las personas. Tanto el gobernador como yo vivimos esa experiencia y logramos progresar gracias a una beca y al esfuerzo personal. Sabemos de la importancia que le asigna Rolando Figueroa a la educación y por eso redoblamos nuestro compromiso con este esfuerzo que lidera para que más neuquinos accedan a una educación de calidad. Apostamos a formar nuevos talentos que impulsen el futuro de la provincia y de la industria”.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio
Impacto
Desde Vista Energy además destacaron que la expansión de Vaca Muerta tiene un impacto profundo en Argentina y, en particular, en Neuquén y que para sostener este desarrollo en el tiempo, la educación es clave. Es por ello que impulsan iniciativas que fortalecen el capital social. Entre ellas, el apoyo a las becas Gregorio Álvarez que lidera el gobernador, pero también el programa Genera Neuquén, en alianza con Tecpetrol, con un fuerte enfoque en la educación técnica.
“A través de iniciativas como Genera Neuquén, y los programas realizados en conjunto con Fundación Cimientos, Enseña x Argentina, TicMas y otros, Vista Energy ya impactó en miles de jóvenes, fortaleciendo la educación en las zonas donde opera”, remarcaron desde la empresa.
Estos proyectos son clave para continuar ampliando el acceso a la educación y promover más oportunidades. La formación de nuevos profesionales será un desafío central para acompañar el crecimiento productivo que se proyecta en Vaca Muerta durante los próximos 10 años, concluyeron desde Vista.
El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de definir la forma y los tiempos en que autorizará un aumento real —por encima de inflación— de las tarifas de gas y electricidad a partir del 1º de mayo. No es un incremento más, sino que surgirá del proceso de revisión quinquenal (RQT) que los entes reguladores —el Enargas y el ENRE— están discutiendo con las empresas distribuidoras y transportistas.
La iniciativa apunta a garantizarle a los privados los ingresos económicos necesarios durante los siguientes cinco años para mejorar la calidad del servicio eléctrico en el AMBA y para incorporar, en el caso del gas natural, nuevos usuarios residenciales a las redes de distribución. Para dimensionar la particularidad de lo que se está discutiendo, basta decir que, en los últimos 25 años, el Estado sólo pudo empezar y finalizar una sola revisión tarifaria: la que se llevó adelante en 2017 durante la gestión de Cambiemos (aunque esa revisión tampoco llegó a cumplirse como consecuencia de la corrida cambiaria de 2019). Si hubiese cumplido con el marco regulatorio, tendría que haber realizado al menos cinco RQT’s, pero desde la caída de la Convertibilidad predominaron los congelamientos y atrasos tarifarios que impidieron este tipo de discusión de mediano plazo con las compañías reguladas de energía.
Matizar el impacto inflacionario
Desde la óptica de los funcionarios del gobierno, la complejidad de esta revisión, más allá de la negociación técnico-económica con las empresas, está ligada a cómo calzar los aumentos tarifarios que se desprendan del proceso con el plan macroeconómico del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, que orbita centralmente sobre la baja de la inflación. La necesidad, en esa clave, es que la suba del gas y la electricidad tenga —si no un efecto inocuo (algo imposible)— el menor impacto en la evolución del IPC.
Fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, adelantaron en febrero que el incremento real de las tarifas que avalará el gobierno durante 2025 no superará el 10%. Lo que no está claro aún es en qué velocidad se aplicará esa suba. Hasta hace 15 días desde la cartera energética indicaban que se aplicaría de manera gradual en tres o más cuotas. Pero algo cambió en las últimas dos semanas.
La novedad, en ese punto, es que finalmente el Ejecutivo se inclinaría por programar subas reales —por encima de la inflación— de forma mensual del Valor Agregado de Distribución (VAD), tal como se denomina al ingreso que perciben las distribuidoras, y del margen de transporte (lo que recaudan las transportistas) al menos por los próximos 12 meses, es decir, desde mayo de este año hasta abril de 2026. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privados y del área energética del gobierno. Es algo similar a lo que sucedió en los últimos meses, cuando el gobierno habilitó subas del VAD y del margen de transporte por encima de la inflación para achicar el atraso que acumuló con las compañías reguladas durante parte de 2024. En abril, por ejemplo, el VAD de las distribuidoras de gas aumentó un 2,5% —la suba final en las facturas residenciales fue del 1,8%—, por encima del IPC proyectado para marzo.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, busca que la suba real de las tarifas impacte lo menos posible en la inflación.
Números
Lo que sucederá, en los hechos, es que los entes reguladores definirán, en primer lugar, una fórmula polinómica —basada en sólo dos indicadores, IPC e IPIM (precios mayoristas) para el caso de las empresas eléctricas— a fin de que las tarifas no se deprecien en términos reales frente a la nominalidad de la macroeconomía. Y en segundo lugar, diseñarán un esquema para que el aumento real del componente regulado de las tarifas —el VAD y el margen de transporte— que surja de los procesos de RQT se netee durante los próximos 12 meses.
«Así, por ejemplo, si de la revisión tarifaria de una empresa se desprende que su VAD debe aumentar en términos reales un 15% en 2025, todos los meses se reconocerá un actualización por inflación para que las tarifas no se deprecien y luego se irá aumentando alrededor de un 1% por mes durante los próximos 12 meses hasta llegar al incremento establecido en la RQT», explicó un ejecutivo del sector.
¿Eso significa que la factura final de los usuarios aumentará por encima de la inflación durante todos los meses desde mayo hasta abril del año próximo? No necesariamente. Si el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) o el precio de la energía en el mercado mayorista (PEST), que representan hasta un 50% del costo final de las facturas antes de impuestos, permanecen congelados terminarán absorbiendo el aumento del componente regulado que sí evolucionará por encima del IPC. Durante los meses en que el precio mayorista no varíe o varía menos que el IPC, la suba final del gas y la electricidad podría ser inferior a la inflación.
Oldelval, líder en el segmento de transporte de petróleo por oleoducto y actor clave en el desarrollo de la Cuenca Neuquina, encabezó la inauguración del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta. La obra requirió una inversión de USD 1.400MM.
El acto, que contó con la participación de la Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti se llevó a cabo en la Estación de Bombeo Allen de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) y, además, se trasmitió en vivo por el canal de YouTube de la empresa.
“Hoy estamos inaugurando la obra de infraestructura privada más importante de los últimos 20 años en la Argentina. El Proyecto Duplicar es una bisagra fundamental para el desarrollo de la cuenca neuquina y del país. Esta obra hoy permite que Vaca Muerta exprese todo su potencial, lo que llevará a multiplicar las exportaciones, con el consecuente beneficio de ingreso de las tan necesitadas divisas para la Argentina”, comenzó expresando Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, quien también agradeció a todos los empleados y clientes de la compañía, además de resaltar la labor de los contratistas y entes gubernamentales.
Por último, anunció otros dos ambiciosos proyectos de la empresa, que iniciarán a mitad de año: “Lejos de detenernos y relajarnos, estamos listos para nuevos desafíos. Las obras de ampliación de Oldelval continúan con Duplicar X y Duplicar Norte, 2 obras que, en conjunto, superarán los 900 MM de dólares y que permitirán seguir ampliando la capacidad de transporte de petróleo de la cuenca neuquina hasta los 900 mil barriles por día para 2026”.
Con el Proyecto Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día. El 100% del proyecto Duplicar, tendrá destino de exportación, otorgará previsibilidad a las compañías productoras, y generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país.
Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas.
Al respecto, Federico Zárate, Gerente de Proyectos en Oldelval, añadió: “Duplicar no es solo un proyecto de infraestructura es una muestra concreta de lo que podemos lograr cuando se combina conocimiento técnico, experiencia y, sobre todo, pasión por lo que hacemos. Logramos llegar a este importante hito, atravesando un contexto donde la importación de materiales, indispensables para el proyecto, se hacía imposible y en conjunto con las contratistas y el equipo de trabajo logramos establecer estrategias constructivas diferentes a las planificadas originalmente para tener el menor impacto posible en los tiempos”,
Cabe destacar que el Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto. A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6000 indirectos, generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.
Participaron del acto el Subsecretario de Combustibles, Federico Veller; el ex gobernador de Neuquén, Jorge Sapag; el Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquen, Gustavo Medele; el Vice gobernador de la provincia de Rio Negro Pedro Pesatti; autoridades provinciales, intendentes, diputados, clientes, proveedores y sindicatos.
Rapetti: “Según las mejores proyecciones, la energía y la minería traerán u$s 50.000 millones para 2030. Se trata de un escenario muy beneficioso, pero son u$s 1.000 per cápita de exportaciones. Chile tiene u$s 3.000 per cápita con la venta de cobre”
Royon: “Si bien el RIGI está corriendo, todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. Para que eso cambie se tienen que resolver cuestiones como la Ley de Glaciares. También habría que repensar el Código Minero”
Gadano: “La Ley de Glaciares es una ley antiproductiva. Esto no significa que no haya que cuidar los recursos naturales. De Mendoza hacia el norte creció mucho la licencia social para la minería, pero en el sur sigue siendo un problema”
Carbajales: “Todavía necesitamos importar gas para cubrir el mercado interno. La buena noticia es que la Secretaría de Energía está dando los pasos necesarios para ampliar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina”
Arceo: “Sin planificación estatal, el sector nuclear en la Argentina nunca hubiera existido. Y sin la reestatización de YPF y el cambio de políticas en el sector hidrocarburífero, el desarrollo de Vaca Muerta hubiera sido mucho más lento”
El crecimiento que en los últimos años mostraron las exportaciones de crudo y la sustitución de importaciones que promovió el gas de Vaca Muerta hicieron posible revertir el déficit de la balanza comercial energética de la Argentina. Un aporte similar se espera de la actividad minera, que hoy sigue teniendo al oro como su principal recurso de exportación, pero promete dar un salto cuantitativo de la mano del cobre.
El respaldo que la industria extractiva le brinda y le seguirá brindando a las arcas del país monopolizó el debate en la tercera emisión de la nueva temporada de Dínamo, episodio que contó con la participación de Nicolás Arceo, director de Economía y Energía; Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú; Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear; Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra; y Flavia Royon, ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación.
Con un espíritu desarrollista, el análisis de estos temas atravesó la realidad del mercado cambiario, la instrumentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y las normativas ambientales que rigen a nivel nacional y provincial, entre otros ítems.
Cifras favorables
La balanza energética está de parabienes. Tras cerrar 2024 con un superávit superior a los u$s 5.600 millones, para este año se aguarda un saldo positivo de entre u$s 7.500 millones (cifra que prevé Arceo) y u$s 8.000 millones (proyección de Rapetti).
Según el director de Economía y Energía, en el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles equivalentes. “Se trata de un 50% más que en el mismo período del año pasado”, resaltó Arceo.
No obstante, advirtió el titular de Equilibra, resultará esencial seguir de cerca la evolución de las importaciones, que se elevarán por cuestiones técnicas. “Se importarán, como mínimo, u$s 25.000 millones más que en 2024”, estimó Rapetti.
Dicho incremento sería aún más alarmante, acotó Carbajales, si Vaca Muerta no recortara fuertemente los requerimientos de gas natural licuado (GNL). “Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que el año pasado”, destacó el director de Paspartú.
¿Condenados a diversificar?
Aunque hay grandes expectativas puestas en el despegue de la industria minera y la energética luce bastante independizada de los avatares de la macroeconomía -tal como lo demuestra el caso de Vaca Muerta, que no dejó de crecer pese al cepo cambiario y a la elevada inflación-, ambos complejos no serán por sí solos la salvación económica del país. Así lo resaltó Rapetti, quien anticipó que la minería y la energía generarán en conjunto u$s 1.000 per cápita de exportaciones para 2030; es decir, un tercio de lo que mueve el cobre en Chile. “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa”, sentenció.
Para Gadano, sin embargo, la Argentina sólo recibirá capitales internacionales a gran escala por aquellos productos que puede ofrecer de manera competitiva, por lo que debe elegir bien sus prioridades estratégicas. Un buen ejemplo, citó, pasa por el uranio. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales del recurso y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial crecerá”, proyectó ex subsecretario de Energía Nuclear, quien también enfatizó la importancia de revertir la connotación negativa que en la agenda pública tienen conceptos como el “extractivismo”.
Agenda exportadora
Consciente de que la falta de dólares configura un problema estructural para la economía local, Royon consideró clave remarcar que “ningún sector económico sobra”. “Lo que necesitamos es un desarrollo exportador de alto impacto en todos los segmentos”, definió.
Para ilustrar la lentitud con la que viene desenvolviéndose ese proceso, se refirió al tan mentado “boom del litio” en el norte del país. “Hoy exportamos carbonato de litio por sólo u$s 650 millones, frente a los u$s 43.000 millones de Perú y los u$s 57.000 millones de Chile”, comparó la ex titular de la cartera minera a nivel nacional, quien también se lamentó de que todavía no haya ningún gran proyecto de cobre adherido al RIGI, por lo que planteó una doble necesidad: la de abordar los desafíos ligados a la normativa ambiental, por un lado, y la de repensar el Código Minero, por otro.
Más allá de todo, acotó Carbajales,de poco servirá la consolidación de esa agenda exportadora si las autoridades se desentienden de los principales retos sociales y económicos a sortear. “El desarrollo productivo debe traducirse en crear empleo y bajar la pobreza”, sintetizó.
Reconversión y formación
Otro escenario desafiante que puede abrir oportunidades está dado por la eventual reconversión productiva del Golfo San Jorge. No obstante, tal como señaló Arceo, no será tan simple suplir los niveles de actividad y empleo que la extracción de crudo le brindó a Chubut durante tantas décadas. “Si pensamos en el uranio, por caso, hay un problema de magnitud. Un proyecto uranífero de u$s 70 millones son cinco pozos de petróleo”, cuantificó el analista, quien de todos modos aclaró que la producción hidrocarburífera no desaparecerá de inmediato.Para abordar esta cuestión será fundamental potenciar la formación de recursos humanos, desde la óptica de Carbajales, quien se reservó el cierre del episodio para recordar que hace exactamente un siglo Albert Einstein vivió durante un mes en Buenos Aires. “Esa visita generó un auge de las ciencias en el país. Y hoy me permite hacer el desagravio de decir que lo mejor que tiene la Argentina son los argentinos”, concluyó.
La compañía Oleoductos del Valle SA. (Oldelval) inauguró este viernes el proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que permite aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción proveniente de la Cuenca Neuquina. La obra demandó una inversión de 1.400 millones de dólares y se estima que podrá generar divisas por 8.000 millones de dólares anuales.
“Dimos un giro copernicano para la industria”, expresó Ricardo Hosel, CEO de Oldelval en conversación con EconoJournal. “Con 1.400 millones de dólares de inversión esta es la obra de infraestructura más grande de los últimos 20 años de Argentina”, afirmó.
La inauguración tuvo lugar en la Estación de Bombeo de Allen y contó con la presencia de la secretaria de Energía, María Tettamanti, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, y representantes de las petroleras. En cambio, los grandes ausentes fueron el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el de Neuquén, Rolando Figueroa.
La ausencia del mandatario rionegrino no pasó percibida. La obra de Oldelval no solo representa un hecho histórico para la industria, sino que además la mayor parte de su traza recorre la provincia de Río Negro. Fuentes consultadas por EconoJournal indicaron que Weretilneck aún mantiene una disputa con las operadoras por el Vaca Muerta Sur (VMOs), el proyecto que lidera YPF para exportar crudo desde Sierra Colorada. El mandatario rionegrino pretende cobrarle a las petroleras una tarifa por su paso. Las negociaciones están en la recta final, aunque aún no concluyeron.
El ducto
El ducto que nace en la Estación de Bombeo de Oldelval tiene una longitud de 545 kilómetros que suma a la red de la compañía una capacidad de 315.000 barriles diarios, permitiéndole pasar de transportar de 225.000 barriles día a 540.000 desde la terminal de Oiltanking, en Bahía Blanca.
El directivo de la firma destacó que este nuevo oleoducto “va a permitir que Vaca Muerta pueda explotar todo su potencial ya que en los últimos tres años no podía por las restricciones en el transporte”.
Oldelval -que tiene entre sus accionistas a YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14%), PAE (11,9%) Pluspetrol (11,9%) y Tecpetrol y Pampa Energía (2,1%) había logrado en 2022 la prórroga de la concesión por 10 años, hasta 2037 por parte de la Secretaría de Energía. Tiempo después presentó el proyecto de Duplicar con el fin de acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y ampliar los envíos de crudo hacia el Océano Atlántico.
El 100% del proyecto Duplicar tendrá destino de exportación y se estima que generará divisas por 8.000 millones de dólares anuales.
La obra
“Fue un desafío de proporciones, desde el punto de vista técnico como humano, atravesando el país de este a oeste, repotenciando estaciones de bombeo que estaban en plena capacidad de operación y tareas de ingeniería extremadamente complejas que tuvimos que llevar adelante de un día para el otro por la velocidad de crecimiento de la cuenca”, expresó Hosel.
Federico Zárate, gerente de Proyectos de Oldelval, agregó que la obra se finalizó dos meses antes de lo previsto, pese a los desafíos que debieron enfrentar como dificultades en las importaciones y en materiales o en la traza del oleoducto, que implicaron el paso por dos provincias, el cruce de ríos y la gestión de permisos ambientales.
“Pero lo más importante es que fue una gran oportunidad para innovar y crecer como equipo: soldamos 525 kilómetros de caños de 24 y 30 pulgadas, ejecutamos 120 mil pulgadas de soldaduras en estaciones de bombeo, 200 cruces especiales como el arroyo Pareja y el Río Colorado”.
Para concretar el Duplicar, además intervinieron en el proyecto 224 proveedores y se demandaron 2.553 trabajadores de forma directa y más de 6.000 de manera indirecta.
Nuevos proyectos
Oldelval planea continuar ahora con dos grandes proyectos: Duplicar X y Duplicar Norte. La primera obra es un ducto paralelo al Duplicar que permitirá sumar otros 125 mil barriles diarios para exportación. Demandará una inversión de 500 millones de dólares y se estima comenzará a construirse a mitad de año y se estima que estará finalizada a mitad del 2026.
“Con Duplicar y Duplicar X la capacidad de evacuación de la Cuenca va a llegar a los 900 mil barriles por día y va a darle un potencial a Vaca Muerta que nunca tuvo”, indicó Hosel a EconoJournal,
Duplicar Norte es una ampliación hacia el norte de Neuquén, hacia Puesto Hernández a través de un ducto de 200 kilómetros y demandará 400 millones de dólares de inversión. Se espera que la primera etapa esté concluida en el 2026.
Hosel afirmó que ambos proyectos aplicarán al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para poder adherir a los beneficios que establece el proyecto incluido en la Ley de Bases.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 14/04/2025 al 30/04/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 33 ofertas por un volumen total diario de 18.650.000 metros cúbicos. Los Precios Promedio Ponderados fueron U$S 2,72 el Millón de BTU en el PIST, y U$S 3,63 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios PIST fueron desde U$S 2,58 a U$S 2,81 el MBTU, y los precios en GBA fueron desde U$S 3,23 a U$S 3,94 el MBTU.
De las 33 ofertas presentadas 11 llegaron de productores en Neuquén (6 millones de m3/d); 5 desde Chubut (1,7 millones de m3/d); 5 ofertas desde la cuenca Noroeste (1,950 millones de m3/d); 8 ofertas desde Tierra del Fuego (6,8 millones de m3/d), y 4 desde Santa Cruz (2,2 millones de m3/d).
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La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, aprobó mediante la Resolución 145/2025, publicada el 4 de abril en el Boletín Oficial, un procedimiento específico destinado a regular las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), dando así cumplimiento al marco normativo vigente establecido por la Ley 27.742 y su reglamentación.
La Resolución, firmada por la Secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, establece que las exportaciones de GNL serán gestionadas a través de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, organismo responsable del control registral, evaluación de proyectos y emisión de certificados de autorización. El trámite deberá realizarse mediante la Plataforma de Trámites a Distancia (TAD).
Entre los requisitos que deberán cumplirse para obtener la autorización, se destacan la presentación de documentación certificada que acredite la disponibilidad propia proyectada, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con productores que cuenten con reservas probadas, posibles, probables o recursos prospectivos, y capacidad de producción comercial suficiente para cumplir con los volúmenes previstos durante al menos cinco años. También se deberá presentar la información anual sobre reservas y recursos hidrocarburíferos certificada por auditores externos.
Además, los interesados deberán informar detalladamente las cantidades máximas anuales, mensuales y diarias proyectadas para exportar, junto con la constancia del inicio del trámite de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder. Otro requisito clave es la presentación de documentación técnica completa sobre las instalaciones previstas para transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación de GNL, incluyendo localización y financiamiento.
La Secretaría de Energía dispondrá de un plazo máximo de 120 días hábiles para formular posibles objeciones a las solicitudes, pudiendo requerir aclaraciones o información adicional. En caso de que no existan objeciones, se otorgará una Autorización de Libre Exportación de GNL, documento que asegura al titular la exportación continua y sin interrupciones durante hasta 30 años desde la puesta en marcha de las plantas de licuefacción.
Asimismo, la normativa establece claras causales para objeciones y revocaciones, incluyendo falta de disponibilidad interna de gas, irregularidades documentales, y prácticas anticompetitivas.
Esta medida se enmarca dentro de la política nacional de promoción de la libertad económica, facilitando la exportación energética y atrayendo grandes inversiones en el sector, alineándose con los principios consagrados por la Ley N° 27.742 y el Decreto N° 70 de diciembre de 2023.
El nuevo procedimiento entró en vigencia inmediatamente tras su publicación oficial, sentando un precedente importante en la política energética del país y proporcionando previsibilidad jurídica para inversores nacionales e internacionales interesados en la producción y exportación de Gas Natural Licuado desde la Argentina.
Las exportaciones de combustible y energía de los dos primeros meses del año alcanzaron los US$ 1.757 millones, logrando un saldo positivo de la balanza comercial de US$ 1.321 millones.
“De esta manera, el sector energético sigue impulsando el crecimiento del país”, informó la Secretaría de Energía.
Las exportaciones alcanzadas representan un aumento del 20% respecto al mismo período de 2024.
El 57% del total de las exportaciones de energía correspondió a las ventas de petróleo, equivalentes a unos 1.006 millones de dólares. El aumento de las exportaciones de energía se debió a mayores ventas de petróleo crudo por unos 300 millones de dólares. Las exportaciones de aceites crudos de petróleo en los primeros dos meses de 2025 crecieron un 42,6% frente al mismo período de 2024.
HIMOINSA, fabricante global de soluciones de tecnología energética, ha desarrollado un nuevo sistema de acumulación a baterías EHR con el objetivo de seguir completando su línea de producto de sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías. Se trata del modelo EHR 90/130 que duplica la potencia respecto a los modelos existentes hasta ahora y alcanza los 130 kWh.
Esta nueva solución de mayor potencia optimiza la gestión energética, reduce las emisiones y simplifica la operativa de costes diaria. Un nuevo producto que será presentado en Bauma, la mayor cita anual en la que se congregan los principales agentes de la industria de la construcción, minería y alquiler de equipos.
“El nuevo EHR es, sin duda, un paso más en nuestro plan de desarrollo de soluciones de energía electrificada, en el que pretendemos seguir desarrollando hasta alcanzar los 2MW de potencia”, explicó Christopher Autey, Global Product Manager de Soluciones Basadas en Baterias de HIMOINSA
“Junto a este nuevo modelo que presentamos, podemos decir que ya estamos trabajando en el desarrollo del siguiente prototipo; el EHR 300/600, que supondrá un gran salto en términos de potencia y capacidad de almacenamiento”, añadió.
Tecnología avanzada para un rendimiento superior
El modelo EHR 90/130 incorpora importantes mejoras tecnológicas que aumentan su rendimiento y garantizan su facilidad de uso:
Mayor capacidad de almacenamiento: 130 kWh gracias a sus 36 baterías LFP (LiFePO4), que ofrecen una vida útil de hasta 50.000 horas y más de 6.000 ciclos al 90% DoD, lo que supone hasta 15 años de vída útil.
Nuevos inversores: 6 inversores con capacidad de sobrecarga hasta el 200% para arranques de motores eléctricos.
Acceso independiente y dedicado a dispositivos de control y monitorización con una puerta en la parte posterior de la unidad.
Conectividad total: Integración con la plataforma C4Cloud, permitiendo la monitorización y gestión remota de todos los parámetros operativos.
Cuadro de control y pontencia, con una capacidad duplicada de entrada de 200A desde una red o grupo electrógeno, con opción de conexión en barras o en Powerlocks que permite una instalación segura y rápida, gracias a las protecciones electricas tanto para la entrada con la salida de utilización. Además dispone de bases de alimentación auxiliares.
Bypass automático opcional en todo la gama: En caso de fallo, el sistema HICORE transfiere automáticamente la carga de la red o del grupo electrógeno a la salida, garantizando un suministro ininterrumpido.
HICORE: el núcleo inteligente del EHR
El sistema de gestión inteligente HICORE, desarrollado por HIMOINSA, es el centro neurálgico del EHR, ofreciendo una gestión energética avanzada. Este sistema selecciona automáticamente la fuente de energía más favorable según la demanda, optimizando el rendimiento y reduciendo el consumo.
Gracias a su modo Plug&Play, la configuración inicial es rápida y sencilla, y la conectividad a través de C4Cloud asegura un control total desde cualquier dispositivo, con acceso inmediato a informes de rendimiento, alertas y análisis de eficiencia energética. Esta capacidad de monitorización no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también reduce el tiempo de inactividad y optimiza la planificación del mantenimiento, lo que se traduce en una mayor rentabilidad y un menor coste total de propiedad (TCO).
“El sistema HICORE es un desarrollo más enmarcado en la gran apuesta de la compañía por la conectividad, tejiendo un ecosistema de equipos conectados con todos los beneficios que ello conlleva en términos de monitorización remota, gestión avanzada y seguridad operativa”, remarcaron desde la empresa.
Parte de una solución integral: Mobile Power Solutions
Los sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías forman parte del porfolio de producto Mobile Power de HIMOINSA. Bajo el enfoque ALL IN ONE, la compañía ofrece tres diferenciadas líneas de producto; grupos electrógenos, torres de iluminación y sistemas EHR con el concepto One-Stop Shop, permitiendo a sus clientes cubrir todas sus necesidades energéticas con un único proveedor.
El Gobierno nacional formalizó el procedimiento para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a través de un nuevo marco regulatorio, normativa clave para desarrollar el sector energético. Lo hizo a través de la Resolución 145/2025 de la Secretaría de Energía publicada hoy en el Boletín Oficial.
El primer paso para aquellos interesados en exportar GNL consiste en la presentación de una notificación de exportación ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, que será el organismo responsable del control registral y de la evaluación del proyecto, así como de la gestión de los certificados de “Autorización de Libre Exportación de GNL”.
Al momento de notificar la exportación, el interesado debió acreditar el cumplimiento de una serie de requisitos:
* La disponibilidad propia proyectada de GNL, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con otros productores de reservas probadas, posibles y/o probables, recursos prospectivos y su capacidad de producción comercial por al menos cinco (5) años. Esta disponibilidad debe ser certificada por auditores externos. Las empresas permisionarias y concesionarias deben presentar anualmente información sobre sus reservas y recursos prospectivos, así como las proyecciones de producción.
* Las cantidades máximas de GNL a exportar, especificando los términos anuales, mensuales y diarios.
* La constancia de inicio del trámite de solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder.
* La consistencia técnica del proyecto, incluyendo detalles de las instalaciones de transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación, su localización y financiamiento. Esta información no fue exigible si ya se había presentado en el trámite de adhesión al RIGI.
Una vez analizada la documentación, la subsecretaría tendrá un plazo de 1) días hábiles administrativos para intimar al interesado a subsanar cualquier deficiencia.
La Secretaría de Energía retuvo la potestad de objetar, de manera fundada, total o parcialmente la exportación de GNL por las siguientes razones:
* La falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional, resultante de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos.
* La falta de exactitud o veracidad de la información y/o documentación presentada.
* Prácticas anticompetitivas, incluyendo el “dumping” respecto del mercado interno.
La Cámara de Producción y Exploración de Hidrocarburos (CEPH) informó que la producción de petróleo en la Argentina podría superar a fin de año el récord histórico de 847.000 barriles diarios (bdp) alcanzado en 1998. La entidad destacó además que, por el aumento de las exportaciones de crudo, a fin de año la balanza comercial energética podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. El aumento de la producción y las exportaciones está impulsado centralmente por la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
“Animada por la convergencia de precios locales e internacionales, la industria apuesta a fortalecer en el 2025 el crecimiento consignado por los registros oficiales del año anterior”, sostuvo la CEPH en un comunicado difundido esta semana.
Además, la entidad remarcó que en 2024 la industria llegó a la producción de 717.000 bdp, resultando ser el mayor volumen de los últimos 17 años en el país. “La industria prevé que esta trayectoria ascendente se sostendrá, lo que permitiría batir el récord productivo de finales de la década de 1990 en los próximos meses”, afirmó la cámara.
La CEPH también destacó la producción de 139.000 metros cúbicos (m3) de gas natural de 2024 supera los registros de los últimos años.
Superávit
La CEPH subrayó que en el primer bimestre la balanza comercial energética registró un superávit de US$ 1.321 millones, es decir, un 35% más que en idéntico período de 2024. A fin de año podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. Según informó este jueves la Secretaría de Energía, las exportaciones de combustible y energía durante enero y febrero de este año alcanzaron los US$ 1.757 millones.
Apuntaladas prioritariamente en las ventas de crudo, las exportaciones energéticas se incrementaron un 20%, mientras que las importaciones disminuyeron un 10%, “dinámica que erige al sector en un pilar clave del resultado positivo del comercio externo del país”, resaltó la cámara.
El desempeño positivo de la producción y las ventas externas, fundamentalmente de petróleo, están alentadas por la confluencia del precios del barril de crudo: “Esta comunión entre el precio doméstico y externo disminuye drásticamente la incertidumbre de la inversión, impulsa la sustentabilidad de toda la cadena de valor y ayuda a la integración del país con los mercados globales”.
La CEPH identificó otros estímulos para el aumento de la producción de hidrocarburos en 2025. En primer lugar, “el fin de las restricciones cambiarias ayudará a convertir a la Argentina en un país confiable como proveedor de gas y petróleo del mundo”.
Otro motor clave en el actual auge de los hidrocarburos “es el desarrollo de lainfraestructura que facilita el drenaje de los recursos hacia centros de consumo y el mercado internacional”.
Por último, la cámara indicó que “los cambios regulatorios concretados para ejecutar grandes obras también son un estímulo potente para la industria, que sigue enfrentando el desafío de ganar competitividad, bajando aún más sus altos costos operativos”.
Las provincias de Jujuy, Salta y Tucumán desde se vieron afectadas este jueves por la tarde por un apagón a raíz de una falla en el Sistema Interconectado Nacional.
La interrupción comenzó poco después de las 18 y generó un apagón total que sorprendió a miles de salteños. El corte también fue reportado por usuarios en distintos puntos del norte argentino.
“Por causas ajenas a nuestra operación, pasadas las 18:30 horas se ha interrumpido la provisión de energía desde el Sistema Interconectado Nacional a la red que opera. Como consecuencia de esto se ha visto afectado el servicio eléctrico en gran parte de la provincia”, informó la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (EDESA).
“Nos mantenemos en permanente contacto con los operadores de la empresa transportista de energía para recibir información sobre la normalización del servicio, ya que la interrupción ocurre en las redes ajenas a la operación, con el fin de replicar las novedades a los usuarios”, concluyó EDESA.
La empresa distribuidora EDESA confirmó que el problema se originó en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), ajeno a su operación. Al mismo tiempo, El Tribuno de Jujuy señaló que la falla se debió al desenganche simultáneo de los Transformadores TR1 345/132 kV de la ET Cobos y TR1 (500/132 kV) de la ET San Juancito, en 132 kV, lo que ocasionó el corte de 510 MW de potencia en las provincias del NOA.
De acuerdo al periódico de Salta El Tribuno, pasadas las 19 comenzó a restablecerse el servicio de forma paulatina en algunas zonas.
Esta semana, en la ciudad bonaerense de Tandil, operarios de la comuna comenzaron con los trabajos de instalación del sistema de energía híbrido en los semáforos. El primero se instauró en la intersección de las avenidas Colón y España como primera experiencia en el uso de energía solar.
La instalación posibilitará reducir el consumo eléctrico y garantizar un funcionamiento continuo, incluso ante un corte en la provisión de la red.
La iniciativa forma parte de un programa impulsado por el gobierno local para reducir u optimizar el consumo eléctrico y fomentar el uso de energías renovables, incluido en las políticas públicas para el desarrollo de una cuidad cada vez más amigable con el ambiente.
Este nuevo proyecto, que avanzará gradualmente en el corto y mediano plazo, se llevará a cabo en todos los semáforos de la ciudad, comenzando por los que cuentan con tecnología de última generación.
Desde el área de servicios urbanos, a cargo de los trabajos de instalación, destacaron que gracias a este tipo de proyectos se “podrá tener un máximo aprovechamiento de la disponibilidad diurna almacenando energía en backups de baterías para luego ser utilizado durante la noche”.
“El sistema es supervisado por un micro controlador, que asegura la continuidad del servicio del dispositivo priorizando la presencia solar y en ausencia de luz continuará tomando, si así lo requiere, la mínima potencia indispensable de la red. De esta manera se garantiza el servicio continuo del funcionamiento aún ante un corte de energía eléctrica, ya que las baterías actuarán como UPS, sistema ininterrumpido de potencia”, agregaron al respecto.
Junto a la instalación de paneles de energía sol, las autoridades se completan con otras acciones que comenzaron a desarrollarse hace un tiempo, como la instalación de cartelería de señalización de calles y avenidas que funcionan con el mismo principio, la renovación de luminarias públicas con tecnología led y el reemplazo de la totalidad de las lámparas de semáforos por su equivalente led.
Ocho miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), entre ellos Arabia Saudita y Rusia, dijeron que triplicarían un aumento previsto de la producción de petróleo en mayo, acelerando un compromiso para revertir los recortes de producción en los próximos 18 meses.
La medida se produjo horas después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, estableciera un nuevo régimen arancelario que, según los inversores, era más severo de lo esperado.
Estos dos acontecimientos hicieron que el crudo Brent, de referencia mundial, cayera 7%, hasta los u$s69,90, en las operaciones de la tarde. El WTI, de referencia en EE.UU., cayó 7%, hasta los u$s66,21.
Las acciones de las petroleras se desplomaron ante la amenaza de una baja de los precios del crudo. En el mediodía de Nueva York, ExxonMobil bajaba un 4% a u$s113,63, Chevron había cedido 5% y las acciones de Occidental Petroleum bajaban 9%. El sector energético del índice S&P 500 cayó más del 6%.
A pesar de las preocupaciones sobre el daño de los aranceles al crecimiento global, los ocho miembros de la OPEP dijeron que aumentarían la producción en 411.000 barriles al día en mayo, por encima de un objetivo anterior de 122.000 b/d.
Los miembros, que mantuvieron una reunión virtual el jueves, dijeron que habían tomado la decisión “en vista de que los fundamentals del mercado siguen siendo saludables y de las perspectivas positivas del mercado“.
Los miembros de la OPEP han frenado la producción durante los últimos tres años, recortando su producción combinada en casi 6 millones de barriles diarios para impulsar al alza los precios del crudo. En un principio, esta medida fue eficaz y contribuyó a mantener el crudo por encima de los u$s90 el barril durante la mayor parte de 2022.
Pero los recortes han perdido eficacia con el tiempo debido al débil crecimiento de la demanda, el aumento de la producción de petróleo en otros lugares y el bombeo por encima de sus cuotas por parte de algunos miembros de la OPEP. En respuesta, el grupo liderado por Arabia Saudita ha comenzado esta semana a retirar algunas de las medidas.
La decisión se produce tras un periodo de creciente tensión entre miembros como Kazajstán, que ha bombeado sistemáticamente por encima de su cuota, y otros como Arabia Saudita, que ha cargado con la mayor parte de los recortes.
La decisión dejó al petróleo como la materia prima más afectada el jueves, pero los precios de varias otras, incluidos el cobre, el aluminio y el uranio, también cayeron a pesar de que la Casa Blanca eximió a los metales de los aranceles.
El alquiler de ductos para la exportación de gas argentino al mercado brasileño puede generar hasta 200 millones de dólares ingresos anuales para Bolivia, resaltó el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen.
Las empresas TotalEnergies, el Grupo Matrix Energía de Brasil y YPFB de Bolivia iniciaron el martes la operación de tránsito de gas argentino desde Vaca Muerta hacia Brasil, utilizando la infraestructura de transporte de YPFB Corporación.
En esta primera fase, se prevé un volumen de hasta 4,5 millones de metros cúbicos de gas natural, informó la agencia de noticias Xinhua.
“¿Por qué es una buena noticia? Porque el gas que nosotros vendíamos a la Argentina igual lo ponemos en el mercado brasileño y tenemos divisas, algo que hace tiempo estamos buscando por falta de dólares”, declaró Dorgathen en rueda de prensa.
Según el presidente de YPFB, esta operación no afectará la producción ni la venta de gas boliviano al mercado brasileño.
Destacó que el país cuenta con una capacidad de transporte “bastante grande”, de hasta 35 millones de metros cúbicos diarios, con posibilidad de ampliación.
Recordó que, en caso de que el Plan de Reactivación del “Upstream” (exploración y producción) tenga éxito y Bolivia logre aumentar sus volúmenes de venta de gas a Brasil, los ductos podrían expandirse para transportar mayores cantidades.
El Gobierno formalizó este jueves un aumento del 2,5% en las tarifas de distribución de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicadas en el Boletín Oficial.
El organismo aprobó los nuevos cuadros tarifarios de las distribuidoras de gas para abril, en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y del periodo de revisión tarifaria, que permite adecuaciones transitorias en las boletas del servicio.
En este sentido, en las normativas se aclara que el DNU 55/23 faculta al interventor del ente, Carlos Casares, a “realizar el proceso de revisión tarifaria” y establece que “hasta tanto culminara dicho proceso podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio”.
La actualización tarifaria del gas en el cuarto mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía sostuvo que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.
Al respecto, precisó que “en materia de gas natural, las tarifas de distribución deberán ser incrementadas en un 2,5%; las tarifas de transporte no se verán ajustadas”. Además, estipuló que al precio PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) vigente deberá aplicarse lo dispuesto “en el artículo 5º de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”.
Con respecto al valor del gas natural en el PIST, se fijó para los usuarios residenciales que no poseen subsidios de Metrogas en $121,36 por metro cúbico ($/m3), mientras que para los de Naturgy quedó en $123,05 por metro cúbico.
Estos valores corresponden al costo que deben afrontar los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1) junto con los comercios e industrias, mientras que los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) e ingresos medios (Nivel 3) cuentan con una bonificación del 65% y 50%, respectivamente, sobre un determinado bloque de consumo. En caso de excederse en el tope previsto se abona el costo pleno por la diferencia que corresponda.
Al argumentar la decisión, Caputo explicó que se basa en el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.
El ajuste en los cuadros tarifarios fue aprobado para las distribuidoras Naturgy Noa, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Litoral Gas, Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Redengas.
El impacto del aumento en las tarifas
Con el incremento, el nuevo cargo por metro cúbico de consumo que se trasladará en abril a la factura final en el caso de los usuarios del (Área Metropolitana de Buenos Aires) AMBA es $205,45 por m3 para los usuarios de Metrogas y de $190,90 para los de Naturgy.
En relación al nuevo costo fijo que aparecerá en las tarifas desde este mes, para los usuarios N1 de Metrogas oscila entre $2.759,11 y $65.917,86 dependiendo la categoría y la subzona en la Ciudad de Buenos Aires y varía entre $3.186,32 y $35.822,37 en el conurbano bonaerense.
Para los usuarios residenciales N1 de Naturgy, que se localizan en 30 partidos del norte y oeste del área metropolitana, el cargo fijo en el cuarto mes del año pasará a estar entre $2.245,42 y $24.044,66.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, anunció este jueves una convocatoria a operadoras y empresas de servicios para ampliar la exploración del Macizo del Deseado – un área con gran potencial minero. El objetivo es generar empleo genuino a través de formación técnica con becas para jóvenes santacruceños. El anuncio fue en el marco de la presentación de un nuevo ciclo de capacitación minera que puso en marcha la gobernación a través del Consejo Provincial de Educación.
La idea es avanzar en un plan que permita explorar el 80% del Macizo del Deseado que aún no ha sido desarrollado. «Vamos a dar un paso adelante, a trabajar en un esquema impositivo que atraiga inversiones y que nos permita explorar lo que otros nunca terminaron de hacer«, aseguró el mandatario santacruceño.
Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz
“No entiendo por qué durante todos estos años no lo terminaron de hacer. Nosotros lo vamos a hacer, porque necesitamos empleo para todos los hijos que nacimos en esta tierra o que tomamos esta tierra como adopción para vivir y construir un camino de vida”, aseveró.
El acto fue encabezado por el Gobernador junto a la presidenta del Consejo Provincial de Educación, Iris Rasgido; y la presidenta de la Cámara de Empresarios Mineros de Santa Cruz (CAMICRUZ), Verónica Nohara. Participaron también los intendentes Pablo Carrizo (Caleta Olivia), Pablo Anabalón (Pico Truncado), Matías Treppo (Perito Moreno), y Zulma Neira (Los Antiguos) y el comisionado de Fomento Tomás Cabral (Koluel Kayke), además del ministro de Gobierno, Nicolás Brizuela, diputados provinciales, referentes sindicales y representantes de operadoras mineras.
Formación
Mediante el Consejo Provincial de Educación, la gobernación de Santa Cruz puso en marcha esta política pública que apunta a fortalecer el vínculo entre educación, producción y empleo. En una primera etapa, 350 jóvenes de siete localidades recibirán becas de $220.000 mensuales durante cuatro meses para capacitarse en el sector minero. El plan incluye instancias teóricas y prácticas, visitas a yacimientos y contacto directo con la actividad productiva.
Sobre esto Vidal aseguró: “Queremos que los recursos de Santa Cruz generen oportunidades reales para quienes nacimos o elegimos vivir acá. Vamos a trabajar en un esquema que promueva el desarrollo con trabajo genuino para nuestra gente”.
“El recurso es nuestro. El Estado debe ser garante y generar condiciones. Hace muchos años dejamos de ser creíbles. Ahora nosotros nos animamos, damos un paso adelante, generamos una política de Estado para atraer inversiones. Pero no a cualquier precio: queremos trabajo, producción, desarrollo local y respeto por la tierra que habitamos”, marcó el mandatario.
También convocó a los jóvenes para impulsar el desarrollo local ya que planteó que “la capacitación no debe ser tomada como algo pasajero. Es una oportunidad real de formarse y acceder a un empleo en un contexto económico difícil. Por eso pedimos responsabilidad, esfuerzo y respeto por las normas de convivencia en cada yacimiento. Nosotros estamos invirtiendo recursos que no tenemos, haciendo un esfuerzo enorme. Pero solos no alcanza: ahora el compromiso tiene que ser de ustedes”.
Por último, Vidal anticipó que una segunda etapa del programa estará a cargo de FOMICRUZ, y convocó a las empresas del sector a sumarse al proceso formativo y productivo que se inicia. “Dimos el primer paso. Vamos fuerte con esto. Ahora es el turno de ustedes”, concluyó.
Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) apuesta al crecimiento y la innovación en la industria del petróleo y gas. Es por esto que la compañía abrió un nuevo centro de distribución en Neuquén. “Nuestro nuevo Warehouse-Neuquén refuerza el compromiso con la eficiencia y el abastecimiento ágil para las operaciones en Vaca Muerta”, destacaron desde la firma.
La industria del petróleo y gas en la Argentina, apalancada en el desarrollo de la formación no convencional es uno los pilares del impulso de nuestro país. La tracción que esta industria generará en su cadena de valor será sin dudas un motor para el crecimiento. “En Valbol, como parte integrante de esa cadena de valor desde hace más de medio siglo, no estamos ajenos a esta realidad y es por ello que invertimos constantemente en el desarrollo de más y mejores soluciones para nuestros clientes”, aseveraron desde la empresa.
El nuevo centro de distribución
El nuevo Warehouse está ubicado en el «Parque Industrial Neuquén, Ruta 7-PIN Este».
El centro tiene como objetivo ofrecerles a los clientes un punto de abastecimiento de productos Valbol a menos de 100 kilómetros del epicentro de Vaca Muerta, según precisaron.
Productos
Entre los productos que ofrecerá la compañía en su nuevo centro de distribución se destacan: válvulas para todos los procesos (esféricas, mariposa, cuchillas, globo) y equipos especializados. Desde la firma aseguraron que la meta es reducir los tiempos de abastecimiento y brindar un servicio de asesoramiento y cotización.
“Brindamos soluciones en el control y manejo de fluidos, generamos valor hacia el cliente en nuestras propuestas, garantizamos seguridad en sus operaciones, a partir de procesos de innovación continua y contribuimos en el cuidado del medio ambiente”, remarcaron.
Tal como ocurre en los encuentros de Future Energy Summit (FES), autoridades y empresas líderes del sector de las energías renovables realizan importantes anuncios. Además, por la gran participación de los actores, desarrollan importantes sinergias en los espacios exclusivos de networking que se generan en este ámbito. FES Central America & The Caribbean (FES Caribe 2025) no fue la excepción. Ahora la gira de encuentros se prepara para el 24 de junio, donde en Madrid, España, se desarrollará FES Iberia, que convocará a las principales compañías del sector energético renovable, tal como ya lo ha hecho en ediciones anteriores (descargar agenda del 2024).
Durante el Desayuno de Networking VIP que se desarrolló el segundo día del encuentro, el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, y el director general de la Comisión Nacional de Energía, Edward Verás, brindaron mayor claridad sobre el desarrollo de las energías renovables en el país.
¿Qué precisión pueden dar sobre la nueva licitación que anunció el Ministro?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Ayer el Ministro, en la apertura de FES Caribe, habló de que hoy tenemos un reglamento que llama a un proceso de contratación con objetos distintos. Todos tenemos entendido que uno de los pasos para hacer un proceso de contratación competitivo es una licitación”.
¿Sería este año 2025 y por 300 MW?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Queremos hacer la aclaración de que en ningún momento se limitó o el Ministro expresó que eran 300 MW. Ayer, se habló de la licitación y algo que sí afirmó el Ministro es que esa licitación o el proceso de contratación competitiva tiene que ser en este año. Porque nosotros como país seguimos firmemente apoyando el desarrollo de las energías renovables”.
La gira completa del 2025 de Future Energy Summit (FES)
¿Qué modelo analizan?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Hay algo que hay que aclarar porque no es necesariamente el modelo de licitación que aquí se puede proponer, el mismo que se aplica en otros países de Latinoamérica”.
¿Cómo sería?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Nosotros tenemos que sentarnos tranquilos, calmados, sin prisa, porque hoy no la tenemos, para poder evacuar un modelo de licitación de compra de energía renovable. Uno, donde el off-taker, en este caso el distribuidor, tenga un precio competitivo, porque se lo merece. Pero que también el proyecto y el número resultante de esa licitación haga sentido financiero para la construcción del proyecto”.
¿Qué esperan en tecnologías?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “La licitación debe buscar ese equilibrio ante la reducción de precios de los sistemas fotovoltaicos, básicamente, los sistemas eólicos, hay que decirlo también, y ante la gran disrupción de precios que tienen los sistemas de almacenamiento, que también van a ser un factor importante en esa licitación. Lo único que les pido es que con calma esperemos esa buena licitación que debe salir pronto, como lo anunció el señor Ministro, y que ya veremos los detalles”.
¿Y en precio?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Lo peor que le puede pasar a la energía renovable es que venga alguien y diga yo ofrezco energía solar a 3 centavos para un proyecto nuevo. Aquí sabemos que el número no da. Nosotros aquí lo enmendamos con unos precios de referencia anteriores que de repente hacían sentido financiero a la construcción de los proyectos. Y por eso nosotros defendemos, y es una frase que la acuñamos en redes sociales: estamos cambiando los papeles por paneles”.
Los interesados en participar, ¿ya tendrán que tener punto de interconexión?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “La propuesta de nosotros siempre ha sido que aquel que tenga una concesión es quien debe hacer una propuesta a la distribuidora para una licitación. Principalmente en energía renovable, en térmica no ocurre así porque en el térmica hay muchos competidores para un solo proyecto. Sin embargo, en renovable siempre apostamos a muchos competidores para muchos proyectos y el gran problema de renovable es que yo no apostaría a otorgarle un PPA a quien no tiene tierra y a quien no tiene un punto de conexión. De repente el mecanismo para validar el uso del terreno y el punto de conexión hoy es la concesión definitiva”.
Entonces, ¿se le exigirá a los oferentes tener concesión definitiva?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Usted quiere participar en la licitación, usted necesitará una concesión definitiva. Estamos haciendo esto pero con las debidas diligencias y las debidas restricciones para que solo participen personas, como dirían los epecistas, “ready to build” y la única forma es que sean personas con concesión definitiva ese tema de llamar a una necesitación a una persona que no tiene ningún permiso del medio ambiente con Dios delante, en República Dominicana eso no pasará.
¿Todo proyecto con concesión definitiva será elegible en la licitación?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Cuando usted tenga una concesión definitiva usted no necesita participar sí o sí en una licitación para vender energía. Usted puede buscar un cliente de usuarios no regulados y lo vamos a decir aquí con nombre porque parte de la transparencia es que usted entra al portal del organismo coordinador y usted ve quién le vende a quién, cómo se transa la energía, esto es un portal totalmente transparente se ve el mercado spot a cada hora hoy existen parques renovables con PPA privado que construyeron y financiaron con PPA privado, hoy existen parques renovables sin PPA”.
¿Será para centrales nuevas o podrán participar las existentes?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “La intención de República Dominicana es seguir cumpliendo con sus objetivos de integración de energía renovable, entonces no tiene sentido sacar una licitación de energía existente. Además, hoy el parque renovable más antiguo que existe en República Dominicana que es el parque eólico Quilvio Cabrera inaugurado a finales del 2010 tiene su PPA privado; hoy, el segundo construido de energía renovable de República Dominicana que es el parque Los Cocos 1 también tiene su PPA privado, entonces tampoco hay miedo de que los ya construidos hoy quieran acceder a la licitación vuelvo y repito concesión definitiva, concesión inscrita en la empresa de transmisión y en el programa de largo plazo del O.C. para poder entrar y despachar.
¿Se exigirá almacenamiento a las centrales de generación que se presenten?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “El que tenga almacenamiento va a tener la cuchara más grande, el que tenga más almacenamiento va a tener la cuchara aún más grande.
¿Una mayor capacidad de almacenamiento va a ponderar en quién adjudicar?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Va a ser obligatorio porque el tema del curtailment y el tema de no más energía solar en horas de sol es una realidad. Nosotros no tenemos dónde meter energía en horas de sol ni siquiera estamos interconectados con Haití por tierra. Por mar, en Puerto Rico eso aún es una idea solamente. No tenemos dónde meter esa energía en horas de sol. Por eso yo soy el que entiendo que ese próximo proyecto debe priorizar almacenamiento hablar de almacenamiento”.
¿Cómo se remunerará el almacenamiento?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “quiero que todos los inversionistas extranjeros presentes, anoten y lo pueden buscar en el portal de la superintendencia de electricidad la resolución 141 y la resolución 154 del año 2024 donde se establecen los regímenes económicos para compensar la instalación de baterías a través del sistema de compensación por regulación primaria de frecuencia y regulación primaria, secundaria de frecuencia”.
Con la llegada de esta licitación ¿qué pasará con los PPA con el sector público?
Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Tenemos que recordar que nosotros tenemos más de seis proyectos con concesión definitiva con PPA desde el año 2021 y no se han construido. Entonces, no es cierto que proyecto con concesión y con PPA significa construcción. Por eso, el Estado Dominicano no quiere sólo dar papel y darle una concesión y darle el derecho a una persona que en una planificación ideal, nos está ocupando un espacio en una red de transmisión, y no queremos repetir eso. Hoy nosotros, en concesión y PPA, tenemos reservados 300 megavatios de nuestra línea de transmisión y no se están construyendo. Entonces, no es verdad y no vamos a aceptar el discurso de que se necesita un PPA para construir. Nosotros entendemos que la gran mayoría lo necesita, y lo queremos hacer, pero hoy no se están construyendo. No es verdad esa tesis de que concesión y PPA es igual a construcción”.
Por fuera del modelo de licitación, ¿creen que se podrán hacer proyectos sin PPA?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Lo que hay que decir es que el modelo de licitación es el modelo en el cual las empresas de distribución adquieren la energía de un proponente. Sin embargo, existe un mercado eléctrico que no necesariamente está atado al modelo de licitación. Hoy, las solicitudes de permisos para instalar nuevos proyectos es un proceso que es corto y hoy tenemos más proyectos que pueden proponerse al mercado que no necesariamente son frutos de esa licitación.
¿Qué le responderían a los que dicen que esos proyectos no son financiables?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Es entendible que tal vez la mayoría de los financieros dicen yo necesito un PPA para hacer posible el proyecto pero hay otros que se construyen sin PPA. Se está construyendo el proyecto del Parque Eólico Esperanza sin PPA. Se está construyendo el proyecto Palita II con almacenamiento sin PPA. Hoy opera el Parque solar Esperanza, el Parque Zonal Matrisol, el Parque eólico los Cocos 1 y 2, sin PPA. O sea, son dos procesos totalmente distintos. Y no es cierto que la energía renovable se detenga sin PPA”.
¿Qué avances registran en los PPA que firmaron en los últimos años?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “En el tramo del 2021 al 2023 el Estado Dominicano otorgó 40 PPA en un proceso fuerte, transparente, aunque no fue competitivo porque había que dar unas respuestas rápidas al mercado de las renovables para poder lograr el primer cumplimiento hacia el 2025. Y hoy todavía tenemos en proceso de construcción unos 12 proyectos adicionales de esos proyectos a los que se les dio PPA del 2021 al 2023. O sea, hoy nosotros no tenemos la presión que teníamos en 2021 con el tema del financiamiento de proyectos renovables”.
¿Cuánto se está invertido en energías renovables?
Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “En 2023 recibimos 1.070 millones de dólares de inversiones de energías renovables. Nosotros siempre decimos que el turismo es la panacea de la economía dominicana. Eso es cierto. Ustedes lo saben. Pero también nosotros estamos en un empate técnico, vamos a decir así, con turismo, en percepción de inversión en energía, donde las renovables tienen la mayor parte. Y en 2024 aumentamos esa cifra a 1.240 Millones de dólares. Y hoy avanzan las construcciones de 18 proyectos adicionales. Muchos con PPA y otros sin PPA”.
Queda poco más de un mes para que se presenten las ofertas de la licitación “AlmaGBA”, que prevé adjudicar 500 MW en sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en nodos eléctricos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Desde Aires Renewables analizaron con precisión sus implicancias técnicas y estratégicas, como también los puntos claves que definirán el rumbo de la convocatoria que cierra a mediados de mayo y que se prevé adjudicar hacia finales del mes de junio.
“Esta es la primera licitación de almacenamiento en toda Latinoamérica. Así como en el Programa RenovAr llegamos 10 años tarde, acá Argentina llega a tiempo con el mundo”, destacó Diego Werner, director técnico de Aires Renewables, como señal positiva para el sector, tanto por la escala de la licitación como por su carácter pionero en la región.
“Es factible que esta primera licitación no tenga todos los condimentos que uno quisiera o que se necesitan porque todo el sector está aprendiendo, desde CAMMESA, desarrolladores e IPPs. Pero si la licitación funciona bien o es un paliativo de alguna manera de los problemas que sufre el AMBA, sobre todo en verano, este tipo de convocatoria debería extenderse a un montón de otras regiones donde haya cooperativas o distribuidoras eléctricas fuertes capaces de firmar contratos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
Esto significa recurrir a mecanismos de almacenamiento para mejorar la calidad de la red, con inversiones menores y muy rápidas, porque se pueden instalar en menos de seis meses. Y que serviría como solución parcial o intermedia para inyectar nueva potencia.
De todos modos, la expectativa generada se ve atenuada por factores de incertidumbre y restricciones operativas, principalmente porque el margen para presentar nuevos proyectos es muy reducido. Por lo que aquellos players que ya tengan un predio o un terreno cerca de alguno de los nodos que definió CAMMESA podrían contar con ventaja para desarrollar las propuestas.
Además, otro de los principales obstáculos identificados por Aires Renewables es la falta de definición contractual, dado que aún no se ha publicado el modelo de contrato ni los mecanismos de garantía.
“Puede haber mucho interés, pero hasta que no se sepa qué contrato se firmará y cuáles son los mecanismos de garantía que CAMMESA extenderá por sobre Edenor y Edesur, por lo que el interés siempre va a ser parcial”, planteó Werner.
En ese sentido, advirtió que quien espere hasta tener certezas jurídicas podría perder la oportunidad, sino que resulta importante avanzar en paralelo a la espera de que en algún momento se clarifique la situación.
Respecto al perfil de las propuestas, el director técnico de Aires Renewable identificó que los proyectos se dividirán en dos grandes categorías: gran escala entre 80 y 150 MW de potencia, y otros más pequeños que oscilarían entre 15 y 30 MW.
Para el grupo utility scale aclaró que tiene un condicionante logístico de peso vinculado al transformador, ya que éstos hoy tiene un plazo de entrega de 12 a 14 meses y, por tanto, un proyecto de gran escala será «muy difícil” que esté en operación en enero del 2026.
En contraste, señala que las iniciativas de menor escala pueden ejecutarse más rápidamente y, además, capturar un incentivo económico clave que puede alcanzar hasta el 25% de factor de mejora en la tarifa.
Y cabe recordar que, según el pliego de bases y condiciones, la licitación contemplará el pago de la energía suministrada de 10 USD / MWh, en tanto que el valor máximo de adjudicación se estableció en 15.000 USD / MW-mes, con ajustes vinculados al cumplimiento de horas comprometidas y validadas.
Aires Renewables también observa con atención la evolución de costos en tecnologías de almacenamiento, lo que podría acelerar su adopción masiva. “Es muy notorio lo que las baterías están bajando de precio, en hasta 75% en los últimos tres años y creo que seguirá a la baja”, sostuvo Werner.
Con base en esa tendencia, proyecta una transición hacia energía firme de origen renovable en el corto plazo, gracias a parques híbridos que cuenten con generación ERNC con sistemas BESS, aportando flexibilidad y firmeza para el sistema.
México posee un potencial eólico offshore estimado superior a los 200 GW, pero actualmente no tiene ningún proyecto operativo en esta tecnología. Para acortar esa brecha, la empresa Telener360, fundada hace una década en León, Guanajuato, impulsa una campaña pionera de medición con el objetivo de reducir la incertidumbre técnica y financiera que limita el desarrollo de parques eólicos costa afuera.
El CEO de la compañía, Luis Rafael Ordoñez Segura, explicó que el proyecto consistirá en instalar una torre flotante equipada con LiDAR y anemómetros, diseñada para validar las mediciones del recurso eólico. “La idea es poder correlacionar esas mediciones con una torre a 15 metros con anemómetros en punta para ir validando y bajar ese nivel de incertidumbre o de cálculo que estamos haciendo”, precisó.
La iniciativa, que se presentó durante el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), ya había resultado atractiva para tres empresas internacionales —una canadiense y dos estadounidenses— que consideraron estratégico el avance del país en este sentido. “Cuando lanzamos este proyecto que lo hicimos en una simulación, tres empresas ya estaban muy interesadas para entrar al proyecto”, reveló Ordoñez Segura.
De allí, desde Telener360 han adoptado metodología internacional para aplicarla en el contexto mexicano, empezando por costas en el estado de Tamaulipas. El objetivo: definir con precisión las zonas con mejor potencial offshore, disminuyendo el “gap” actual entre estimaciones generales y mediciones específicas.
“Definitivamente hay un área muy interesante… también tenemos zonas como en el Istmo muy viables hoy en día”, indicó el CEO de Telener360 en FES Mexico.
Aunque México aún no ha desarrollado parques eólicos offshore ni una regulación que los enmarque, hay referencias cercanas en la región que sirven como modelo. “En efecto en México no tenemos offshore pero sí hay experiencias muy muy a temprana edad en Brasil y en Colombia”, señala el CEO.
Mirada a futuro para la eólica en México
Aunque las condiciones naturales y geográficas son propicias, existen desafíos que pueden limitar el crecimiento de la energía eólica en México. Para Ordoñez Segura, los factores sociales y políticos jugarán un rol cada vez más determinante en la implementación de proyectos eólicos. “El factor gubernamental va a marcar mucho la pauta para poder determinar qué porcentaje sí pudiéramos alcanzar”, advirtió.
Según la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, los actores privados podrán adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de generación renovable al 2030. Para Ordoñez Segura, el contexto actual puede ser favorable si se establecen reglas comprensibles para inversionistas y actores del sector.
También destacó la necesidad de establecer estrategias de comunicación más efectivas con el Gobierno y la sociedad para fortalecer el respaldo a los proyectos del sector. “Creo que es importante nosotros como asociación hacer estrategias de comunicación más apropiadas para que el Gobierno nos vea cada vez mejor como unos actores que realmente podemos marcar una pauta muy positiva para el país”, concluyó.
Argentina configura un ecosistema propicio para el desarrollo de proyectos solares de gran escala, donde convergen transformaciones regulatorias, nuevos esquemas de comercialización energética y licitaciones clave como la de almacenamiento por 500 MW. Así lo considera Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, quien en el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), brindó una visión optimista sobre las oportunidades que se abren para los fabricantes de módulos fotovoltaicos en este país.
“Lo que nos da es la visión de un mercado que empieza a dinamizar, que empieza a ser más complejo y que empieza a traer otro tipo de oportunidades con agentes o ‘players’ con envergadura que empiezan a desarrollar proyectos”, sostuvo el ejecutivo. Según Contreras, esta evolución no solo diversifica a los actores involucrados, sino que introduce tipologías de proyectos inéditas hasta ahora en el país, con capacidad de atracción de inversiones y que podrían acelerar la penetración de la energía solar.
En ese contexto, Yingli Solar busca contribuir desde su especialidad tecnológica, maximizando el valor de su experiencia de más de 25 años en el sector. “Nosotros como tecnólogos, ¿cómo podemos contribuir? Trayendo tecnología y aportando eficiencia a soluciones que tienen que seguir trabajando en mejorar su eficiencia y sus prestaciones al sector energético”, manifestó Contreras en FES Argentina.
Uno de los grandes cambios que observa el ejecutivo es el avance hacia modelos híbridos, potenciados por la integración del almacenamiento en las licitaciones. “El almacenamiento sin lugar a dudas abre la puerta a la hibridación con solar”, remarcó Contreras, y agregó que se trata de un fenómeno “muy interesante que se esté dando en Argentina”.
En este marco, la propuesta de Yingli Solar pasa por acompañar a socios estratégicos con soluciones adaptables. “Nos aproximamos a este mercado y a estos clientes con la mayor tecnología y la eficiencia que podamos, con productos y servicios lo más flexibles posibles”, indicó. La meta es clara: optimizar proyectos desde el componente solar, tanto en diseño como en costo.
La hibridación solar-almacenamiento, según el ejecutivo, puede abrir oportunidades en regiones no tradicionales por falta de infraestructura eléctrica o condiciones subóptimas de irradiación. Con módulos de alta eficiencia e inversores integrados a sistemas de almacenamiento, “aparecen o se expanden las oportunidades para que el crecimiento de la solar hibridada con almacenamiento crezca”.
Para posicionarse en un mercado competitivo, el desafío técnico y económico se resume en una fórmula: el dólar vatio pico o el peso vatio pico. “Hay que poner encima de la mesa siempre trabajar en esa ecuación”, afirmó Contreras. Esto implica mejorar procesos productivos, optimizar las cadenas de suministro y aumentar la eficiencia de los módulos.
Desde Yingli Solar, la visión es clara: bajar costos sin sacrificar rendimiento. “Bajando costes en la medida de lo posible a través de la mejora de los procesos de producción y la mejora en los procesos de compra del aprovisionamiento, y aumentar la eficiencia de nuestros productos. Esa es la vía más clara en la que nosotros siempre trabajamos”, afirmó el Managing Director.
Pese al optimismo, el ejecutivo también reconoció que existen desafíos que deben atenderse para sostener esta proyección. “Enfrentamos algunos desafíos sobre todo desde el punto de vista de la importación”, advirtió Contreras. Mencionó en particular la volatilidad cambiaria, que representa un riesgo importante para quienes importan equipos, así como los costes logísticos asociados.
Aún así, la compañía se compromete a mantener su propuesta centrada en la flexibilidad de su oferta. “Siendo lo más flexibles posible para optimizar los proyectos de almacenamiento que nuestros clientes estén poniendo en marcha”, añadió.
Otro factor decisivo en este nuevo escenario argentino será la llegada de capital internacional, que, según Contreras, puede lograrse a partir de señales claras. “Percibimos de una manera muy clara que Argentina empieza a ser un punto de referencia para el capital”, enfatizó.
Para ello, sin embargo, hace falta una estructura financiera sólida y previsibilidad regulatoria. “Se necesita de financiación estructurada, necesita de una previsibilidad de la regulación para poder atraer la inversión de una manera activa y solvente”, sostuvo el ejecutivo, quien valoró positivamente el rumbo que empieza a tomar el país.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó a consulta pública los lineamientos de la única subasta de transmisión del 2025, programada para el viernes 31 de octubre en la sede de B3 en São Paulo, a pesar que originalmente se pensaba llevar adelante dos convocatorias (ver nota).
La licitación tendrá 11 lotes destinados a la construcción y mantenimiento de 1178 kilómetros en nuevas líneas de transmisión y seccionamiento y la incorporación de 4400 MVA en capacidad de transformación, además de control reactivo automático rápido y siete compensaciones síncronas.
Por tal motivo es que se esperan inversiones cercanas a R$ 4060 millones (alrededor de USD 724 millones), con un plazo de ejecución de las obras varía entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad del proyecto.
Además, se prevé que genere aproximadamente 10800 empleos para las obras y su mantenimiento en los estados de Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia y São Paulo.
De los 11 lotes propuestos, tres tienen una inversión proyectada de más de R$ 1.000 millones. Y en términos financieros se destaca el lote 7, dado que se estima que su construcción conlleve R$ 1210 millones (MMUSD 215), principalmente por los 35 kilómetros de líneas de transmisión subterráneas y de la subestación São Miguel 345/88 kV, en el estado de São Paulo.
La principal particularidad de esta convocatoria es que lotes 1b, 7, 8, 9 y 10 dependen de la conclusión del proceso de vencimiento de los contratos relativos a cinco lotes ganados durante las subastas de 2020 y 2021 por MEZ Energía, debido al incumplimiento de los plazos de ejecución de los proyectos.
Por lo que dichos lotes sólo estarán disponibles si ANEEL lo recomienda y el Ministerio de Minas y Energía de Brasil declara el vencimiento de estos contratos hasta la fecha estimada para la aprobación final de la licitación, el 23 de septiembre.
Además, el lote N°3 incluye obras de infraestructura que estuvieron inicialmente previstas en la segunda subasta de transmisión del 2024, pero que fueron retiradas para estudios después de las inundaciones en Rio Grande do Sul.
Como consecuencia, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica reposicionó la ubicación de las subestaciones y otros equipos contemplados en el tercer segmento, con miras a garantizar la seguridad en futuras operaciones.
A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar:
Lote N° 1
Sublote 1A: LT 345 kV Miguel Reale – Centro, C1 y C2, con 5,72 km (subterráneos)
Sublote 1B: LT 345 kV Norte – Miguel Reale, C3 y C4, con 14,5 km cada una (subterráneas). (Posible caducidad)
Lote N° 2
LT 500 kV Santa Luzia II – Bom Nome II, C1, CS, con 228 km.
LT 230 kV Caxias II – Teresina II C1, CS, con 92 km;
LT 230 kV Teresina – Teresina III C1, con 14 km (reutiliza la vía LT 230 kV Teresina – Piripiri C1 a ser desactivada);
SE 230 kV Caxias II – Control Reactivo Automático Rápido – CARR (-50/50) Mvar.
Lote N° 3
SE 525/138 kV Erejim (2) – (6+1 Res) x 50 MVA;
SE 230/69 kV Boa Vista do Buricá 2 – (6+1Res) x 33,33 MVA;
Tramos de LT 525 kV entre SE Erechim y LT 525 kV Itá – Caxias Norte C1, con 2 x 1,5 km;
Tramos de LT 230 kV entre SE Boa Vista do Buricá 2 y LT 230 kV Guarita – Santa Rosa C1, con 2 x 5,5 km.
LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Cai 2, con 20,4 km;
LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Cai 2 C1, con 42,6 km;
SE 230/138 kV – 2 x 150 MVA;
SE 230/138 kV Ivoti 2 – 2 x 150 MVA;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.
LT 230 kV Sarandi – Maringá, C1 y C3, CD, con 18,2 km (nueva línea de transmisión en el mismo alcance de la C1 existente, con mayor capacidad)
Lote N° 4
LT 500 kV Jauru – Vilhena 2 C1, con 344,5 km;
LT 230 kV Vilhena – Vilhena 2, C1 y C2, con 2,0 y 1,9 km, respectivamente;
SE 500/230 kV Vilhena 2 – (3+1R) x 200 MVA y Compensación Síncrona -90/+150 Mvar.
Cerca de las 8.30 comenzaron a llegar algunos de los invitados a la fábrica de IMSA, lugar donde se llevó a cabo el evento. Tras un café y un poco de charla, se abrieron las puertas del auditorio, donde tomó la palabra Santiago Rial (Gerente General de Efergía), para luego darle paso a Pablo Morrone (Gerente Técnico) y a Gabriel José (Especialista Técnico), quienes detallaron en profundidad el nuevo catálogo residencial que vende Efergía y también analizaron y dieron a conocer las características diferenciadoras del nuevo inversor Huawei: el SUN2000-150KTL, el producto ideal para instalaciones fotovoltaicas de alta potencia en el rubro Comercial&Industrial.
Al finalizar ambas charlas, los asistentes disfrutaron de un café que sirvió como un excelente espacio para el networking. Instaladores, expertos del sector y representantes de las marcas aprovecharon el momento para intercambiar ideas, compartir experiencias y fortalecer vínculos comerciales. Fue una oportunidad ideal para conocer de primera mano las necesidades del mercado y explorar posibles colaboraciones.
Con la energía renovada, el evento continuó con más presentaciones. Erick Raimondeau Padilla (Solution Manager de Huawei) inauguró esta segunda etapa con la presentación de la batería Luna 215, una nueva solución de almacenamiento diseñada específicamente para instalaciones Comerciales&Industriales. Se destacaron sus ventajas en términos de eficiencia energética, modularidad y facilidad de integración con sistemas ya instalados.
A continuación, Camilo Bayona, DG Product and Solution Manager de Longi tomó la palabra para mostrar sus últimas innovaciones en tecnología de paneles solares. Se profundizó en los avances en eficiencia, las diferencias entre paneles, la mejora en la durabilidad de los materiales y el impacto positivo que estas mejoras tienen en la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos.
Después del almuerzo, el evento se cerró con una charla muy enriquecedora sobre buenas prácticas de instalación. Durante esta sesión, se abordaron recomendaciones clave para optimizar el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos, garantizar la seguridad en cada montaje y prolongar la vida útil de los equipos. Los asistentes pudieron despejar dudas y llevarse conocimientos fundamentales para aplicar en sus próximos proyectos.
Este Installer Day fue solo el comienzo. Efergía Academy sigue apostando a la capacitación y el crecimiento de los instaladores, por lo que este fue el primero de muchos eventos presenciales.
Próximamente, estarán llevando más capacitaciones y eventos a otras provincias de nuestro país. ¡Nos vemos en la próxima edición!
El Ministerio de Minas y Energía celebró el primer vuelo en el país con biocombustibles, realizado gracias a la alianza entre Ecopetrol y Latam. Este hito se alinea con los esfuerzos del Gobierno Nacional, reflejados en la reciente aprobación en primer debate (Comisión Quinta de la Cámara de Representantes) del proyecto de Ley 439 de 2024, que promueve la producción, distribución y adquisición de Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF) en Colombia.
El SAF utilizado en este vuelo se produjo con materias primas sostenibles, logrando una reducción del 65% en emisiones de gases de efecto invernadero frente a los combustibles convencionales. Este avance no solo impulsa futuras iniciativas en el país, sino que posiciona a Colombia como líder regional en la transición hacia energías más limpias.
Además, este logro se enmarca en los progresos nacionales en la transición energética del sector, como la publicación del documento «Cielos limpios, Economía y Aviación para la vida: Hoja de Ruta de los Combustibles Sostenibles de Aviación en Colombia», elaborado por la Aeronáutica Civil y el Ministerio de Minas y Energía.
Edwin Palma, ministro de Minas y Energía, resaltó la importancia de este vuelo: «Es una muestra de que la innovación y la colaboración público-privada pueden acelerar la transición energética. Felicitamos a Ecopetrol y Latam por este logro, que sienta un precedente para la descarbonización del transporte aéreo en el país».
Desde el Gobierno Nacional se sigue impulsando el desarrollo de combustibles sostenibles y políticas que fortalezcan un modelo energético más amigable con el planeta.
La reintroducción de aranceles generalizados por parte de Estados Unidos marca un viraje explícito en su política económica exterior. Bajo la presidencia de Donald Trump, y en un gesto cargado de simbolismo político —formalizado durante el denominado Liberation Day— se anunció que todas las importaciones deberán pagar un mínimo del 10% de aranceles a partir del 9 de abril. Esta decisión, de naturaleza global, afecta de lleno a países emergentes como Argentina, India, Brasil y Tailandia, pero también a los socios tradicionales como la Unión Europea.
La economía y los mercados financieros de Argentina experimentaron movimientos significativos con caída de acciones y aumento del riesgo país. Las acciones argentinas en Wall Street registraron descensos de hasta un 11%, mientras que el riesgo país se elevó a 878 puntos básicos, reflejando la creciente preocupación de los inversores.
Para la Argentina, el impacto inmediato es doble: económico y estratégico. Hasta ahora, los productos argentinos enfrentaban en promedio un arancel de apenas 1,2% en su ingreso a Estados Unidos, lo cual representaba una ventaja competitiva relativa, sobre todo en sectores sensibles como agroindustria, química, textiles y metales. Con la nueva política, ese diferencial se esfuma.
La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) advierte que la aplicación uniforme de este piso arancelario tendrá efectos particularmente adversos para exportadores argentinos en rubros como textiles (Argentina paga 20,9% a EE.UU. y recibía 6,1%), cuero y calzado (19,8% vs. 7,1%), o productos industriales, donde la asimetría arancelaria había sido históricamente favorable a la Argentina. Esta reconfiguración no sólo pone en jaque ventajas específicas, sino que también altera los términos de las negociaciones en curso.
El gobierno argentino, encabezado por Javier Milei, había iniciado un diálogo con Washington para avanzar en un esquema de desgravación arancelaria selectiva, sin avanzar hacia un tratado de libre comercio integral. Esta lógica de “acuerdo de complementación económica” buscaba pactos parciales y sectoriales, preservando márgenes de maniobra nacional y atendiendo a los límites normativos del Mercosur. La ofensiva arancelaria de Trump, sin embargo, altera los términos de ese diálogo. Lejos de dinamitarlo, podría abrir una nueva ventana de oportunidad: ante la generalización del castigo arancelario, Argentina podría negociar desde una posición de excepción, apelando al vínculo político entre Milei y Trump y al discurso de “alineamiento natural” que el actual gobierno argentino ha desplegado como eje estratégico.
Pero el verdadero alcance de esta política se medirá más allá del plano bilateral. Lo que está en juego es una potencial dislocación de las cadenas globales de valor. En los hechos, la imposición arancelaria podría provocar un redireccionamiento de flujos comerciales, estrategias de triangulación vía países con acceso preferencial al mercado estadounidense (como México), y un reacomodamiento de inversiones transnacionales. China, por ejemplo, podría buscar instalar capacidad productiva en terceros países para evitar los aranceles, lo que abriría oportunidades indirectas para regiones periféricas. Sin embargo, todo dependerá de la duración y credibilidad de esta nueva política comercial: si se percibe como un giro estructural, el mundo se reorganizará; si se lee como una táctica electoral, los efectos serán más acotados.
No debe subestimarse tampoco el riesgo sistémico financiero. La historia reciente ofrece lecciones claras. En 2018, el endurecimiento arancelario de Trump provocó una respuesta defensiva de China, que incluyó la devaluación del yuan, afectando el flujo de capitales hacia economías emergentes y precipitando crisis cambiarias, entre ellas, la que afectó a la Argentina bajo la presidencia de Mauricio Macri. Si una nueva guerra comercial escalara —especialmente si China responde con contramedidas o movimientos en su política monetaria— los mercados podrían reaccionar con volatilidad. De hecho, el precio del petróleo Brent cayó más de 6% tras el anuncio, y el índice DXY del dólar estadounidense mostró una contracción inusual, signos de que los operadores financieros temen una escalada proteccionista con consecuencias globales.
En este contexto, la balanza comercial bilateral entre Argentina y Estados Unidos —que fue superavitaria en 2024 por primera vez en años, debido más a la recesión interna que al dinamismo exportador— podría volver rápidamente al terreno negativo. La fragilidad de ese superávit quedó expuesta: se sustentó en una fuerte contracción de importaciones (US$ 6.193 millones) más que en una expansión de exportaciones (US$ 6.395 millones), en un año donde el consumo y la inversión estuvieron deprimidos. AmCham anticipa que este equilibrio será transitorio, y que con la reactivación económica regresarán los déficits estructurales.
Frente a este panorama, Argentina se encuentra ante un doble desafío. Por un lado, necesita preservar su acceso al mercado estadounidense, fundamental para una economía que busca insertarse en cadenas globales con valor agregado. Por otro, debe protegerse frente a la volatilidad externa que podría derivarse de una escalada comercial global. La clave radicará en una diplomacia económica activa, una lectura estratégica de las nuevas reglas de juego, y una política comercial capaz de identificar sectores sensibles y negociar con pragmatismo. La era de la globalización abierta quedó atrás. En la actual fase de competencia regulada, la ventaja será de quienes negocien con inteligencia, no de quienes reclamen equidad desde la periferia.
El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición que las distribuidoras de gas natural por redes aplicarán para facturar los consumos del mes de abril considerando las categorías de usuarios y las zonas en las que residen.
El incremento tarifario dispuesto (en el VAD y en gas en el PIST) tiene una incidencia de 1,8 por ciento, indicó la Secretaría de Energía, y la transición hacia la puesta en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria culmina el 9 de julio.
Los nuevos cuadros aprobados por el Ente Regulador fueron publicados en una serie de resoluciones (184 a 193/2025) y corresponden a las empresas licenciatarias MetroGAS, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidoras Gas del Centro, Distribuidora Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gasnea, y Redengas.
Las nuevas tarifas rigen para los usuarios Residenciales N1 (de altos ingresos) que pagaTarifa Plena), N2 y N3 (ingresos bajos y medios) con subsidio parcial del Estado para un consumo limitado, y tarifa plena para lo que exceda dicho mínimo.
También para los usuarios SG-P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas). La categoría tarifaria SGP se encuentra subdividida en tres (3) grandes grupos (P1, P2 y P3) en función del consumo registrado en los últimos doce (12) meses.
A modo de referencia cabe indicar que, en el caso de MetroGAS, un Usuario Residencial N1 (altos ingresos) con consumo R2 3 (entre 801 y 1000 m³ de gas al año) tendrá un Cargo Fijo mensual (sin impuestos) de $ 12.544.04 si vive en CABA, y de $ 11.244,98 si vive Buenos Aires (Conurbano), y en ambos casos un Cargo por m3 de consumo de $ 205,45.
El ministerio de Economía justificó el incremento tarifarios “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.
La Secretaría de Energía estableció, a través de las resoluciones 140 y 141/2025 nuevos precios para los biocombustibles durante el mes abril.
La R-140 Fijó en $ 1.192.226 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles) para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
En tanto, por la R-141 se fijó en $ 772,72 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en $ 708,23 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, destinados a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la Ley de Biocombustibles, para las operaciones durante abril y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El Economic ForumLatam, el evento con foco en economía y finanzas, celebrará su decimoprimera edición en Parque Norte. Se espera la participación del ministro de Economía, Luis Caputo; el presidente de la Nación, Javier Milei; entre otros disertantes.
La jornada tendrá lugar el 8 de mayo y se desarrollará bajo el título «Dónde estamos y hacia dónde vamos». Tendrá fines solidarios ya que lo recaudado será donado a beneficio de programas solidarios de la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez. Se desarrollará bajo el título
Se trata de una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital.
Objetivo
El evento tiene como objetivo generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad. Los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes son ad honorem.
TGN fue reconocida por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los mejores lugares para Trabajar (GPTW).
La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:
89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
93% se siente orgulloso de trabajar allí;
89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.
“Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores”, destacaron desde la compañía.
Reconocimiento
Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.
“TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía”, concluyeron desde la compañía.
La Secretaría de Energía aprobó este jueves un incremento del 3,5% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 140 y 141/2025 publicadas en el Boletín Oficial.
La medida se da tras la reciente suba de los combustibles en el comienzo del cuarto mes del año, agregando otro factor que presiona los costos del sector, lo que podría trasladarse a los surtidores en las próximas semanas.
Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.192.226 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $772,726. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso el nuevo valor en $708,230.
El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Asimismo, aclaró que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.
En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.
El ajuste en los valores de los biocombustibles es el cuarto del año para el biodiesel, ya que en enero, febrero y marzo el área dependiente del Ministerio de Economía también había aprobado una suba, mientras que para el bioetanol se trata del tercer aumento en el 2025, sumándose al de febrero y marzo. Durante el primer mes del año, se rigió por los precios fijados en diciembre.
El Ministerio de Economía estableció que el recargo correspondiente al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas será del 6% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), según la resolución 356/2025 publicada hoy en el Boletín Oficial.
La medida se aplicará a partir de este 1° de abril y alcanza tanto a los volúmenes comercializados como al autoconsumo. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) deberá ajustar los procedimientos de facturación para que las distribuidoras trasladen correctamente el recargo a las tarifas finales.
La decisión se enmarca en el proceso de reestructuración de los subsidios energéticos encarado por el Gobierno nacional, en el contexto de emergencia energética y económica declaradas por los decretos 55/23, 70/23 y 1023/24.
En ese sentido, el Poder Ejecutivo busca avanzar hacia un esquema de subsidios focalizados que reemplace al sistema generalizado financiado históricamente con aportes del Tesoro Nacional.
La resolución recuerda que el Fondo Fiduciario fue creado por la ley 25.565 y ampliado por las leyes 25.725 y 27.637, y permite aplicar un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el PIST. El nuevo valor del recargo fue definido tras una proyección económico-financiera realizada por la Dirección Nacional de Economía y Regulación, que estimó una mayor necesidad de fondos para sostener el régimen de compensaciones del Fondo, en función del nuevo esquema de tarifas y precios definidos por la Secretaría de Energía.
Además, se instruye a las comercializadoras a aplicar y trasladar el recargo en su exacta incidencia sobre el precio de compra del gas en el PIST. En el caso del autoconsumo, el monto a ingresar deberá calcularse según el volumen consumido, el precio promedio ponderado de ventas de la empresa y la alícuota del 6%. La norma lleva la firma del ministro de Economía, Luis Andrés Caputo.
El Gobierno autorizó este martes un aumento del 1,7% en las tarifas de luz y del 1,8% en las boletas de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y de la Secretaría de Energía, publicadas en el Boletín Oficial.
La aprobación de los nuevos cuadros tarifarios de abril para las transportadoras y distribuidoras energéticas se da en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y de la postergación para mayo de la aplicación del nuevo esquema tarifario fijado como parte de la Revisión Tarifaria Quinquenal (RQT).
La actualización tarifaria del gas y la luz para el cuarto mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía “estimó imperioso continuar con la corrección de los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes a los sectores de gas natural y energía eléctrica”.
En este sentido, dispuso avanzar con “las acciones necesarias a efectos de incrementar las tarifas de distribución de gas natural en un 2,5 %”, y además instruyó “aplicar al precio de gas natural en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte)”.
En tanto que en relación a la energía eléctrica, determinó que “la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 1,7%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”.
Asimismo, en la normativa se estipuló que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se incrementará en un 3,5% durante este mes, mientras que se decidió que “el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) correspondiente al segmento distribución no se verá ajustado”.
Al mismo tiempo, se mantienen las bonificaciones para los usuarios residenciales Nivel 2 (65%) y Nivel 3 (50%). Los consumos que aún continúan subsidiados tienen topes y luego se paga la tarifa plena: los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen un límite de 350 Kwh por mes y los de ingresos medios (N3), de 250 Kwh.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el presidente de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en dicha provincia.
Mediante este MOU, Santa Cruz, Formicruz e YPF se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Formicruz, la empresa provincial de energía, y definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.
“Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes. La provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional y por nuestro lado, la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4” afirmó el presidente de YPF.
Los Bloques incluidos en dicho entendimiento son: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.
El Memorando se firmó hoy en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF.
