El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) podría duplicar la cantidad de gas que se extrae asociado al crudo. Será en la antesala de las iniciativas de GNL. Mientras los proyectos para exportar parte del gas natural de Vaca Muerta como gas natural licuado (GNL) avanzan en su planificación, los trabajos para el montaje de un nuevo puerto petrolero ya están en marcha y de su mano se espera que también provenga un nuevo flujo de gas natural. En concreto se trata de lo que se conoce como gas asociado a la producción de petróleo, que dicho de forma simple, […]
Enero y febrero ubicó a TotalEnergies superando a YPF en la producción de gas natural y la causa es Fénix. Junto a Harbour Energy y Pan American Energy, TotalEnergies lidera el consorcio CMA-1. En 2 años años invirtieron US$ 700 millones. En septiembre de 2023, comenzó la producción en 1 de 3 pozos del proyecto Fénix, cuya capacidad de producción de Fénix equivale al 8% de la producción nacional argentina. TotalEnergies controla más del 30% de la producción nacional. Y en Vaca Muerta desarrolla áreas para alcanzar a 16 MMm3/d de producción de gas. En definitiva, producción no convencional en […]
Un descubrimiento en Argentina podría cambiar la industria global: un recurso oculto en 320.000 hectáreas promete ser más valioso que el litio. El litio es un recurso clave para la fabricación de baterías que se usan en dispositivos móviles, computadoras y vehículos eléctricos. Y Argentina es un país relevante en términos de su acceso a este mineral, aunque ahora también surge también como un actor fundamental mercado de las tierras raras. Nuevos metales claves para el desarrollo tecnológico Las tierras raras comprenden 17 elementos químicos, que inlcuye lantánidos, el escandio y el itrio. Aunque abundand en la corteza terrestre, el […]
La minera consolidó su posición como la mayor productora de litio del país, con las operaciones de Proyecto Fénix y Sal de Vida, en Catamarca; Olaraoz I y II y Cauchari, en Jujuy. Arcadium Lithium, una de las compañías líderes en la producción de litio a nivel mundial, presentó sus resultados financieros correspondientes al cuarto trimestre y al año completo de 2024. Y a pesar de las desafiantes condiciones del mercado y los bajos precios internacionales del litio, la empresa logró una producción récord en Argentina y avances significativos en sus proyectos de expansión, que ahora pasarán a manos de […]
La petrolera presentó los resultados operativos y financieros del año pasado. Se registraron altibajos. En la tarde del 4 de marzo de 2025, Ecopetrol, por medio del presidente de la estatal, Ricardo Roa Barragán, informó los resultados operativos y financieros de esta en 2024 y el cuarto trimestre de ese año. De acuerdo con lo reportado, la empresa registró una utilidad neta de $14,9 billones, lo que significó una reducción de $4,1 billones, es decir, una caída del 21,7% frente al mismo periodo de 2023. “Si nosotros hubiéramos tenido el precio del crudo de 2023 y no hubiéramos tenido la […]
Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International. Empresas estadounidenses de servicios petroleros también están obligadas a cesar operaciones en Venezuela Golpe a la industria petrolera venezolana: Aparte de la retirada oficial de Chevron del país, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) de Estados Unidos también ha decidido prohibir las operaciones de las empresas estadounidenses de servicios petroleros que se encuentran en Venezuela. De acuerdo con una publicación de El Economista citando información de la OFAC, las empresas Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International deberán abandonar Venezuela a partir del 9 de mayo. Es […]
El 5 de marzo de 2025, los precios del petróleo registraron una caída superior al 4%, alcanzando niveles no vistos desde 2021. Este descenso se produjo después de que la OPEP+ confirmara su plan de aumentar la producción a partir de abril, lo que implica una eliminación gradual de los recortes voluntarios de 2,2 millones de barriles diarios en los próximos meses.
Además, las crecientes tensiones comerciales derivadas de las políticas proteccionistas de la administración Trump hacia Canadá, México y China han generado preocupaciones sobre una posible desaceleración económica global, lo que podría afectar negativamente la demanda de crudo. En este contexto, el crudo West Texas Intermediate (WTI) cayó un 4,2%, situándose por debajo de los 66 dólares por barril, mientras que el Brent, referencia en Argentina, descendió un 3,3% hasta los 68,64 dólares.
Asimismo, el mercado está atento a las negociaciones relacionadas con un posible acuerdo de paz en Ucrania. Un resultado positivo podría conducir al levantamiento de sanciones a Rusia por parte de Estados Unidos, incrementando la oferta de petróleo en el mercado y ejerciendo una presión adicional sobre los precios.
El Gobierno autorizó este jueves un aumento del 1,7% en las tarifas de transporte y 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 transportadoras y las distribuidoras de gas para marzo, 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 público”.
La actualización tarifaria del gas en el último 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 marzo 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 transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 1,7%; y el precio PIST deberá ser incrementado en virtud de reflejar 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 Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), se fijó en US$3,085 el millón de BTU para los usuarios de Metrogas, como uno de los más bajos. Mientras que el precio más elevado lo tienen los clientes de Distribuidora Gas Cuyana, ya que el millón de BTU quedó en US$3,148.
En el caso de la firma que brinda el servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el precio PIST para los usuarios residenciales que no poseen subsidios será de $120,18 por metro cúbico ($/m3).
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”.
Ante la solicitud del ministro, Energía le comunicó a la autoridad regulatoria la necesidad de avanzar con la aprobación de nuevos valores en las tarifas del servicio, para los segmentos de transporte y distribución.
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.
En cuanto a las empresas dedicadas al transporte, se autorizó la suba para la Transportadora de Gas del Norte, Transportadora de Gas del Sur, Refinería del Norte, Gasoducto Nor Andino Argentina, Energía Argentina, Enel Generación Chile, Gasoducto Gas Andes Argentina, Gas Link y Transportadora de Gas del Mercosur.
El impacto del aumento en las tarifas
Con el incremento, el nuevo cargo por metro cúbico de consumo que se trasladará en marzo a la factura final en el caso de los usuarios del AMBA es $203,98 por m3 para los usuarios de Metrogas y de $189,65 para los de Naturgy.
En relación al nuevo costo fijo que aparecerá en las tarifas desde este mes, para los usuarios de Metrogas oscila entre $2.691,81 y $64.310,11 dependiendo la categoría y la subzona en la Ciudad de Buenos Aires y varía entre $3.108,60 y $34.948,65 en el conurbano bonaerense.
Para los usuarios de Naturgy, que se localizan en 30 partidos del norte y oeste del área metropolitana, el cargo fijo en el tercer mes del año pasará a estar entre $2.190,65 y $23.458,20.
Unos 9.886 usuarios continuaban sin luz este jueves por la mañana tras el segundo apagón que se registró en la zona del AMBA el miércoles por la tarde, y una de las zonas más afectadas es el centro porteño, mientras que algunos ramales de trenes tenían servicios limitados.
Según se indicó en la página del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), 8.837 usuarios de Edesur y 1.049 de Edenor seguían sin tener suministro eléctrico, mientras que trascendió que el barrio porteño de Retiro continuaba sin luz y por eso el servicio de trenes de la Línea Mitre estaba limitado.
Además, se indicó que el ramal Tigre circulaba hasta Barrancas, mientras que los ramales Suárez y Bartolomé Mitre llegaban hasta Belgrano R.
Aunque en este momento el número de usuarios sin suministro sigue en actualización, en el día de ayer se registraron hasta dos millones de hogares afectados.
Este nuevo corte de luz se da en un contexto de constantes aumentos tarifarios tras las desregulaciones implementadas con la llegada de Javier Milei a la presidencia.
A pesar del incremento de tarifas y de la ola de calor, que hoy podría rondar los 35°C de sensación térmica, el servicio eléctrico sigue mostrando serias deficiencias, evidenciando la falta de inversiones en infraestructura y mantenimiento en el sistema energético argentino.
La incertidumbre crece porque las temperaturas siguen en ascenso y las empresas eléctricas están en estado de alerta ante la posibilidad de nuevos cortes.
La que ocurrió a las 5:25 dejó sin servicio a 550.000 usuarios. La continuación de esas dos líneas volvió a colapsar a las 12:28, y quedaron sin luz unos 622.000 clientes. Entre los dos masivos apagones, hubo familias que estuvieron hasta ocho horas sin electricidad.
Fuentes del sector eléctrico consideraron “muy raros” los cortes del suministro registrados en la jornada, en la que la sensación térmica alcanzó los 44°, al explicar que, en general, las fallas suelen darse en las redes de media y baja tensión, que son las que llegan a los hogares. Por lo tanto, no descartaron la existencia de un sabotaje.
“Nuestros técnicos recorrieron en forma aérea y por tierra las líneas afectadas, durante esta mañana y el mediodía, para iniciar así una investigación que determine las causas de las fallas”, informaron desde Edesur, la empresa que tuvo los mayores inconvenientes.
Edesur pertenece a la empresa italiana Enel Argentina y, si bien viene siendo muy cuestionada por sus recurrentes problemas, continúa explotando el suministro del servicio de electricidad.
El Gobierno de Javier Milei mostró preocupación por el masivo corte de luz de la empresa Edesur que afectó a gran parte de la Ciudad y municipios del conurbano bonaerense, y se encuentra “recopilando información” para saber los motivos de la interrupción, tras lo cual definirá qué clase de sanciones adoptará.
En ese marco se busca establecer si el corte fue producto de un accidente, de una violación contractual o por falta de inversiones y cuando se determine cuál de estas razones lo produjo, se podrá definir con claridad qué tipo de multas aplicarán o si se irá por una sanción más severa contra la compañía.
“Se está recopilando información. El ENRE está investigando si fue producto de accidente, violación contractual o falta de inversiones. Edesur no hizo las inversiones que tiene que hacer. Estamos estudiando qué es lo que pasó”, sostuvo una importante fuente de la Casa Rosada a un grupo de periodistas acreditados allí.
Edesur pertenece a la empresa italiana Enel Argentina y si bien viene siendo muy cuestionada por los recurrentes problemas del servicio, continúa explotando el suministro del servicio de electricidad.
Hace dos años, Enel anunció que se iba a retirar de la Argentina, lo cual implicaba la venta de Edesur, pero tras el triunfo de Milei la empresa dio marcha atrás con esa decisión y resolvió continuar con sus negocios en el país.
Al respecto, se alega que la empresa se mantuvo en el país pese a las críticas a su servicio debido a la cercanía del gobierno de Milei con la gestión italiana que lidera la premier Giorgia Meloni.
En 2023, y tras 14 años en el país, el grupo italiano Enel anunció que iniciaba su salida de la Argentina, lo cual llevaría dos años y preveía la venta de sus activos en el país y Perú para reposicionar sus negocios en Brasil, Estados Unidos y Europa.
En aquel momento, la corporación dijo que esperaba recaudar 21.000 millones de euros con las ventas de Edesur y otros activos y así reducir su nivel de deuda neta del grupo, y acelerar su reconversión a las energías renovables.
Un año después, las autoridades de Enel le anunciaron al ministro de Economía, Luis Caputo, que desestimaban la idea de irse de la Argentina.
Luego del masivo corte de luz que afectó este miércoles a la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires (CABA), los usuarios de Edesur que fueron afectados pueden hacer su reclamo en la página del ENRE, que ya funciona luego de estar caída por varias horas.
Estiman que el apagón impactó a más de 300 mil usuarios, además de causar la interrupción de las líneas de subte A y B, y demoras en el ferrocarril Roca. Los barrios más afectados fueron Almagro, Balvanera, Parque Patricios, La Boca y Villa Crespo, mientras que en el conurbano se vieron afectados principalmente Avellaneda y Lanús.
El comunicado que brindó Edesur indica que tuvo que ver con “una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía”, por lo que aseguraron que “nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad”.
Paso a paso para reclamar el reintegro
Realizar el reclamo ante la distribuidora y conservar el número.
Ingresar a la página del Ente Regulador de Energía Eléctrica (Enre).
Completar el formulario con la factura del servicio a mano y con el o los reclamos realizados. El Enre te notificará el procedimiento que se aplicará sobre cada caso.
La empresa debe hacer el reintegro en la factura del usuario. Si excede el monto que tenés que pagar, lo acreditará en la siguiente.
¿Qué documentación se necesita para realizar el reclamo ante el Enre?
Números de reclamos ante la empresa distribuidora.
Nota firmada donde se indiquen las fechas y horarios de los cortes.
Factura.
Una copia del título de propiedad o contrato de alquiler si el servicio no está a tu nombre.
Cómo reclamar resarcimiento por daños en artefactos eléctricos
Se puede reclamar resarcimiento por daños a uno o varios de tus artefactos eléctricos, provocados por oscilaciones de tensión y/u otras deficiencias del servicio eléctrico. Esto está dirigido a usuarios de Edenor y Edesur. Será necesario:
Fotocopia de última factura paga
Comprobante de reclamo ante la distribuidora
Formulario de reclamo por daños, debidamente completado y firmado
Presupuestos o facturas de reparaciones originales, con membrete, en pesos y detallando:
Tipo de artefacto
Marca y modelo
Componentes afectados
Firma y aclaración del técnico interviniente
Descripción del trabajo
Lista de materiales utilizados
Precios de repuestos y honorarios por mano de obra
Número de inscripción en AFIP e identificación del servicio técnico
La Secretaría de Energía aprobó este miércoles un incremento del 2 por ciento en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 29 y 30/2025 publicadas en el Boletín Oficial.
La medida repercute en los valores de los combustibles en los surtidores a partir de marzo, al igual que la suba postergada del impuesto al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) y el aumento del precio internacional del petróleo.
Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en 1.107.605 pesos por tonelada, para las operaciones del mes de febrero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiésel 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 quedó fijado en 717,880 pesos. Mientras que para el generado a base de maíz, el nuevo valor es de 657,962 pesos. El plazo de pago en ambos casos no podrá exceder los 30 días corridos a partir de la emisión de la factura.
La resolución aclara además que los nuevos precios fijados son los valores mínimos para las operaciones de comercialización en el mercado interno. Se trata del segundo ajuste del año en el valor del biodiésel, que en enero ya había tenido una suba. En el caso del bioetanol es el primer incremento en 2025. Durante el mes pasado, se rigió por los precios fijados en diciembre.
La Ley 27.640 establece que para producir el gasoil debe incorporar un 7,5 por ciento de biodiésel producido a partir de aceite de soja, mientras que la nafta requiere mezcla con un 12 por ciento de bioetanol, dividido en partes iguales entre el fabricado a base de caña de azúcar y el derivado de maíz.
El 11 de marzo, la Ciudad de México será el epicentro de las discusiones clave sobre el futuro del mercado energético con la llegada de Future Energy Summit México 2025. El evento reunirá a los ejecutivos más influyentes del sector para debatir sobre la transición energética, las oportunidades de inversión y el papel estratégico del almacenamiento y el hidrógeno en la descarbonización de la matriz energética.
El desarrollo de soluciones de almacenamiento es uno de los temas más estratégicos para el futuro del sector energético en México. FES México 2025 dedicará paneles especiales a analizar cómo las baterías y los sistemas híbridos están transformando la viabilidad y eficiencia de las renovables en el país.
A las 11:00 AM, la jornada contará con una keynote sobre almacenamiento de energía y soluciones híbridas, donde Luis Colín, technical sales manager de Growatt, abordará las últimas innovaciones en tecnologías de almacenamiento.
Inmediatamente después, a las 11:10 AM, expertos del sector se reunirán en el panel «Oportunidades de la energía solar fotovoltaica y el almacenamiento en México» para discutir cómo estas tecnologías pueden acelerar la transición energética. El panel contará con la participación de Francisco Alcalde, key account manager de Sungrow; Itzel Rojas, senior sales manager de Seraphim; y Pamela Tadeo Enríquez, directora de Inteligencia Comercial y Regulación de Saavi Energía, con la moderación de Kathy Ardila, commercial manager de Future Energy Summit.
El evento cerrará con un panel clave a las 4:40 PM, titulado «Renovables, almacenamiento e hidrógeno: perspectivas para acelerar la incorporación masiva de renovables en México», donde se analizará el papel del almacenamiento en el desarrollo del hidrógeno renovable y su integración con fuentes de energía limpia. En este debate participarán Ana Laura Ludlow, VP de AAGG y Sustentabilidad de Engie México; Emmanuel Moctezuma, consultor independiente BESS; Andrés Cabrera, director comercial y Regulación de AES México; Paola Forero, gerente comercial de México en DIPREM; y Enrique Garduño, CEO de Skysense, con la moderación de Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno.
Últimas entradas a precio promocional
Con un programa de conferencias de alto nivel y la presencia de los principales actores de la industria, FES México 2025 se posiciona como el encuentro más relevante del año para quienes lideran el desarrollo de las energías renovables en la región.
📍 Martes 11 de marzo 📍 Marriott Reforma México, CDMX
👉 Consulta la agenda completa de temáticas y panelistas aquí:Agenda FES México
Con la cuenta regresiva en marcha, FES México 2025 se prepara para recibir a los máximos exponentes del sector energético en un espacio que combina conferencias de primer nivel y oportunidades de networking exclusivas.
📢 ¡Últimos días para obtener tus entradas a precio promocional!Adquiérelas aquí y asegura tu lugar en el evento que definirá el futuro energético de México.
APsystems se prepara para un año clave en la innovación solar, consolidando su liderazgo en el mercado con avances tecnológicos que optimizan el rendimiento, la eficiencia y la integración de sistemas fotovoltaicos.
En su webinar exclusivo del 13 de marzo, la compañía presentará sus principales desarrollos para 2025, brindando a profesionales del sector la oportunidad de conocer en detalle sus nuevas soluciones en microinversores, almacenamiento energético y herramientas de diseño.
Durante el evento, APsystems destacará tres avances fundamentales que marcarán el rumbo de la compañía en el próximo año:
🔹 Lanzamiento del DS3-LV, el nuevo microinversor monofásico que reemplaza al YC600B. Este modelo ofrece mayor eficiencia y compatibilidad con una gama más amplia de paneles solares, mejorando la conversión de energía y facilitando la instalación en distintos escenarios.
🔹 Expansión de la línea APstorage con el próximo lanzamiento del ELS de 11.4K en 2025, una solución robusta que se suma al ya disponible modelo de 5K, ofreciendo mayor capacidad de almacenamiento y optimización del consumo energético.
🔹 APdesigner, la herramienta clave para diseñar y dimensionar sistemas fotovoltaicos de manera eficiente, permitiendo una planificación precisa y adaptable a múltiples configuraciones.
Un 2024 exitoso y un 2025 con grandes perspectivas
El evento llega en un momento de consolidación para APsystems, que ha cerrado un 2024 con un crecimiento sostenido en América Latina, impulsado por una demanda creciente de soluciones solares innovadoras. La compañía ha fortalecido su presencia en mercados clave y ha reforzado su red de distribución, permitiendo que cada vez más instaladores y empresas del sector accedan a su tecnología avanzada.
Las tendencias para 2025 muestran una mayor integración entre almacenamiento y generación distribuida, con soluciones que mejoran la eficiencia y la rentabilidad de los sistemas solares. APsystems apuesta por un enfoque modular y escalable, facilitando la transición hacia un modelo energético más flexible y sostenible.
Con la participación de expertos de la industria, el webinar de APsystems será un espacio clave para conocer de primera mano las tendencias tecnológicas que marcarán el futuro del sector fotovoltaico.
Con el objetivo de facilitar la instalación de equipos de generación distribuida, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires publicó la resolución 1313/2024, que modifica los criterios técnicos para la instalación de sistemas de generación renovable destinados al autoconsumo y a la inyección de energía en la red de distribución.
Con esta Resolución, se autoriza a pequeños y medianoscomercios, talleres, y fábricas (usuarios de las categorías tarifarias T2 y T3) que deseen inyectar energía a la red,a instalar únicamente un medidor bidireccional, siempre que cuenten con la factibilidad técnica de la distribuidora para llevar a cabo la instalación de Generación Distribuida renovable. Esto simplificará significativamente el proceso de instalación y permitirá una inyección más eficiente de energía generada en exceso a la red.
Es importante subrayar que esta modificación tiene por objetivo promover el uso de energías renovables (fotovoltaicas o eólicas) a la vez que economizar los costos de producción teniendo en cuenta que la energía inyectada será descontada de la factura final.
La resolución modifica los criterios del Anexo I de la Resolución Nº 463/2023. En las categorías tarifarias T2 (potencia entre 10 kW y 50 kW) y T3 (potencia superior a 50 kW) con suministro en baja o media tensión, los cargos tarifarios actuales ya contemplan el «valor agregado de distribución total asignado», asegurando que la remuneración por el mantenimiento de las instalaciones no se vea afectada. Es importante señalar que sólo los usuarios de estas categorías están contemplados en la resolución.
Entre las ventajas destacadas de esta resolución se incluye la disminución en la cantidad de cobre requerido y el costo del zanjado para conectar el sistema al medidor, además de eliminar la necesidad de modificar los pilares de acometida. Esto simplificará a los propietarios e inversores mejorar su huella de carbono y reducir su impacto energético al facilitar la inyección del excedente de energía generada a la red.
Esta modificación es el resultado de un diálogo con la Cámara de Energía Renovables (CADER) y profesionales del sector, y marca un avance significativo en la facilitación para instalar sistemas de generación distribuida, promoviendo el uso de energías renovables y apoyando a los usuarios en sus esfuerzos por contribuir a un ambiente más sostenible en la Provincia de Buenos Aires.
Con dos días dedicados al networking y al diálogo sobre los actuales y próximos desafíos de la industria energética en Argentina, Trinasolar, líder mundial en soluciones integrales de energía solar para impulsar la transición energética, reafirmó su compromiso con el mercado al participar activamente en la nueva edición de Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, realizado los días 26 y 27 de febrero en Buenos Aires. La compañía se hizo presente con la destacada participación de sus unidades de negocio TrinaTracker y Trina Storage, contribuyendo al diálogo sobre los desafíos y oportunidades del sector energético en el país.
FES Argentina forma parte de una gira de conferencias internacionales que reúne a los principales referentes del sector energético de Latinoamérica, Asia, EE.UU. y Europa. Su objetivo es promover el desarrollo sostenible de nuevas tecnologías, garantizar una rigurosa difusión de información y facilitar el networking de más alto nivel.
El evento regional reunió a líderes fabricantes y proveedores de soluciones energéticas, tanto nacionales como internacionales. Trinasolar aprovechó esta plataforma para compartir su experiencia y visión sobre el futuro de la energía solar y el almacenamiento en Argentina.
En la primera jornada del 26 de febrero, Santiago Ballester, Head of Sales de TrinaTracker para LAC, participó en el panel “Optimización tecnológica, ingeniería y construcción: tendencias de los proyectos de distintas escalas”. En este espacio, Ballester presentó el amplio portafolio de productos disponibles para Argentina, incluyendo el Vanguard 1P (tracker monofila con paneles en disposición 1V), Vanguard 2P (tracker monofila con paneles en posición 2V) y FixOrigin (estructura fija).
«A nivel mundial, TrinaTracker tiene un total de 30 GW instalados, a nivel regional de 6 GW, y en Argentina este año estamos alcanzando 1 GW, un hito muy importante para nosotros,» destacó Ballester. «El producto que más se está moviendo en Argentina, por las condiciones climáticas, es el Vanguard 1P. Es muy versátil, se adapta a las condiciones de altos vientos y distintos tipos de suelo, y tiene un costo por MW instalado conveniente, permitiendo reducir el LCOE de la planta fotovoltaica».
Ballester añadió: «Ser parte del grupo Trinasolar se presenta como una gran ventaja para nuestros clientes, porque desde una sola empresa podemos ser proveedores de las principales tecnologías para los proyectos fotovoltaicos. Además contamos con productos de primera calidad y un equipo de especialistas a nivel local y regional que permiten brindar un servicio de primera línea». El Head of Sales de TrinaTracker también destacó el creciente protagonismo del mercado solar en Argentina y cómo las condiciones climáticas favorables del país impulsan la adopción de rastreadores solares para maximizar la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos.
Por su parte, el segundo día, Luciano Silva, BESS Product & Engineering Manager de Trina Storage para LAC, participó en el panel “Energía solar y la hibridación con almacenamiento en Argentina”. Silva abordó el potencial del mercado de almacenamiento energético en el país, especialmente en el contexto de la reciente licitación internacional para 500 MW de capacidad de almacenamiento de energía convocada por la Secretaría de Energía de Argentina, dependiente del Ministerio de Economía.
En este contexto, Silva destacó las ventajas competitivas de las soluciones de Trina Storage, tales como su producto verticalmente integrado Elementa 2, enfatizando que la compañía no solo entrega tecnologías de vanguardia, sino también un servicio integral que abarca soluciones, post venta y acompañamiento técnico en los proyectos. «Hoy, somos fabricantes de baterías desde celda a contenedor, lo que nos permite un control de calidad y competitividad en costo superior, y esperamos que eso agregue bastante valor al proceso de licitación en Argentina,» afirmó Silva.
«De cara a la licitación, una de las principales diferenciaciones de Trina Storage reside en nuestra esencia como compañía: la fabricación verticalmente integrada. Desde 2022 contamos con la capacidad de fabricar celdas de litio, módulos y contenedores de baterías en el mismo lugar, lo que nos da un gran control sobre la cadena de suministro la calidad del producto, frente a compañías que integran celdas de baterías fabricadas por terceros”, agregó Silva.
Todas las empresas participantes en el panel abordaron sus perspectivas frente a la licitación para la instalación de 500 MW de capacidad en nodos críticos del área metropolitana de Buenos Aires, un proyecto con una inversión estimada de 500 millones de dólares y un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.
La participación de Trinasolar en FES Argentina 2025 subraya el compromiso de la compañía fabricante china con el desarrollo de un futuro energético sostenible en Argentina, impulsando la adopción de soluciones innovadoras y eficientes en energía solar y almacenamiento. Para continuar presentando su portafolio de productos, incluyendo módulos, el equipo de Trinasolar estará participando desde este 5 de marzo en el evento RE+ de México.
Huawei Digital Power, líder mundial en la integración de tecnologías digitales para el desarrollo de energía limpia y la digitalización del sector energético, continúa fortaleciendo su presencia en el mercado latinoamericano con soluciones innovadoras que combinan electrónica de potencia y tecnología digital. Uno de sus lanzamientos más destacados es la batería C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh, diseñada para optimizar el almacenamiento de energía en entornos comerciales e industriales.
Esta solución fue presentada durante el Global Installer Summit 2024, celebrado en Shenzhen, China, un evento que reunió a más de 400 expertos y líderes del sector solar a nivel mundial para debatir el futuro de la industria energética y sus principales innovaciones.
«Esta nueva batería incorpora un sistema avanzado de refrigeración híbrida y una arquitectura de gestión térmica altamente eficiente, garantizando fiabilidad a largo plazo y optimizando el rendimiento energético», señalaron representantes de Huawei Digital Power en diálogo con Energía Estratégica.
Principales beneficios y características
Entre sus características más destacadas, la C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh cuenta con:
– Seguridad de enlace dual, que integra múltiples capas de protección eléctrica y térmica, desde las celdas de litio hasta el consumo final de energía.
– Gestión térmica avanzada, que permite una disipación de calor eficiente y reduce el riesgo de sobrecalentamiento.
– Sistemas inteligentes contra incendios, diseñados para evitar la propagación del fuego y garantizar la seguridad operativa.
– Reducción de costos operativos y de inversión, disminuyendo el Costo Nivelado de Almacenamiento (LCOS), así como los gastos de CAPEX y OPEX en proyectos de almacenamiento de energía.
– Versatilidad en diferentes aplicaciones, proporcionando energía de alta calidad en escenarios conectados a la red y una potencia estable en sistemas aislados, además de maximizar el autoconsumo, reducir la demanda por potencia, optimizar el uso de tarifas pico y valle, mejorar el factor de potencia y sostener microrredes inteligentes.
Mayor eficiencia y reducción del LCOS
Huawei Digital Power informó que el avanzado sistema de gestión térmica de la batería permite reducir el consumo energético en más de un 30%. Además, la batería cuenta con tres modos de enfriamiento, una vida útil de hasta 15 años, y un sistema de refrigeración sin necesidad de reemplazo de refrigerante durante 10 años, lo que disminuye significativamente los costos de operación y mantenimiento (O&M), al tiempo que incrementa la energía entregada.
Además, su diseño compacto y modular, con gabinete todo en uno, facilita el transporte e instalación, reduciendo los costos logísticos en un 20% y aumentando la densidad de energía por unidad de área.
Impacto global y compromiso con la sostenibilidad
Huawei Digital Power ha implementado más de 175 MWh en proyectos de almacenamiento de energía en Centroamérica y el Caribe. Un caso destacado es el de un centro educativo en El Salvador, donde su tecnología ha optimizado la gestión energética.
A nivel global, se estima que, para finales de diciembre de 2024, Huawei Digital Power habrá contribuido a la generación de 1,411,300 millones de kWh de energía verde, permitiendo un ahorro de 81,800 millones de kWh de electricidad y la reducción de 710 millones de toneladas de CO₂, equivalente a la plantación de aproximadamente 970 millones de árboles.
Con la C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh, Huawei reafirma su liderazgo en el sector energético, proporcionando soluciones innovadoras, eficientes y sostenibles para el mercado latinoamericano.
Asesoramiento y más información
Huawei ofrece asesoramiento personalizado para el dimensionamiento de proyectos, asegurando soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada empresa. Este servicio se complementa con asesoría local en cada país a través del siguiente enlace: https://www.operadoresn.com/soluciones-fotovoltaicas-huawei
Este fue un espacio en donde colegas de 20 empresas del sector eléctrico de Costa Rica, Colombia, República Dominicana, Puerto Rico, USA y Panamá compartieron sus experiencias abordando retos similares en las áreas de generación, transmisión, distribución y despacho eléctrico, e identificaron oportunidades de colaboración técnica en conjunto con el IEEE Power & Energy Society (IEEE PES).
El evento inició con palabras de José Ramón Gómezdel Banco Interamericano de Desarrollo destacando que la transición energética no es igual para todos los países, e indicó que la modernización de la infraestructura y la electrificación rural son las prioridades para la inversión en infraestructura eléctrica en América Latina.
Luego, Mark Laubydel North American Electric Reliability Corporation (NERC) ilustró a la audiencia sobre el estado de la confiabilidad en Norteamérica, indicando que el rol del regulador en satisfacer la seguridad, resiliencia y confiabilidad del sistema de potencia, se vuelve cada vez más complejo con la integración de los recursos basados en inversores, la operación del sistema con recursos energéticos distribuidos y la integración de cargas de gran escala como la inteligencia artificial, criptomonedas y centro de datos
La sesión de disertaciones terminó con Tony Brutonde Oncor Electric quien desde la perspectiva de un operador de redes eléctricas mostró las presiones que enfrentan al satisfacer la demanda, ya que el consumo energético del uso del internet, chatGPT, Bloom y la inteligencia artificial ha aumentado exponencialmente, incrementando la demanda de los centros de datos.
La segunda fase de esta reunión consistió en mesas de trabajo en la que los asistentes identificaron retos en común y plantearon acciones que pueden ser desarrolladas en el corto plazo por el IEEE Power & Energy Society para contribuir al conocimiento técnico de la industria energética Latinoamericana.
La Ing. Marta Bernal, directora ejecutiva de la Asociación Nacional Panameña de Generadores Eléctricos (ANPAG), participó del evento e indica que “el espacio facilitado por IEEE PES ha sido clave para que, como profesionales del sector eléctrico a nivel regional, podamos reflexionar sobre los retos y soluciones que enfrenta nuestra industria. Este tipo de encuentros nos permite identificar cómo podemos incidir en la transformación del sector y generar mejoras sostenibles. Avancemos fortaleciendo estos espacios de intercambio, aprovechando la plataforma de IEEE PES para compartir lecciones aprendidas en política, marcos legales, regulación y planificación. Construyamos juntos, con un enfoque adaptado a la realidad de cada país, promoviendo iniciativas que impulsen el desarrollo energético en la región”.
Por su parte, el estudiante Anthony Sánchez miembro de la Rama Estudiantil del IEEE PES de la Universidad Tecnológica de Panamá, resaltó el beneficio para los estudiantes de que se desarrolle este tipo de reuniones, ya que, tienen la oportunidad de interactuar y aprender sobre los retos actuales de mano de los actores principales del sector.
La Dra. Guadalupe González, Representante de la Región de América Latina y el Caribe del IEEE PES, indicó que este evento se desarrolla en el marco del Corporate Engagement Program[1] el cual es un programa destinado a involucrar a las organizaciones de la industria en las actividades de IEEE PES de una manera formal, incluyendo a los líderes corporativos y facilitando la participación de los colaboradores en las actividades de IEEE PES. En este programa, el IEEE PES provee a sus miembros corporativos: 1) acceso a recursos educativos que cubren una amplia gama de temas importantes de la industria, 2) expertos de la industria en la solución de temas técnicos clave y 3) perspectivas y orientación para ayudar a maximizar la experiencia como miembro de IEEE PES.
En este programa se encuentran empresas como AES, que brindó sus instalaciones en Panamá para sostener esta 1era reunión de Ejecutivos de Empresas del Sector Eléctrico de Latinoamérica y el Caribe del IEEE Power & Energy Society (IEEE PES).
El Ente Nacional regulador de la Electricidad oficializó una incremento de 2 por ciento en la tarifa de transporte de energía eléctrica para el mes de marzo.
Lo hizo a través de una serie de resoluciones que van desde la 152 hasta la 158/2025 autorizando aplica tal incremento a las empresas transportadoras Transnoa, Transnea, Transba, Distrocuyo, Transcomahue, Transba, Transener y EPEN.
En los considerandos de las resoluciones se puntualizó que “mediante Nota de fecha 28 de febrero de 2025, el Ministerio de Economía indicó que resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, instruyendo, en relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un DOS POR CIENTO (2%) y que se comunique al ENRE para que proceda a la actualización de las mismas para los consumos del mes de marzo de 2025”.
Ello, sostiene Economía, “…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…”.
Las resoluciones van acompañadas de anexos en los que el ENRE determina los Valores horarios a aplicar al equipamiento regulados de cada Compañía, detallando la Remuneración por Conexión, y la Remuneración por Capacidad de Transporte. También, el promedio de las Sanciones Mensuales Históricas (SP) aplicado a las transportistas.
POTREF y PEEE
En tanto, la Secretaría de Energía estableció, a través de la Resolución 110/2025 nuevos Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y del Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con vigencia entre el 1 de marzo y el 30 de abril.
El PEE junto con el POTREF y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su aplicación en los cuadros tarifarios de los Prestadores del Servicio Público de Distribución de energía eléctrica.
El POTREF se fijó para el período señalado en $ 5.436.628 por MW/mes, tanto para la demanda residencial como para el resto.
El PEE, en cambio se fijó en $ 62.789 por MW/h en horas pico; en $ 60,576 en horas valle; y en $ 61. 553 MW/h, en Horas Resto.
Los Precios sin Subsidio que forman parte de la resolución serán de aplicación para que las distribuidoras de jurisdicción federal reflejen en las facturas de sus usuarios el monto del subsidio correspondiente, el cual deberá identificarse como “Subsidio Estado Nacional”. Asimismo, dichos precios serán de referencia para los prestadores del servicio de distribución de las provincias.
Para los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3, al valor consignado se le aplicará la bonificación (subsidio con límites de consumo) fijada por la Secretaría de Energía (Según el Decreto 465/24).
Se trata del decreto que determinó “la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado”.
Gas PIST en marzo
Por otra parte, la S.E estableció, a través de la Resolución 111/2025, el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), a ser trasladados a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del Plan Gas.Ar, para los consumos de gas realizados a partir de marzo 2025 y en la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios respecivos a publicar por el ENARGAS en los próximos días.
Cabe referir además que por la Resolución 24/2025 de la S.E. se dispuso la equiparación de los porcentajes de bonificación a aplicar al PIST para los consumos base de los usuarios categorizados en el Nivel 2 “Bajos Ingresos” y Nivel 3 “Ingresos Medios”, manteniendo la focalización de la ayuda en los usuarios de Nivel 2.
En los considerandos de la R-111 se señala que el Ministerio de Economía instruyó a Energía a “continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles, de acuerdo a lo instruido mediante los Decretos 55/23 y 1023/24”.
En tal sentido expuesto, el Ministerio instruyó a Energía a incrementar las tarifas de transporte y distribución de gas natural en 1,7 %, y aplicar al precio de gas natural en el PIST determinado mediante la Resolución 25/25 lo establecido en el Artículo 5° de la Resolución 41/24 ambas de la S.E.
Cabe señalar a modo de referencia que el anexo de la R-111 fijó el precio de gas PIST en marzo para usuarios de MetroGas (Capital Federal y Buenos Aires) en U$S 3,085 para el Residencial N1, N2 y N3 (las dos últimas tendrán subsidio parcial), y también para usuarios del Servicio General P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato).
Durante la primera semana de marzo de 2025, se registraron dos cortes masivos de energía eléctrica en el mismo día y en concesión de EDESUR, que afectaron a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense. El primer apagón, ocurrido en horas de la mañana, dejó sin suministro a aproximadamente 550.000 usuarios y el segundo apagón que afectó unos 622.000 usuarios, lo que equivale a aproximadamente dos millones de personas. El apagón afectó a los tres poderes de la nación: Casa de Gobierno, el Congreso y el Palacio de Tribunales.
Con 4 grados de sensación térmica, sin semáforos, y sin energía en las antenas repetidoras de señal de telefonía celular, Buenos Aires fue un caos.
Este corte también fue atribuido a una falla en una o dos líneas de alta tensión que impactó en varias subestaciones. .Las zonas más afectadas incluyeron barrios porteños como Almagro, Balvanera, San Nicolás y Barracas, así como localidades del sur del conurbano, entre ellas Dock Sud, Avellaneda, Lanús, Gerli y Wilde.
Estos cortes coincidieron con una jornada de muy altas temperaturas, lo que incrementó la demanda de energía y agravó la situación para los usuarios afectados.
Crisis permanente
La mala calidad del servicio de Edesur se remonta a las postrimerías de las privatizaciones. Una permanente crisis operativa encuentra su origen en una serie de factores estructurales y operativos desde el origen mismo de la concesión y la calidad del servicio nunca mejoró.
Desde su privatización, Edesur permaneció bajo control de capitales chilenos hasta que, en febrero de 1999, sufrió un apagón de proporciones históricas, consecuencia directa de la falta de inversiones en las redes eléctricas, pese a casi ocho años de tarifas dolarizadas. Este colapso del servicio, que se extendió durante once días —del 15 al 26 de febrero—, dejó sin suministro a miles de usuarios en pleno verano, convirtiéndose en el corte más prolongado registrado en la historia eléctrica argentina.
El impacto de aquel apagón fue devastador para la imagen de la empresa, generando un profundo malestar entre los usuarios y desencadenando una ola de protestas, cortes de calles y fuertes sanciones por parte de las autoridades. La crisis aceleró cambios en la estructura accionaria de la compañía: hacia mediados de 1999, las acciones de Chilectra fueron absorbidas por la española Endesa, y en 2009, con la adquisición de esta última por parte del Grupo Enel, la multinacional italiana pasó a controlar Edesur junto con otros activos estratégicos a nivel local.
Inversiones
En primer lugar, el sistema eléctrico de la empresa exhibe un marcado deterioro como consecuencia de la falta de inversiones en mantenimiento y modernización de su infraestructura. Las líneas de alta tensión y las subestaciones, elementos vitales para la estabilidad del suministro, sufren fallas recurrentes debido a su antigüedad y a la ausencia de renovaciones oportunas. Algunas de las líneas subterráneas capitalinas son anteriores a la existencia de SEGBA.
No es extraño, por tanto, que los cables soterrados y las instalaciones aéreas, con muchas décadas en funcionamiento, se tornen cada vez más vulnerables ante las altas temperaturas, las sobrecargas y el creciente consumo de energía.
A esta problemática se suma un incremento en la demanda que la compañía no ha sabido absorber. En jornadas de altas temperaturas, cuando el uso de aires acondicionados y equipos eléctricos se dispara, la red de distribución de Edesur revela su incapacidad para abastecer de manera confiable a todos los usuarios dentro de su área de concesión. La precariedad del sistema, en estos casos, se traduce en interrupciones del servicio que afectan tanto a hogares como a industrias y comercios, generando un impacto negativo en la vida cotidiana y la actividad económica.
Más allá de los problemas técnicos y de capacidad, la gestión empresarial de Edesur ha sido objeto de críticas y sanciones por parte de las autoridades. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ha multado en reiteradas ocasiones a la compañía por su incumplimiento en los estándares de calidad del servicio. En este contexto, el Gobierno Nacional ha advertido en más de una oportunidad sobre la posibilidad de revocar la concesión, ante la persistencia de cortes masivos y la falta de respuestas efectivas a los reclamos de los usuarios. Asimismo, se ha cuestionado la estrategia financiera de la empresa, que ha sido acusada de privilegiar el reparto de dividendos entre sus accionistas en lugar de destinar los fondos necesarios para el mantenimiento y fortalecimiento de su infraestructura.
Frente a esta situación, el Estado y el ENRE evalúan la adopción de nuevas sanciones y medidas regulatorias que garanticen una mejora sustancial en la prestación del servicio. Mientras tanto, la presión de los usuarios y de distintos municipios se intensifica, exigiendo una intervención más firme que impida la repetición de los cortes prolongados y asegure el acceso a un suministro eléctrico estable y confiable.
¿Estrategia de rentabilidad o pésimo gerenciamiento?
La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, presenta un patrón de incumplimientos en la calidad del servicio eléctrico, marcado por cortes prolongados, deficiencias en mantenimiento e inversiones incumplidas en Argentina, Brasil, Chile, Perú y Colombia. La estrategia parece estar enfocada en maximizar utilidades a corto plazo, aprovechando la laxitud regulatoria de los “estados bobos” sudamericanos, lo que permite a la multinacional italiana priorizar la reducción de costos sobre la calidad del servicio y la atención al cliente.
Enel Américas presentó resultados financieros sobresalientes para el año fiscal 2024. La empresa alcanzó un ingreso neto récord de US$ 2.600 millones, lo que representa un incremento significativo en comparación con años anteriores.
El EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) se mantuvo estable en US$ 3.700 millones, a pesar de los desafíos en sus principales mercados. Como resultado repartió un dividendo total de US$ 800 millones en 2024, triplicando el dividendo por acción en comparación con el año anterior.
Argentina
No obstante las cifras de ganancias, Enel, la propietaria de Edesur, ostenta un compendio de incumplimientos a lo largo del continente que es digno de destacar. En Argentina, además de la mala calidad del servicio de Edesur —generalmente por falta de inversión— se destacan los cortes prolongados en el área metropolitana de Buenos Aires, afectando a miles de usuarios durante períodos críticos, como olas de calor o frío. Edesur ha sido multada en diversas ocasiones por incumplimientos en el mantenimiento de la infraestructura eléctrica, lo que ha contribuido a la baja confiabilidad del servicio.
Además, muestra retrasos en las inversiones comprometidas, con claros incumplimientos en las inversiones estipuladas en planes regulatorios, lo cual ha impactado negativamente en la calidad y expansión de la red eléctrica. Edesur ha sido señalada por su lenta respuesta en la reposición del servicio tras emergencias climáticas, como tormentas, lo que ha generado conflictos con el ENRE y la posibilidad de sanciones más severas, incluyendo la revisión de su licencia.
Enel São Paulo
Enel São Paulo ha sido investigada por el regulador brasileño debido a la prolongada interrupción del servicio eléctrico después de eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes, afectando a millones de usuarios. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL, regulador) inició un proceso contra la multinacional italiana Enel por el apagón masivo que dejó a oscuras a 3,1 millones de usuarios en São Paulo y su zona metropolitana.
La ANEEL abrió un expediente sancionatorio ante el “reiterado servicio insatisfactorio a los consumidores en situaciones de emergencia, como el fenómeno meteorológico extremo del 11 de octubre”, y por “el incumplimiento de su plan de contingencia” para esos eventos climáticos. El informe de la denuncia recoge supuestos “fallos y transgresiones” que, en última instancia, podrían llevar a la agencia a recomendar la rescisión del contrato de concesión con Enel.
Además, se suman inversiones incumplidas en la red eléctrica, lo que ha llevado a problemas de sobrecarga y fallas en el sistema de distribución, y la acumulación de multas por falta de mantenimiento adecuado de la infraestructura, lo que ha agravado la situación de los usuarios afectados por cortes de energía.
Enel en Perú
En Perú, Enel Distribución Perú también ha enfrentado diversos incumplimientos y problemas operativos en los últimos años, que incluyen cortes de suministro prolongados, especialmente durante eventos climáticos adversos como lluvias torrenciales o sismos. La reposición del servicio ha sido lenta, lo que ha afectado a miles de usuarios en Lima y otras áreas de su concesión. Estos cortes recurrentes han generado sanciones por parte del regulador peruano, Osinergmin, por no cumplir con los tiempos máximos permitidos para la reposición del servicio.
Enel Perú ha sido señalada por el regulador y por asociaciones de consumidores por deficiencias en el mantenimiento preventivo de la infraestructura eléctrica, lo que ha llevado a una mayor frecuencia de fallas en la red, especialmente en sectores vulnerables. Las inspecciones de Osinergmin han identificado problemas de mantenimiento en postes, transformadores y líneas de transmisión, lo que ha resultado en sanciones administrativas y multas para la empresa.
Colombia
En Colombia, Enel Colombia (anteriormente conocida como Codensa) despliega los mismos incumplimientos y problemas operativos observados en otras subsidiarias de Enel en América Latina. Cortes de energía prolongados en Bogotá y Cundinamarca, especialmente durante fenómenos climáticos como lluvias intensas y tormentas eléctricas, han afectado a miles de usuarios, generando malestar y protestas.
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha intervenido en varias ocasiones, exigiendo a la empresa que mejore la gestión de incidentes y reduzca los tiempos de interrupción para cumplir con los estándares de calidad del servicio. La SSPD sancionó a Enel Colombia por deficiencias en el mantenimiento preventivo y correctivo de la red eléctrica, lo cual ha incrementado la frecuencia de fallas en la infraestructura.
Enel Chile
Siguiendo el patrón del resto de los países sudamericanos, Enel Chile enfrenta multas millonarias en los últimos años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), principalmente debido a cortes prolongados de energía durante eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes. En 2021, la empresa fue sancionada con $3.900 millones de pesos por la lenta reposición del servicio tras un sistema frontal que afectó a miles de usuarios en la Región Metropolitana.
La SEC ha señalado que estos incumplimientos violan las normativas de calidad del suministro eléctrico, ya que la empresa no ha logrado restablecer el servicio en los tiempos establecidos.
Multas y apelaciones
Enel ha optado por apelar las multas impuestas en los diferentes Estados de América Latina, argumentando que algunas sanciones no reflejan las inversiones ni las mejoras implementadas en sus operaciones. En Brasil, por ejemplo, Enel tiene multas por más de 300 millones de reales (aproximadamente US$ 60 millones) debido a apagones prolongados en São Paulo. La empresa ha confirmado que parte de las multas ha sido pagada, mientras que otras se encuentran en proceso de apelación, siguiendo el procedimiento administrativo brasileño.
Máximas ganancias
La serie de multas y sanciones que Enel ha enfrentado en varios países de Sudamérica por problemas de calidad del servicio, deficiencias en el mantenimiento de la red y falta de inversiones comprometidas sugiere la presencia de un patrón de operación coordinado enfocado en maximizar las ganancias a corto plazo, sacrificando la calidad del servicio. Las estrategias comunes, como la reducción de Capex, demoras en la reposición del servicio y la atención deficiente al cliente, parecen más vinculadas a decisiones corporativas que a simples errores de gestión local.
Sin embargo, la magnitud y frecuencia de los problemas también dejan entrever cierto nivel de inoperancia de las gerencias locales, que no logran anticiparse adecuadamente a las crisis o manejar de forma eficiente las demandas regulatorias. La combinación de ambas características —decisiones estratégicas corporativas y fallas operativas locales— indica un enfoque de Enel en la región que prioriza la reducción de costos y la optimización de utilidades sobre el cumplimiento de los estándares de servicio establecidos por los reguladores.
El gobierno nacional señaló a la distribuidora Edesur por el corte masivo de este miércoles al mediodía que dejó a 620.000 usuarios sin electricidad en medio de una jornada con temperaturas que superaron los 32° y la sensación térmica que tocó los 40° en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La falla lleva casi tres horas y todavía no se recuperó toda la demanda. El gobierno dice que ahora hay 366.000 usuarios sin electricidad. Es el segundo corte masivo en el área de Edesur en el mismo día.
En un comunicado, el Poder Ejecutivo indicó: “El corte que está ocurriendo en este momento obedece a una falla en dos líneas de alta tensión de 220 KV de Costanera-Hudson, propios del sistema de distribución de la empresa Edesur. Afecta el sur del Gran Buenos Aires y sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.
Además, el gobierno también señaló que “hay 800 MW de corte de servicio y 2.500 MW de generación fuera de servicio”. A partir de las 12 del mediodía se registró una caída de la demanda en las redes de distribución de Edesur que pasó de más de 3.770 MW a 2.490 MW, según información de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, “se encuentra supervisando los trabajos en SACME, el centro de operaciones que comparten Edenor y Edesur”, las dos distribuidoras bajo jurisdicción nacional, informó la cartera energética.
El gobierno también remarcó que “no hay inconvenientes para atender con normalidad el resto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). El ENRE está investigando para proceder conforme al marco regulatorio en lo que a multas y sanciones se refiere”.
Fuentes del sector eléctrico señalaron a EconoJournal que a las 11.07 la línea de 220 kV Hudson – Costanera N°1 se desenganchó, pero no provocó afectación del servicio. Una hora después se desenganchó el N°2 de la misma línea y la demanda cayó 250 MW. Media hora más tarde, la línea N°1 volvió a tener una falla y registró una reducción 820 MW de la demanda.
Luego, se produjo el desenganche de las máquinas 08 de Central Dock Sud (DSUDTG08), 08 y 09 de Central Costanera (COSTCC08/09) con pérdida de 560 MW y la TG11 de Central Puerto (CEPUTG11) con 110 MW y el colapso del subsistema Azul/Celeste. También hubo una reducción de la demanda de 500 MW.
Edenor, la distribuidora eléctrica más grande del país que abastece a la zona norte de la Ciudad de Buenos Aires y el Gran Buenos Aires, informó este miércoles que opera “con normalidad ante la creciente demanda por la ola de calor” que provocó temperaturas de casi 40° en la zona centro del país y se generaron dos apagones masivos.
“Según el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la empresa no reporta interrupciones significativas en su área de concesión, garantizando el suministro a sus usuarios. Esto se debe a que Edenor implementa medidas preventivas y trabajos de mantenimiento en su red eléctrica para sostener la estabilidad del servicio”, indicó la compañía en un comunicado difundido este miércoles.
Además, la empresa eléctrica expresó que también “ofrece herramientas digitales como Edenor Digital, que permiten a los clientes gestionar trámites, pagos y reclamos de manera rápida y sencilla, las 24 horas del día”.
“En esa línea, Edenor anunció recientemente un plan de inversiones de 1.275 millones de dólares para el período 2025-2029, destinado a mejorar su red de distribución y reducir la frecuencia y duración de los cortes de luz. Este plan incluye la construcción de tres nuevas subestaciones, con el objetivo de fortalecer la infraestructura eléctrica en el AMBA”, concluyó la distribuidora.
En un breve comunicado la Secretaría de Energía precisó, cerca de las 14, que “El corte que está ocurriendo en este momento obedece a una falla en dos líneas de alta tensión de 220 KV de Costanera-Hudson, propios del sistema de distribución de la empresa Edesur. Afecta el sur del GBA y sur de CABA”.
Señaló además que “Hay 800 MW de corte de servicio y 2.500 MW de generación fuera de servicio”.
“No hay inconvenientes para atender con normalidad el resto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, puntualizó Energía, agregando que “El ENRE está investigando para proceder conforme al marco regulatorio en lo que a multas y sanciones se refiere”.
Desde la madrugada del miercoles 5 se han registrado cortes en el suministro de electricidad en el area a cargo de Edesur, afectado a miles de usuarios de diversas zonas del sur del AMBA, incluídas líneas de trenes subterraneos.
A media mañana se informó desde la empresa la rehabilitación paulatina del servicio. Pero pasado el mediodía los cortes volvieron a extenderse, lo que explica el comunicado de la S.E..
La Secretaría de Energía fijó, a través de la resolucion 109/2025, en $ 1.151.909 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de marzo en curso y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, señala la resolución ya oficializada.
Además, y a través de la resolución 112/2025 Energía fijó en PESOS SETECIENTOS CUARENTA Y SEIS CON QUINIENTAS NOVENTA Y CINCO MILÉSIMAS ($ 746,595) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de marzo de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, Energía fijó en PESOS SEISCIENTOS OCHENTA Y CUATRO CON DOSCIENTAS OCHENTA MILÉSIMAS ($ 684,280) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante marzo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El Gobierno nacional oficializó este miércoles un nuevo aumento en los impuestos a los combustibles, que se trasladan al valor de la nafta y el gasoil en torno al 1,9%, en el contexto de una racha de 14 meses seguidos de caída de ventas.
La medida se implementó a través del Decreto 146/2025, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El Ejecutivo fijó así la nueva tabla de incrementos para los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL) y el impuesto al dióxido de carbono.
Dentro de sus argumentos, el Ejecutivo alega que, “con el propósito de continuar con la finalidad perseguida a través de los decretos anteriormente señalados, resulta necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir parcialmente el incremento correspondiente al primer trimestre calendario de 2024 y, en su totalidad, el del segundo, tercer y cuarto trimestre calendario del año 2024″.
De esta manera, aunque las petroleras definirán el porcentaje final, el litro de la nafta súper aumenta de $1.151 a $1.174 en la CABA, mientras que el gasoil pasa a $1.192 el litro, 1,88% por sobre el anterior precio de $1.170.
Cabe recordar que, en febrero, el sector aplicó un aumento en los precios del 2%, pero el Gobierno nacional determinó en febrero postergar la suba en el impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono para morigerar el impacto inflacionario.
La actual legislación establece que cada tres meses se deben actualizar los impuestos a los Combustibles Líquidos o ICL (que recae en especial sobre las naftas) y al Dióxido de Carbono (que incide más en el gasoil) y para cuyo monto se contempla la inflación registrada por el Indec en los meses previos.
La suba se da en el marco de una nueva caída en la venta de combustible al público, que experimentó un descenso del 3% interanual en enero y del 4,9% en comparación con diciembre, y acumula 14 meses a la baja.
La magistrada consideró que la presentación llegó fuera de tiempo. Y sostuvo que no respetó el plazo de un año que se tenía para hacerlo.
La fundación Republican Action for Argentina había solicitado a la jueza estadounidense que anule el fallo por el que condenó al Estado argentino a pagar 16.100 millones de dólares a las firmas Burford y Eton Park e investigue a los involucrados en la nacionalización de la petrolera argentina YPF.
La presentación fue hecha el pasado 17 de febrero y la jueza del Tribunal del Distrito Sur de Nueva York emitió una orden de vista a las partes involucradas en el juicio.
El director de Research for Traders, Daríos Epstein, dijo que “aquellos que vendieron pescado podrido y embarraron la cancha diciendo que iban a la salvar US$ 16.000 millones, tengan un poco de humildad y llámense a silencio”. “El tema es serio. No da que lo usen para operar políticamente”, señaló.
En 2023, Preska condenó al Estado argentino por la decisión en 2012 de expropiar a la española Repsol el 51 % de las acciones en YPF sin hacer una oferta pública de adquisición de títulos a otros accionistas minoritarios de la mayor petrolera de Argentina.
El caso se inició en 2015, cuando la firma inglesa Burford Capital y la estadounidense Eton Park impulsaron la demanda tras adquirir los derechos de litigio de dos sociedades constituidas en España y que quebraron: Petersen Energía Inversora y Petersen Energía.
Esas dos sociedades antiguamente habían pertenecido al grupo argentino Petersen -de la familia Eskenazi-, que tenía una participación accionarial del 25 % en YPF al momento de la nacionalización y que no tomó parte del juicio en Nueva York.
Burford y Eton Park reclamaron en el juicio millonarias compensaciones alegando que el Estado argentino debió lanzar una oferta pública de adquisición por el resto de las acciones que no pertenecían a Repsol.
La jueza citó el caso D’Amato versus Deutsche Bank para fundamentar que una intervención presentada más de un año después del inicio del caso no es válida.
Además, citó Restor-A-Dent Dental Lab’ys, Inc. v. Certified Alloy Prods., Inc., estableciendo que el interés del solicitante debe ser directo y no remoto o contingente.
La producción de gas en la Argentina tuvo en los últimos meses de 2024 un cambio de escenario con la irrupción de la francesa TotalEnergies al tope de la inyección en el sistema, desplazando aunque sea temporalmente a YPF, la histórica líder del segmento. Ese desempeño se explica por el aporte de la producción no convencional de la compañía en Vaca Muerta y del convencional de la Cuenca Austral, en particular por la consolidación de la producción de la nueva estrella del offshore argentino como lo es la plataforma Fénix, que ya opera con sus tres pozos a plena capacidad. […]
En 2024, la balanza energética marcó su segundo superávit en 14 años y totalizó u$s5.700 millones, empujado por exportaciones de petróleo de u$s5.500 millones. ¿Hasta dónde puede llegar el potencial de Vaca Muerta? ¿Qué clase de impacto puede tener en el saldo comercial? Sabido es que las estimaciones del comercio exterior de bienes para los próximos años presentan un panorama positivo para el sector de hidrocarburos. El crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas, junto con la reducción progresiva de importaciones de combustibles, permitirá mejorar la balanza comercial y fortalecer la posición del país en el mercado energético global. […]
Los ojos del mundo energético están puestos en Vaca Muerta, y los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) no quieren perder la oportunidad de captar nuevas inversiones. Con ese objetivo, ambos mandatarios participan en Londres de la Misión Comercial de Energía Argentina – Reino Unido, un evento clave para atraer capitales británicos que impulsen el sector energético del país. El plan: más inversiones y exportaciones La actividad, que se extenderá hasta el miércoles 5 de marzo, fue organizada por la Cámara de Comercio Argentino-Británica (BritCham Argentina), junto a otras entidades binacionales y las embajadas de ambos países. […]
El mercado de gas natural licuado está llamado a ser la punta de lanza de las exportaciones energéticas del país, pero las distancia a los grandes centros consumidores encienden luces amarillas. En los últimos años la producción de petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta alcanzó niveles de producción muy eficientes, comparables con los de la principal formación de shale del mundo, Permian, en el sur de Estados Unidos, al punto que según los analistas del sector, el país pasará en apenas un par de años de ser deficitario en su balanza energética a ser superavitario y contribuir a […]
El Ministerio de Economía ha dado un paso clave en el proceso de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), anteriormente conocido como Gasoducto Néstor Kirchner. La iniciativa surge a partir de un proyecto privado presentado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el cual ha sido declarado de interés público. La Secretaría de Energía, dirigida por María Tettamanti, supervisará el proceso licitatorio, mientras que Energía Argentina SA (Enarsa) será la entidad encargada de llevarlo adelante. El objetivo principal es incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta mediante la incorporación de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), […]
American Salars acordó adquirir hasta el 100% del proyecto Salar de Pocitos, que abarca más de 13.000 hectáreas. Son contiguas a su desarrollo Pocitos 1, que compró en 2024, a 100 kilómetros de San Antonio de Los Cobres. Crece la minería en Salta con el impulso del litio. El país tiene 311 proyectos mineros en diferentes etapas, según datos de la Secretaría de Minería, y la provincia es la que más expandió en los últimos meses las inversiones en el ‘oro blanco’. Este domingo, el gigante canadiense American Salars informó que acordó comprarle a un vendedor independiente hasta el 100% […]
La planta piloto fue diseñada en la Universidad de San Pablo y empieza a proveer con combustible limpio a los autobuses y vehículos livianos de esa casa de estudios. En el proyecto participan empresas como Shell, Raizen y Toyota. La Universidad de São Paulo (USP) está llevando adelante pruebas en la primera estación experimental del mundo dedicada a la producción de hidrógeno renovable a partir de etanol, un biocombustible muy difundido en Brasil. El proyecto, impulsado por el Centro de Investigación e Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI), representa un paso clave en la transición hacia una economía de […]
Irrumpiendo como la posible salvación a nivel energético, Estados Unidos descubrió, gracias al trabajo arduo de su Servicio Geológico llamado USGS, una mina que ahorrará millones de dólares al país norteamericano. Tras la noticia, son muchos los que han encendido las alertas para imitar lo hallado en sus países, siendo el posible futuro de las energías en el planeta. Una fuente que pocos esperaban Con avances acelerados alrededor de la posible extracción de recursos naturales, como lo priorizó la administración del nuevo presidente Donald Trump, la USGS arrojó resultados esperanzadores para el futuro y esto puede significar también un alivio […]
Se trata de la mina de Bayan Obo, en la región de Mongolia Interior. Dicho lugar contaría con grandes cantidades de torio, una potencial alternativa a los combustibles fósiles. China encontró una fuente de energía “inagotable” que, según aseguran los geólogos, podría abastecer al país durante 60.000 años. Este hallazgo tuvo lugar en la mina Bayan Obo, en la región autónoma de Mongolia Interior, al norte del país asiático. Allí, aseguran que se podría hallar la suficiente cantidad de torio, elemento químico metálico de color blanco que es débilmente radioactivo, como para dar respuesta a las necesidades energéticas de la […]
La Compañía libia de Petróleo (NOC) abrió este lunes la primera licitación en 17 años para que multinacionales de hidrocarburos inviertan en Libia, declaró Mesaoud Sliman Mousa, su presidente interino. «Después de 17 años, la NOC abrió hoy una nueva ronda de licitación pública para la exploración de petróleo y gas en Libia», declaró Sliman. «La nueva licitación contiene más de 24 nuevos bloques de exploración de hidrocarburos«, informó la agencia oficial de noticias libia. El presidente interino indicó ante responsables locales y extranjeros que «más de un tercio de las tierras libias siguen sin exploración», y adelantó que «según […]
Este miércoles a las 5.25 se produjo una falla en el área de la distribuidora Edesur que provocó un corte masivo que afectó a más de400.000 usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y el sur del conurbano bonaerense. La empresa informó que está investigando los motivos que desencadenaron el apagón. En tres horas la demanda se recuperó y el 100% de los usuarios ya tenían el servicio reestablecido.
Fuentes del sector indicaron a EconoJournal que el corte se inició con la salida de la línea doble terna de 220 kilovolt (kv) Bosques – Hudson. Además, como consecuencia se perdieron el ciclo combinado de la central de generación de Dock Sud y la Central TérmicaEnsenada – Barragán. Ambas plantas son clave para el abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
A su vez, las mismas fuentes señalaron que la salida de las centrales Dock Sud y Ensenada Barragán “llevó la frecuencia a 49.12 Hz (hercios) con la consecuente actuación de roles de alivio y pérdida de alrededor de 500 megawatt (MW)” en el Gran Buenos Aires.
En el sitio web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) no hay información disponible que refleje la cantidad de usuarios con problemas de suministro que provocó apagón.
Desde Edesur informaron que “esta madrugada se registró una falla en líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía”.
La Compañía libia de Petróleo (NOC) abrió la primera licitación en 17 años para que multinacionales de hidrocarburos inviertan en el país, declaró Mesaoud Sliman Mousa, presidente interino.
Sliman Mousa dijo que el objetivo de esta nueva licitación es “aumentar la producción del petróleo y gas libios”.
Actualmente, la producción del crudo en el país magrebí asciende a más de 1,4 millones de barriles por día pero con la participación de nuevas empresas podría alcanzarse a los dos millones de barriles diarios en 2027, estiman en el país.
A pesar de la división política entre el Gobierno de Unidad Nacional (GUN), en el oeste, y el Ejecutivo de Bengasi en el este y sur, controlado por del mariscal Jalifa Haftar, la NOC mantiene una gestión centralizada del sector petrolero, casi la única fuente de ingresos del país.
Tras el éxito de Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, donde más de 500 ejecutivos del sector renovable se dieron cita los días 26 y 27 de febrero, la gira de eventos más influyente en Latinoamérica llega a México. El próximo 11 de marzo, en la Ciudad de México, líderes de la industria se reunirán en un espacio estratégico de debate y networking para analizar las tendencias y desafíos que definirán el futuro del mercado energético en el país y la región.
Con un programa de conferencias de alto nivel y la presencia de los principales actores del sector, FES México 2025 se consolida como el punto de encuentro imprescindible para ejecutivos, inversionistas y referentes de la transición energética.
Las entradas ya están disponibles a través del siguiente enlace: ENTRADAS DISPONIBLES.
Este encuentro reunirá a líderes de empresas clave en el desarrollo de energías renovables, quienes compartirán su visión sobre el futuro del sector en el país. Entre los speakers se destacan Gerardo Pérez, CEO de EDF México; Pamela Tadeo Henríquez, directora de Inteligencia Comercial y Regulación de Saavi Energía; Luis Rafael Ordóñez Segur, CEO de Telener 360; Elisa Figueroa, sales manager para México, Centroamérica y el Caribe de Nordex Group; José Antonio Aguilar, principal y presidente del Consejo de Vive Energía, y Héctor J. Treviño, director ejecutivo de AMDEE, quienes aportarán su experiencia sobre los desafíos del mercado eléctrico y las oportunidades de inversión en renovables.
Así mismo, participarán Victoria Sandoval, senior sales de Risen Energy; Eva Ribera, general manager para México y el Caribe en Contour Global; Yolanda Villegas, directora legal de Compliance y Relaciones Institucionales de Envases; Alejandro de Keiser, director de Energía y Sostenibilidad de De Acero; David Briseño, EVP de Gauss Energía; Naomi Aguirre Rivera, consultora en Energía en Acclaim Energy México; Paola Forero, gerente comercial de México en DIPREM, e Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, quienes abordarán temas clave como el crecimiento del hidrógeno renovable, la competitividad de la generación solar y eólica, y el papel de la industria en la descarbonización.
También asistirán Manuel Ahumada, socio director de Enlight México; Carla Ortiz, country manager de RER Energy Group; Manuel Arredondo, country manager de ZNShine Solar; Scott Squires, reportero de Energía en Bloomberg; José Francisco Castro, energy planning manager de Ternium; Ana Laura Ludlow, VP de AAGG y Sustentabilidad en Engie México, y Andrés Cabrera, director comercial y de Regulación en AES México, quienes compartirán su análisis sobre el marco regulatorio, el financiamiento de proyectos y las estrategias de crecimiento del sector energético en México, entre otros expertos.
Espacios de networking y análisis de las tendencias del mercado
Más allá de las conferencias, FES México 2025 se caracteriza por ofrecer espacios exclusivos de networking, donde los asistentes tienen la oportunidad de conectar con inversionistas, desarrolladores de proyectos, representantes gubernamentales y expertos de la industria. En un contexto donde el sector energético mexicano enfrenta desafíos regulatorios y nuevas oportunidades de expansión, el evento se posiciona como una plataforma clave para cerrar acuerdos y avanzar en la consolidación de nuevos proyectos.
El crecimiento de las energías renovables en México sigue siendo un eje estratégico para la sostenibilidad y la seguridad energética del país. En este sentido, FES México 2025 será el escenario donde se debatirán las tendencias del mercado, las innovaciones tecnológicas y las estrategias para acelerar la transición energética en la región.
Con la presencia de los principales ejecutivos del sector y un programa diseñado para el análisis profundo de los desafíos energéticos, Future Energy Summit México 2025 se posiciona como el evento imprescindible del año para quienes lideran la transformación del mercado energético en el país y en toda Hispanoamérica.
Participa en FES México 2025
Las entradas ya están disponibles. Para asegurar tu lugar en este encuentro clave de la industria renovable, regístrate aquí: ENTRADAS DISPONIBLES.
El Gobierno de Javier Milei reglamentó el procedimiento para la importación de vehículos eléctricos e híbridos sin aranceles, eliminando la alícuota del 35% del Derecho de Importación Extrazona. La medida, que busca fomentar la movilidad sustentable y reducir los precios de estos vehículos, establece un límite máximo de 50.000 unidades anuales durante cinco años, distribuidas en partes iguales entre terminales automotrices e importadores.
El Decreto 49/2025, publicado el 30 de enero, había reducido el Derecho de Importación Extrazona para autos eléctricos e híbridos con un valor FOB (precio en fábrica) de hasta USD 16.000 por unidad. Con la nueva Resolución 29/2025, publicada hoy en el Boletín Oficial, se reglamentó el mecanismo para acceder a este beneficio.
Empresas con terminales radicadas en el país y otros importadores podrán postularse ante la Subsecretaría de Política Industrial para solicitar la importación libre de aranceles. El trámite se realizará a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), integrada con Aduana y la Ventanilla Única de Comercio Exterior.
Criterios de distribución
25.000 unidades estarán destinadas a terminales automotrices radicadas en Argentina.
25.000 unidades serán asignadas a importadores independientes.
Se priorizarán los vehículos con fecha más próxima de nacionalización y el menor precio ofrecido.
El límite anual de 50.000 unidades representa aproximadamente el 20% del total de autos livianos vendidos en el país por año. Con esta medida, el Gobierno busca ampliar la oferta de movilidad sustentable y facilitar el acceso a vehículos eléctricos e híbridos a precios más competitivos.
Tras el masivo apagón que afectó a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano en la madrugada de este martes, Edesur emitió un comunicado en sus redes sociales explicando las causas de la interrupción del servicio.
Según la empresa, el corte de luz se debió a una falla en dos líneas de alta tensión, lo que provocó la afectación de varias subestaciones y dejó sin suministro eléctrico a miles de usuarios.
INFORMACIÓN IMPORTANTE
Esta madrugada se registró una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía.
Nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad.
“Esta madrugada se registró una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía. Nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad”.
Minutos después, la empresa actualizó la situación y aseguró que ya se restituyó el suministro a más del 60% de los clientes inicialmente afectados, aunque aún persisten zonas sin luz.
Edesur no precisó un horario estimado de normalización total, lo que mantiene la incertidumbre entre los usuarios que continúan sin electricidad.
Un masivo corte de luz afecta la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y varias localidades del Conurbano. A pesar de que la página del ENRE no funciona, se estima que los damnificados podrían ser alrededor de 300.000.
Durante las primeras horas de la mañana, la interrupción del servicio eléctrico dejó sin servicio a las líneas de subte A y B, además de provocar demoras en el ferrocarril Roca.
Almagro, Balvanera, Parque Patricios, La Boca y Villa Crespo son algunos de los barrios afectados en la Ciudad. En tanto, en el Conurbano bonaerense, el apagón tuvo un fuerte impacto en varias localidades de la zona sur, aunque aún no se confirmó el alcance total del corte.
Debido a que la web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) no está funcionando, no es posible corroborar las zonas completas ni tampoco la cantidad de usuarios totales que están afectados.
En un día clave en el que muchos niños y adolescentes vuelven a clase, hay preocupación por las altas temperaturas que tendrán lugar sobre la tarde, que estarán por encima de los 30°.
Flavia Royon remarca que la minería requiere de orden macroeconómico y estabilidad fiscal para desarrollarse, dos características difíciles de hallar en Argentina. Sin embargo, sostiene que el gobierno de Javier Milei tiene logros para mostrar en ambos aspectos. La ex secretaria de Energía y Minería y actual secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio conversó con EconoJournal durante la PDAC que se está desarrollando en Toronto y destacó particularmente la sanción del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Afirma que el litio es la actividad minera más dinámica y agrega que tiene mucha expectativa de que se concrete un proyecto de explotación de cobre. “El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían”, remarca.
–La minería argentina genera expectativas por el potencial que tiene, pero no termina de despegar. ¿Qué hace falta para que las grandes empresas que tienen proyectos en marcha se decidan a incrementar sus inversiones y ponerlos en producción?
–Cumplir con la estabilidad fiscal y ordenar la macroeconomía. Argentina podría haber captado más inversiones en muchos sectores si hubiera podido tener una macroeconomía más estable en los últimos diez o veinte años. La minería en particular es un sector que demanda mucho capital y requiere estabilidad macroeconómica en un período prolongado de tiempo. No hay que olvidar que un proyecto grande de cobre puede demandar varios miles de millones de dólares.
–¿El RIGI ayuda a revertir esta situación?
–El RIGI compromete estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años. Es una herramienta positiva.
–Algún empresario podría decir que el RIGI ofrece beneficios que la ley de inversiones mineras ya ofrecía y que no se cumplieron.
–Sí, pero el RIGI tiene elementos que la ley de inversiones mineras no tiene. Por ejemplo, exige el pago de los derechos de exportación, crea un mecanismo para una devolución más rápida del IVA y también incluye estabilidad cambiaria.
–¿La minería es una política de Estado o existe el riesgo de que algunos de estos beneficios se reviertan si cambia el gobierno?
–El RIGI se sancionó por ley. Sería una muy mala señal que Argentina no respete una ley. No creo que esto suceda.
–Usted señaló que la minería requiere estabilidad macroeconómica en un período prolongado de tiempo, ¿cuánto tiempo debería transcurrir para que una empresa extranjera decida incrementar sus inversiones en el país de modo sustancial?
–Depende mucho del inversor. Hay inversores que están dispuestos a tomar más riesgos y consideran que hoy es el momento de entrar a la Argentina porque respaldan la política económica y observan que hay un alto nivel de apoyo a la gestión presidencial. Otros inversores, en cambio, que tienen más aversión al riesgo o no tienen tanto conocimiento sobre la Argentina, prefieren esperar.
–Si la estabilidad se consolida, a medida que pase el tiempo los activos argentinos van a subir de precio.
–No hay dudas de que el riesgo se refleja en el precio. Es una decisión que dependerá de cada inversor.
«Hay que informar sobre cómo opera la minería y hay que derribar mitos», aseguró Royon.
–La decisión de Río Negro de volver a autorizar un proyecto minero luego de haber tenido una ley que lo prohibía, ¿puede ser la punta de lanza para que otras provincias que prohibieron la minería reviertan su decisión?
–El proceso de Río Negro es interesante. Soy una convencida de que la licencia social se trabaja desde abajo, con más comunicación y educación. En la actualidad, prácticamente todos los proyectos mineros en la Argentina necesitan de audiencias públicas para poder avanzar. Es un mecanismo que en el sector ya está asumido, pero antes de llegar a esa instancia necesitamos comunicar más y mejor sobre la minería. Hay un alto grado de desconocimiento del sector entre la gente común.
–Mendoza también está tratando de volver a la minería, pero sin derogar la ley que prohíbe el uso de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio, ¿es viable esa alternativa?
–La prohibición de esas sustancias no tiene un fundamento técnico sólido y les quita competitividad a los proyectos, aunque hay proyectos que igual pueden ser viables sin el uso de esas sustancias.
–Hay sectores de la sociedad civil que ven a la minería como una actividad extractiva riesgosa para el medioambiente y que supone una gran ganancia para las empresas, pero que les deja poco a las provincias. ¿Qué responde frente a esos argumentos?
–Toda actividad humana tiene un impacto en el medioambiente, pero en el caso de la minería las técnicas modernas minimizan ese impacto. Hay que informar sobre cómo opera la minería y hay que derribar mitos. Por ejemplo, con respecto al uso del agua. La minería en países como Chile o provincias como San Juan utiliza menos del 2 por ciento del agua disponible y muchísimo menos que la actividad agrícola. Además, es una actividad que está siendo muy controlada por las autoridades de aplicación. Cada dos años deben volver a pedir aprobación de sus estudios de impacto ambiental y eso no lo hace ninguna otra actividad en nuestro país.
–¿Y qué les deja la actividad minera a las provincias?
–En ese caso también hay mucha desinformación. Es cierto que de lo que deja en impuestos más del 80% son impuestos nacionales. Esos impuestos deberían volver a las zonas donde se hace minería a través de la coparticipación o de otras maneras. Debería haber una discusión sobre cómo es la distribución de lo que tributan las mineras. Por otro lado, las mineras son muy conscientes en la actualidad de la importancia de contratación de proveedores locales. De la facturación de una minera, por lo menos la mitad va a parar a proveedores locales y otro porcentaje importante va a pagar sueldos de empleados argentinos. Lo más importante es que la actividad minera genera trabajo y desarrollo.
–¿En materia impositiva las provincias se quedan con las regalías y con qué más?
–Se quedan con las regalías, con tasas municipales y en algunas provincias hay fideicomisos que son aportes que hacen las mineras para obras de infraestructura, educación u otro tipo de actividades
–¿Cuál cree que puede ser la actividad minera de mayor crecimiento en los próximos años?
–Hoy la actividad más dinámica sigue siendo el litio y en lo personal tengo mucha expectativa de que se concrete un proyecto de explotación de cobre. Argentina necesita que sus recursos sean desarrollados. No podemos permitir que sigan sin explotarse los recursos mineros de calidad que tiene nuestro país. El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían.
–Dentro del listado de proyectos de producción de cobre, ¿cuál es el que se encuentra más avanzado?
–Me parece muy interesante el proyecto San Jorge en Mendoza porque es más chico que los otros y por lo tanto es más fácilmente realizable. Y entre los más grandes, Josemaría y Agua Rica.
–¿Qué pueden obtener los funcionarios nacionales y provinciales viniendo a participar de la PDAC?
–Lo que se viene a buscar a la PDAC es que Argentina esté en el mapa de las decisiones de inversión de las empresas que están en Canadá, que es donde se decide dónde se va a invertir, sobre todo en materia de exploración. Argentina tiene mucho para mostrar. El año pasado el RIGI era una promesa y ahora es una realidad. También hay para mostrar logros en materia macroeconómica y la consolidación del sector energético como generador de divisas es muy importante. Hay razones para que los inversores apuesten por la Argentina.
–¿Esta convención les sirve también a las empresas para venir a buscar socios que apuntalen sus proyectos?
–Sí, el sector privado necesita inversión en exploración y los proyectos avanzados necesitan socios para concretar su construcción.
La minería argentina comenzó a captar más inversiones en los últimos meses y la mayoría de los empresarios, políticos y analistas reunidos en la convención de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) coincidieron en afirmar que, si el país consolida la estabilidad macroeconómica y profundiza las reformas promercado, con salida del cepo incluida, la actividad podría experimentar un boom en los próximos años. EconoJournal conversó en Toronto con Marian Milicic y Gustavo Mas, gerenta general y gerente comercial de la constructora Milicic, para ver cómo se preparan los proveedores del sector ante esta oportunidad creciente de negocios.
La firma Milicic incursionó por primera vez en la minería en 1995 cuando comenzó a trabajar en La Alumbrera. A partir de ese momento le han ido brindando servicios a casi todos los proyectos mineros de la Argentina, primero a los metalíferos y últimamente también a los proyectos de litio en Salta y Catamarca. De hecho, hoy la mitad de las ventas de la compañía se concentran en el segmento minero.
Marian Milicic y Gustavo Mas, gerenta general y gerente comercial de la constructora Milicic, participaron de la PDAC en Toronto.
–¿Qué servicios les proveen a las empresas mineras?
Marian Milicic (M.M.): –Nosotros somos constructores. Las tareas de movimiento de suelo son nuestra actividad principal. Somos la empresa que mayor nivel de equipamiento tiene en la Argentina para poder ejecutar movimientos de suelo grandes. Es por ese servicio que entramos en el sector minero, pero también desarrollamos obras civiles, tendido de ductos y llevamos adelante carga y traslado de minerales.
–Varias empresas mineras están avanzando en el desarrollo de grandes proyectos de cobre, si solo uno de esos proyectos entra en producción, ¿los proveedores locales de insumos van a poder enfrentar el aumento de la demanda que eso va a implicar?
M.M.: –Nuestra experiencia indica que los grandes proyectos de cobre son muy demandantes y va a haber un déficit de oferta de parte de los proveedores locales. No obstante, si esos proyectos comienzan a concretarse va a haber una oportunidad para que empresas de afuera vengan a prestar servicios y para que las empresas argentinas puedan encontrar un espacio en el que poder crecer.
–¿Se pueden gestar alianzas entre los proveedores locales y los internacionales?
M.M.: –Sin duda, para las empresas argentinas se va a abrir la oportunidad de trabajar con proveedores internacionales más grandes y sumar capacidad. Cuando ese tipo de proyectos arrancan, no tienen la posibilidad de esperar a que los proveedores locales estemos en condiciones de acompañar. Van a arrancar y la inteligencia nuestra va a estar en poder asociarnos con otros proveedores más grandes cuando no podamos hacerlo solos. A medida que la minería comience a traccionar va a haber oportunidades para todo el universo de empresas proveedoras. Tenemos que estar dispuestos a aprovechar la oportunidad.
–¿Cuándo creen que podría entrar en construcción alguno de esos grandes proyectos de cobre?
M.M.: –Alguno de esos proyectos estén más maduros, pero no vemos que vayan a arrancar en 2025. En este tipo de proyectos por lo general no se trabaja en invierno. Por lo tanto, es difícil pensar que algo pueda empezar en marzo o abril. Siendo muy optimistas podríamos decir a fines de 2025, pero no lo estamos viendo todavía porque si fuera así ya debieran estar en marcha ciertas contrataciones.
–¿Lo más probable entonces es que sea en 2026?
M.M: –Sí, ojalá que en 2026 pueda empezar alguna construcción.
Gustavo Mas (G.M.): –Las inversiones anunciadas por Río Tinto en litio y BHP en cobre fueron muy significativos y eso muestra que Argentina está siendo una plaza atractiva para las inversiones. Son movimientos que hay que destacar.
–Ustedes también fueron ampliándose a otros mercados de América Latina.
M.M.: –Sí, estamos trabajando en Perú, Paraguay y Uruguay.
–¿En esos países también en la actividad minera?
M.M.: –Tanto en Uruguay como en Paraguay hemos trabajado en la construcción de las platas de pasta celulosa. En Perú estamos ejecutando un contrato para obras de infraestructura pública y también apuntando a poder lograr este año algún contrato en minería.
–¿Para qué vinieron a la PDAC?
M.M.: –Estamos acompañando la agenda de Argentina y Perú. En este lugar uno tiene la posibilidad de conversar con funcionarios de distintos gobiernos, empresarios mineros y otros proveedores. A partir de esas charlas nos vamos haciendo una idea de cómo está el ambiente de negocios y también nos permite desarrollar nuestra gestión comercial y acercarles a nuestros potenciales clientes un detalle mayor de lo que podemos ofrecer.
–¿Es la primera vez que vienen?
M.M.: –No, es mi segunda PDAC y la tercera de Gustavo.
G.M.: -Argentina fue ganando más espacio y a nosotros también se nos fue incrementando la agenda de actividades por Perú. Por ese motivo hemos estado viniendo durante los últimos años.
San Juan es una de las jurisdicciones mineras más fuertes del país, tanto por la realidad productiva que atraviesa la actividad como por los proyectos de inversión en marcha. En diálogo con EconoJournal, el gobernador de la provincia, Marcelo Orrego, aseguró en Toronto al participar de la convención PDAC que “el año pasado se han realizado 225 proyectos de exploración y prospección minera en San Juan”. “En los últimos años el 54% de todas las exploraciones mineras del país se han hecho en nuestra provincia y ese porcentaje trepa al 70% en el caso del cobre. Tenemos enormes oportunidades como consecuencia del proceso de aceleración que ha tenido la electromovilidad en la transición energética”, agregó el mandatario.
La provincia cuyana es la segunda productora de oro del país, detrás de Santa Cruz, gracias al aporte de la mina Veladero, controlada por Barrick Gold, que el año pasado produjo 504.000 onzas, siendo la más grande del país de las actualmente en operación. Las exportaciones del sector minero representan más del 80% del total provincial. Además, está en carrera para sumarse a la producción de cobre. De hecho, los proyectos Josemaría, de BHP y Lundin, y Los Azules, de McEwen Copper, ya tienen Declaración de Impacto Ambiental aprobada para poder avanzar con la construcción de sus plantas. La australiana BHP es uno de las mayores productoras de cobre del mundo y tiene los recursos financieros para comenzar con la obra cuando lo decida, mientras que McEwen necesita un socio para dar ese salto.
«En los últimos años el 54% de todas las exploraciones mineras del país se han hecho en nuestra provincia», aseguró Orrego.
La provincia también tiene en su lista a Filo del Sol (BHP-Lundin), Pachón (la suiza Glencore), Altar (la canadiense Aldebaran) y Chita (la australiana South32 a través de Minera Sud Argentina). De este modo, concentra 6 de los 10 principales proyectos de cobre del país.
–Josemaría dice que el proyecto está en etapa de “preconstrucción”, ¿cuándo va a empezar a construirse? –le preguntó EconoJournal a Orrego.
–Josemaría va a comenzar en pocos meses. Ya están las licitaciones para la construcción del camino. Es probable que en el primer trimestre ya haya novedades respecto a las empresas proveedoras de servicio que van a trabajar en el proyecto de Vicuña Corp.
–Más allá de los mayores o menores esfuerzos que pueda hacer la provincia para acelerar los proyectos, también hay una cuestión macroeconómica que lleva a estas empresas a mirar con cautela al momento de invertir. ¿Cómo evalúa usted la macroeconomía? ¿Le da garantías al inversor?
–Sí, por supuesto. Argentina ha dado vuelta la página. Tiene superávit fiscal y un régimen de incentivo como el RIGI que viene a mejorar lo que fue la ley de inversiones mineras. A los que quieren invertir se les otorgan enormes beneficios. El RIGI está aprobado por la nación, por la provincia y por todas aquellas jurisdicciones donde se hace minería. Por lo tanto, tiene todos los ingredientes para que despegue.
–¿La continuidad del cepo no puede afectar esos desembolsos?
–La macroeconomía está ordenada y el propio presidente Milei ha dicho hace pocos días que la eliminación del cepo, que es un escollo importante, va a ser durante el año.
Central Puerto continúa fortaleciendo su presencia en el sector renovable con una estrategia que se adapta a las oportunidades del mercado y las limitaciones de la red de transmisión.
Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, participó del streaming de StrategicEnergy Corp en el marco del encuentro FES Argentina y destacó que la compañía evalúa varios frentes tecnológicos, con proyectos en distintas etapas de desarrollo y a la espera de posibles cambios regulatorios.
La particularidad es que para el parque fotovoltaico Hunuc I, la empresa elevó dos solicitudes ya que realizó análisis de interconexión y operatividad de la red para plantear una opción para optimizar el uso de la infraestructura disponible.
«La red de transmisión está con problemas de acceso y niveles de saturación relevantes. Por lo que hicimos unos análisis de puntos de interconexión (PDI) y de operatividad de la red y planteamos una alternativa no es exactamente la misma que está planteada en PDI del nodo. Eso permite la apertura con barras separadas de un mismo punto, es decir la conexión de un único parque en un mismo PDI con conexión en dos barras”, indicó Katz durante el evento organizado por Future Energy Summit (FES).
Además, Central Puerto cerró un acuerdo estratégico con YPF Luz para elaborar un estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer de energía eléctrica limpia y eficiente a la zona de la Puna Argentina.
La iniciativa contempla una línea de alta tensión de 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión, con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, y una inversión estimada de entre USD 250 – 400 millones.
«Queremos que se materialice el proyecto de energizar las compañías mineras de la Puna. Y la potencialidad minera dice que toda la demanda de la zona podría alcanzar 400 – 450 MW, por lo que luego construiríamos los parques renovables para abastecer esa demanda que se conectaría al sistema”, indicó el director de Planeamiento Energético de Central Puerto.
“La industria de litio está atravesando una situación de precios muy restrictivos, viviendo un proceso de concentración de de proyectos, lo cual hoy el objetivo es tratar de conseguir contratos por alrededor de 200 MW, volúmenes de contrato que harían viable el proyecto. Estamos en plenas tratativas con toda la demanda minera”,agregó.
En paralelo a sus desarrollos en generación y transmisión, la generadora argentina considera su participación en la licitación de almacenamiento en baterías “AlmaGBA”, la primera de esta índole en Argentina por la que se instalarán 500 MW de sistemas BESS.
«Ya en la convocatoria AlmaMDI presentamos algunos proyectos y a uno de ellos le estamos dando más precisión para adaptarlo al formato de AlmaGBA. En principio estaríamos participando, pero la definición final será en función de los análisis más finos que estamos llevando adelante y a partir de los planteos que le acerquemos al regulador”, comentó Katz.
La evolución del mercado eléctrico y la transición hacia un modelo liberalizado
El sector eléctrico en Argentina se encuentra en plena transformación a partir de los lineamientos de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación, que da inicio a la liberación de la comercialización y competencia del abastecimiento energético a través de contratos en el Mercado a Término (MAT).
«El país transita un proceso de transición que debería llevar a libertad de mercado en el sector de generación y contratación. Creemos que proyectos activos requieren financiar un mercado de contratos elevado, pero también debe haber una proporción transaccionada en un mercado de precios horarios o más volátil», afirmó Katz.
En este contexto, la posibilidad de estructurar un mercado spot o pool eléctrico cobra cada vez más relevancia. En dicho esquema, las transacciones de energía se realizarían a precios horarios y permitirían la aparición de nuevos modelos de negocio. Sin embargo, la implementación de este sistema no se daría a corto plazo, sino que requerirá de varias medidas en el camino por parte de la Sec. de Energía, a tal punto que para el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto la transformación sectorial podría durar todo este gobierno en términos regulatorios.
«Si Argentina transiciona hacia ello, aparecerá un mercado spot, donde se realizarán transacciones de diferencias y surgirán nuevos modelos de negocio. Pero no lo vemos en el corto plazo. La Secretaría de Energía llevará varios años acomodando el mercado de generación», advirtió.
“La resolución SE 21/25 es una buena señal, marca un norte claro. Cualquier proyecto término que consiga combustible saldrá a competir en el mismo mercado que cualquier proyecto renovable. Por lo que está por verse cómo será la competencia entre las tecnologías”, concluyó.
Próximos eventos FES
Luego del FES Argentina 2025, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México. Y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región. Y cabe destacar que los encuentros contarán con espacios exclusivos de networking.
Las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) del sector energético en Chile siguen a la espera que se resuelvan los incumplimientos de pagos en proyectos de generación renovable a lo largo de todo el país.
Según denunció Mauricio Ocaranza, vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte, la deuda acumulada por proyectos energéticos ya supera los 15.000 millones de pesos y no hay señales de una pronta solución.
«No hemos tenido ninguna solución por parte del Gobierno hasta el momento. De hecho, hay algunas empresas que tienen demandas contra otras empresas que no han dado ninguna solución en ninguno de sus proyectos», manifestó Ocaranza, advirtiendo que la situación ha permanecido sin cambios desde hace años.
Entre las medidas analizadas se prevía la gestión de casos que no tengan posibilidad de judicializar, mediante el pago conjunto entre empresas mandantes que se hayan encontrado realizando el trabajo en el territorio en un período similar, la generación de una mesa de trabajo para la gestión de los casos que sea más amplia, y el envío de propuestas y comentarios desde la perspectiva de las empresas mandantes para proyecto de ley que aborda esta temática
Sin embargo, los diálogos no prosperaron y hasta la fecha no se ha reportado ningún avance en la aplicación de esta regulación según lo que explicó Ocaranza: “El Gobierno no nos contactó nunca más. Fue puro palabrerío”.
“Por parte del ministro de Energía, Diego Pardow, no hubo ninguna respuesta, ni del subsecretario, los seremis y mucho menos del gobierno central, quien anticipó que iba a haber un compromiso, pero no sucedió nada. Y, lamentablemente, siguen las malas prácticas en los proyectos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
Como consecuencia de la falta de avances, el vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte de Chile anticipó que posiblemente se retomen las manifestaciones y reclamos a través de redes sociales, y las movilizaciones en la calle o en aquellos sitios donde se llevan adelante los parques de generación.
El entrevistado destacó que el sector esperaba una mayor intervención gubernamental para resolver las deudas, pero a pocos meses del fin del actual Gobierno, las empresas continúan sin soluciones y enfrentando problemas financieros que comprometen su sostenibilidad.
«No es la idea llegar a esto, pero el tiempo pasa y más que soluciones, el Gobierno ha generado más problemas al país completo», enfatizó Ocaranza.
Un sector en crisis que exige respuestas inmediatas
El proyecto de ley N° 20.416, que busca proteger a las PyMEs ante fraudes en la construcción de energías renovables, se encuentra estancado en el Congreso. Luego de haber sido aprobado por la Cámara de Diputados hace más de tres años, actualmente sigue en discusión en la Comisión de Economía del Senado sin señales de avances significativos.
«Queremos que se regule el proyecto de ley y que las autoridades sean más rigurosas. Deben existir más garantías para los subcontratistas porque, al fin y al cabo, los proyectos energéticos se construyen gracias a las PyMEs», sostuvo Ocaranza.
Recientemente, diversos representantes de las PyMEs han participado en debates legislativos sobre el proyecto de ley de transición energética, buscando acelerar su aprobación y evitar que más empresas sean afectadas por incumplimientos de pago y malas prácticas en el sector.
Por lo que mientras las PyMEs del sector energético exigen soluciones, la incertidumbre crece y las movilizaciones parecen ser el último recurso para presionar al Gobierno y al Congreso a tomar cartas en el asunto.
«Esperamos que este año se concrete la ley en favor de las PyMEs», concluyó Ocaranza, advirtiendo que el tiempo se agota y las empresas no pueden seguir esperando.
Ginlong (Solis) Technologies, reconocido como uno de los fabricantes de inversores más experimentados y grandes a nivel global, se enorgullece en anunciar su continua clasificación como Fabricante de Inversores Fotovoltaicos Tier 1 de BloombergNEF para el primer trimestre de 2025. Este reconocimiento marca un hito significativo para Solis y reafirma el compromiso de la empresa con la excelencia, la innovación y la sostenibilidad.
La clasificación Tier 1 se otorga a fabricantes que demuestran una sólida bancabilidad, un rendimiento constante de sus productos y un historial comprobado en la entrega de proyectos a gran escala. Este reconocimiento refuerza la reputación de Solis como líder confiable en la industria, gracias a un proceso de fabricación robusto que se enfoca en ofrecer soluciones de alta calidad y gran fiabilidad a nivel global.
“Alcanzar el estatus Tier 1 en el año de nuestro 20° aniversario es un testimonio del compromiso inquebrantable de nuestro equipo con la innovación y la calidad”, comentó Sergio Rodríguez, CTO Latam.
“Durante dos décadas, nuestra misión ha sido clara: Desarrollar tecnología para energizar el mundo con energía limpia. Este reconocimiento de BloombergNEF subraya la dedicación de nuestros más de 4,000 empleados en todo el mundo, quienes trabajan incansablemente para impulsar los límites de la innovación en tecnología solar. Seguimos firmes en nuestro compromiso de acelerar la transición global hacia las energías renovables y un futuro más limpio para todos.”
Los productos de Solis están diseñados para satisfacer las necesidades de diversos mercados, garantizando un retorno de inversión a largo plazo para sus clientes. Gracias a un proceso de fabricación de última generación e integrado verticalmente, la empresa controla cada etapa de la producción, desde la adquisición de componentes hasta la distribución del producto, asegurando los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más exigentes.
Sobre Solis
Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de cotización: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores string fotovoltaicos.
Presentada bajo la marca Solis, la cartera de la empresa utiliza tecnología innovadora de inversores string para ofrecer una confiabilidad de primer nivel, validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas.
Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y un proceso de fabricación optimizado para cada mercado regional, Ginlong ofrece soporte y servicio a sus clientes a través de un equipo de expertos locales.
El secretario de Finanzas, Pablo Quirno, expuso este martes en un evento sobre minerales críticos en Argentina organizado por Canadian Council for the Americas y la consultora de riesgo político Horizon Engage en el estudio de abogados Gowling en Toronto. EconoJournal conversó en la previa con el funcionario quien se mostró conforme con el resultado de las reuniones que tuvieron durante la PDAC. “Vemos un interés muy importante de las empresas mineras globales por Argentina. Se están dando cuenta de que las condiciones para invertir están dadas”, aseguró.
Luego sostuvo que el principal pedido que recibió fue para que sigan por el mismo camino: “Para ellos es muy importante tener la previsibilidad que da un orden macroeconómico estable”. Remarcó que no tuvo reclamos por el cepo porque “a esta altura todo el mundo sabe que lo vamos a levantar”. “Estamos haciendo los deberes de manera cuidadosa para que cuando llegue ese momento no se produzca un evento disruptivo”, agregó. Por último, evitó dar fechas sobre el acuerdo con el FMI, pero se mostró confiado porque “ahora tenemos un programa que excede los propios objetivos del Fondo”.
Pablo Quirno (centro) acompañado a su derecha por Marcelo García, de Horizon Engage, y a su izquierda por el secretario de Minería, Luis Lucero.
–¿Qué balance hace de las reuniones que mantuvo con distintas empresas durante la PDAC?
–Vemos un interés muy importante de las empresas mineras globales por Argentina. Se están dando cuenta de que las condiciones para invertir están dadas. Argentina tiene recursos naturales cuantiosos que no han sido desarrollados por décadas. Si comparamos lo que exporta Chile de minerales y lo que exporta la Argentina, vemos que hay una diferencia de 10 a 1 y es la misma Cordillera de los Andes. El recurso está y Argentina tiene que generar las condiciones para que esas inversiones sucedan. Lo que estamos viendo con mucho entusiasmo es que ven una nueva Argentina y ven la posibilidad de finalmente explotar esos recursos, trabajando junto con las provincias y también con el incentivo que da el RIGI.
–El domingo por la mañana fue muy elogioso con Argentina el CEO de BHP, Mike Henry, y este lunes ocurrió lo mismo con el CEO de Barrick Gold, Mark. Más allá de esos elogios públicos, ¿qué les piden las empresas en privado?
–Piden que sigamos por este camino porque para ellos es muy importante tener la previsibilidad que da un orden macroeconómico estable. Por eso mismo están apostando a esta Argentina. Es muy importante destacar, más allá de los elogios que pudo haber hecho el CEO de Barrick o el de BHP, es el tema de la presentación de Eduardo Elzstain, que es un inversor argentino que las ha visto todas y también se ha mostrado muy optimista sobre el futuro de Argentina.
–¿Ve un proyecto grande de producción de cobre empezando su construcción durante este año?
–Ahí ya peco de ignorancia porque eso también depende del wrap up de los proyectos de ellos. Evidentemente ellos están viendo una posibilidad muy importante en estos yacimientos de cobre. Dependerá de que terminen de ordenarse internamente. Son proyectos de muy largo plazo y de una inversión muy grande. Estamos muy confiados de que van a suceder lo antes posible.
–No solo se reunieron con representantes de empresas mineras sino también con firmas del sectorfinanciero. ¿Volvieron a pedirles la eliminación del cepo?
–Se habló de un montón de temas, el cepo es uno de ellos, pero no es un tema relevante porque a esta altura todo el mundo sabe que lo vamos a levantar. Es una cuestión de tiempo. Estamos haciendo los deberes de manera cuidadosa para que cuando llegue ese momento no se produzca un evento disruptivo. Para ellos esa no es una preocupación de largo plazo porque saben que es una cuestión circunstancial. No es que nosotros estemos enamorados del cepo, sino que trabajamos todos los días para poder levantarlo.
–¿Los representantes del sector financiero los consultaron sobre cómo viene la negociación con el FMI?
–No, no surgió durante la conversación. Los inversores estratégicos están viendo bastante más allá. Es uno de los temas pendientes que tenemos en Argentina y lo ven en esa perspectiva.
–¿El acuerdo con el FMI puede llegar antes de las elecciones?
–El acuerdo llegará cuando llegará. Son negociaciones en las que estamos trabajando muy constructivamente y positivamente con el Fondo. Hemos hecho avances y los avances continúan. Lo que es diferente esta vez en la relación entre el Fondo y la Argentina es que es una relación absolutamente constructiva. Argentina ha tenido históricamente una relación conflictiva con el Fondo por culpa de Argentina porque nunca cumplió con los objetivos que se fijaron. Ahora tenemos un programa que excede los propios objetivos del Fondo. Entonces, a partir de ahí lo que se genera es una relación de apoyo, soporte y acelerador de lo que estamos haciendo más que ir al Fondo con una necesidad. En ese sentido estamos muy tranquilos.
Joe Goldberg es CEO y Fundador de Horizon Engage, una consultora de riesgo político con sede en Nueva York, que se especializa en energía y minería desde hace más de 20 años. Su trabajo cubre más de 60 países y su cartera de clientes incluye a las principales empresas mundiales que explotan recursos naturales. EconoJournal entrevistó a Goldberg en Toronto porque su testimonio es un buen termómetro de cómo ven esas empresas la situación argentina, más allá de los elogios que puedan hacer públicamente.
Durante los últimos días, Goldberg siguió con atención los discursos de los funcionarios de la delegación argentina en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Su tarea consiste en tratar de precisar hasta qué punto es cierto que esta vez el país va por el camino que reclaman los inversores internacionales. EconoJournal le preguntó si las reformas que hasta ahora impulsó el gobierno de Javier Milei han sido suficientes para que los grandes jugadores apuesten por la Argentina. “Hay voluntad de invertir en Argentina, pero las empresas están esperando. La experiencia de muchas de esas empresas, que perdieron mucho dinero en el pasado, las lleva a insistir con que necesitan ver los cambios, los cuales tienen que ser concretos. Por eso no se han visto grandes inversiones nuevas, sobre todo en oil & gas”, respondió. Luego aseguró que la eliminación de las restricciones cambiarias debe ser una prioridad: «La primera pregunta que nos hacen nuestros clientes es si van a poder sacar la plata de Argentina».
«La primera pregunta que nos hacen nuestros clientes es si van a poder sacar la plata de Argentina», aseguró Goldberg.
–Cuándo una compañía energética quiere invertir en Argentina y recurre a ustedes para evaluar los riesgos, ¿qué le responden?
–Lo que te diría es que los clientes con los que trabajamos nosotros durante los últimos 25 años están teniendo por primera vez una visión diferente sobre Argentina. Escuchan mensajes del gobierno, de funcionarios como (Pablo) Quirno y (Luis) Lucero, quienes expusieron hoy (martes), y ven que ellos están muy compenetrados en cambiar el sistema. Quieren que el sector privado invierta, creen en las capacidades y eficiencia del sector privado, de una manera en la que el gobierno anterior no podía hacerlo.
–Si se toma en cuenta las dificultades que enfrentó Argentina en las décadas anteriores, ¿qué tiene que pasar para qué los empresarios den ese salto?, ¿alcanza con las reformas que está llevando adelante el gobierno o también hace falta tiempo para que vean cómo evolucionan los cambios?
–Creo que es una cuestión de tiempo. Hay voluntad de invertir en Argentina, pero las empresas están esperando. La experiencia de muchas de esas empresas, que perdieron mucho dinero en el pasado, las lleva a insistir con que necesitan ver los cambios, los cuales tienen que ser concretos. Por eso no se han visto grandes inversiones nuevas, sobre todo en oil & gas. Los funcionarios expusieron aquí en Toronto sobre los cambios que están implementando, pero admitieron que lleva tiempo. Lo que nosotros vamos a mirar son las elecciones de medio término para ver si el gobierno logra más apoyo ya que eso le va a permitir implementar los cambios más rápido y de una manera que va a ayudar mucho a los inversores. Si nuestros clientes ven ese tipo de señales van a empezar a acercarse de un modo mucho más serio hacia una inversión significativa en el país.
–La eliminación de las restricciones cambiarias es una de las asignaturas pendientes que identifican los inversores.
–Por supuesto, es la principal. La primera pregunta que nos hacen nuestros clientes de Estados Unidos, Europa, Asia y Medio Oriente no es si hay hidrocarburos o depósitos de minerales en el suelo de Argentina. Todo el mundo sabe que Argentina está bendecida por esos recursos. La primera pregunta que nos hacen es si van a poder sacar la plata de Argentina. El proyecto se puede ver bien en los papeles, puede ser muy rentable, pero si la compañía no puede sacar el dinero, entonces sus inversiones van a estar frenadas.
–A partir de sus palabras interpreto que Argentina no va a recibir grandes inversiones hasta que no se levanten las restricciones cambiarias.
–Estoy de acuerdo con eso, absolutamente.
–Si el gobierno levanta las restricciones cambiarias y gana las elecciones este año, ¿entonces sí podría verse un cambio significativo en la actitud de los inversores.
–Le diría que sí, sería un punto de inflexión, pero es importante que tengan claro que las compañías que invierten necesitan muchos reaseguros. Necesitan saber que los cambios que se están implementando van a ser duraderos en el tiempo. No un año, tres o cinco años sino 10, 20, 30 o, en el sector minero, 100 años.
–En la actualidad nadie puede asegurarle al inversor que es lo que va a pasar en 3 o 5 años, pero lo que se le puede decir es que si invierte ahora el precio de los activos va a ser mucho más barato con respecto a lo que tendrían que pagar si el gobierno logra consolidar el cambio y ofrecer los reaseguros que le piden.
–No escucho a mucha gente diciendo que haya que ir ahora. Lo que dicen es que hay que mirar con detalle, con más atención que en el pasado. Necesitan ver esos reaseguros y los cambios que ya venimos discutiendo. Igual está claro que siempre hay un equilibrio entre riesgo y ganancia. No hace falta que lo diga en este ambiente. Hay riesgos en todos lados. Hay riesgo acá en Canadá, Estados Unidos, Gran Bretaña, en todos lados. El punto es que tipo de color le querés dar a tu riesgo, hasta donde estás dispuesto a arriesgar.
–Usted mencionó la necesidad de ofrecer reaseguros. Argentina ofrece la Ley de Bases, que podría ser considerada un reaseguro, pero a lo largo de las últimas décadas del país ha habido otras leyes que también fueron consideradas como un reaseguro y sin embargo no se cumplieron. ¿Cuál es para usted ese reaseguro que hace falta?
–Karina Milei dijo ayer (lunes) que la Ley de Bases es importante, pero que lo más importante es que hay un cambio en el sentimiento de la gente, no solamente en el gobierno. Es decir, que hay un deseo genuino de cambiar el sistema para siempre. Si los inversores ven que la gente de Argentina quiere seguir el camino que el gobierno de Milei está proponiendo, ese sin duda sería un reaseguro.
–Si Argentina consolida las reformas que los inversores esperan, ¿podría ser una plaza significativa en el mapa global de inversiones o los argentinos creemos que puede ser una plaza importante solo porque vivimos ahí?
–Esa centralidad es clara en el sector minero. Es uno de los destinos más importantes para la inversión extranjera. También en el sector hidrocarburífero tiene una de las reservas más robustas a nivel global. Y muchos inversores además están interesados en la explotación offshore de petróleo y gas. Si hubiese incentivos del gobierno, el país podría atraer mucha nueva inversión, pero si las transformacionesde las que venimos hablando se concretan.
–¿Esos inversores son estadounidenses y europeos o también hay de otros lugares?
–Son estadounidenses, europeos, de Medio Oriente y de Asia. La lista incluye empresas nacionales de petróleo de Malasia, Abu Dhabi y Qatar. También hay compañías de la India que podrían estar interesadas en invertir. Creo que es algo global.
Tres hechos políticos recientes podrían determinar nuevos precios de la energía en el mediano plazo y el escenario energético global: el bochornoso encuentro entre Vladimir Zelensky y Donald Trump en la Casa Blanca, la negativa de la Unión Europea en sostener el conflicto en Ucrania y el reposicionamiento de la Rada ucraniana. A esto deben sumarse los trascendidos de las conversaciones de bajo perfil entre EE.UU. y Rusia sobre el gasoducto Nord Stream II, un cóctel que podrían cambiar definitivamente el equilibrio geopolítico y afectar los precios del petróleo y el gas a mediano plazo. Argentina observa con atención el impacto de estos movimientos en su producción de crudo y gas, con especial énfasis en la competitividad de Vaca Muerta y el futuro de sus exportaciones.
Tras la bofetada diplomática suministrada por el presidente norteamericano a su homólogo ucraniano Vladimir Zelensky, la Unión Europea asestó otra al ucraniano al suspender un nuevo paquete de ayuda militar de € 20.000 millones para Ucrania que había sido propuesto por la jefa de la diplomacia de la UE, Kaja Kallas.
Hungría y Eslovaquia vetaron la ayuda que fue eliminada del último borrador de las conclusiones del Consejo, por los embajadores de la UE. Ambos países emergieron como los principales opositores dentro de la Unión Europea en cuanto a la financiación y el apoyo militar a Ucrania, durante la reciente reunión de embajadores de la UE.
El primer ministro húngaro, Viktor Orbán, reafirmó esta postura en una carta enviada al presidente del Consejo Europeo, António Costa, donde enfatizó que las diferencias estratégicas sobre Ucrania “no se pueden superar”. Orbán también propuso seguir el modelo de Estados Unidos en la ONU, apoyando una resolución que, en su opinión, redefine el enfoque del conflicto y deja sin relevancia los acuerdos previos de la UE sobre el tema y sostuvo también que cualquier negociación debe incluir conversaciones directas con Rusia.
Por su parte, el primer ministro de Eslovaquia, Robert Fico, se opuso a la financiación del ejército ucraniano, afirmando que su país no proporcionará apoyo financiero ni militar a Kiev. Fico criticó la estrategia de “paz a través de la fuerza”, promovida por varias naciones europeas, considerándola una justificación para prolongar la guerra.
La postura de ambos países resultó un alivio para otros países europeos, que a regañadientes apoyaban la propuesta, incluida Francia, que vería con buenos ojos un retraso en la aprobación del paquete de financiación o incluso su cancelación.
No obstante, es probable que la presidenta de la comisión Europea, Ursula Von der Leyen, proponga formas más creativas de lograr que los países miembros reticentes apoyen a Ucrania, en lugar de brindarle ayuda directa. Una posibilidad, según un diplomático citado por el medio, sería exigir que el 20 % de los nuevos préstamos disponibles para gastos de defensa se destinen a ayudar a Kiev.
Zelensky sin apoyo interno
Tras el traspié de la Casa Blanca, La negativa de la UE a continuar sosteniendo la guerra, el parlamento ucraniano también dio la espalda a Zelensky. En una declaración que podría significar el comienzo del fin de Zelensky como presidente de Ucrania, la Verkhovna Rada, (Asamblea Suprema) emitió un comunicado en el que respalda los esfuerzos de paz del presidente de EE.UU., Donald Trump, reconociendo su papel “decisivo” en la negociación de un alto el fuego con Rusia. En la declaración publicada en su sitio web, los legisladores expresaron su “profunda gratitud” hacia Trump, el Congreso estadounidense y el pueblo de EE.UU. por su continuo apoyo a la independencia y soberanía de Ucrania.
El Parlamento ucraniano comienza a girar su postura
La Rada también destacó la necesidad de seguir desarrollando la alianza estratégica con EE.UU., particularmente en el sector de minerales críticos, un tema que ha generado tensiones entre Washington y Kiev en las últimas semanas. Este respaldo del parlamento ucraniano ocurre en un contexto de creciente disputa entre Trump y el presidente ucraniano, Vladímir Zelenski, quien recientemente se negó a disculparse tras un enfrentamiento verbal con el mandatario estadounidense y el vicepresidente J.D. Vance en la Casa Blanca.
El cono del silencio
Según the Moscow Times en coincidencia con el Huffington Post, en los últimos días, se produjeron conversaciones de bajo perfil entre representantes del presidente de presidente de los Estados Unidos, Donald Trump y el presidente ruso, Vladímir Putin, en torno al gasoducto Nord Stream 2. Los medios señalan que Matthias Warnig, un director gestor de Nord Stream AG y exoficial de la Stasi y cercano a Putin, mantiene conversaciones para reactivar el gasoducto Nord Stream 2 entre Rusia y Alemania, con el respaldo de inversores estadounidenses.
El Departamento del Tesoro había sancionado a la empresa Nord Stream 2 AG y al propio Matthias Warnig.
Estas negociaciones buscan fortalecer los lazos económicos entre Estados Unidos y Rusia y podrían influir en el proceso de paz en Ucrania. Sin embargo, la reactivación del gasoducto enfrenta obstáculos, como el levantamiento de sanciones y la aprobación de Alemania.
A pesar de las conversaciones mencionadas, el gobierno alemán ha declarado que no está participando en discusiones para reanudar el suministro de gas a través del Nord Stream 2. Públicamente, Alemania enfatiza su objetivo de lograr independencia energética de Rusia, considerando que el proyecto no está certificado aún y, por lo tanto, no puede utilizarse.
No obstante, tras las sanciones impuestas a Rusia, Europa ha experimentado un aumento significativo en el costo del gas natural licuado (GNL). Los precios actuales del gas en Europa registraron un aumento del 45% en relación al 2024 y alrededor de un 300% más que los registrados antes de la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022.
Impacto en los precios
Un acuerdo de paz entre Estados Unidos y Rusia sobre Ucrania traería consigo una transformación en la dinámica del mercado energético global. La reducción de la prima de riesgo geopolítico aliviaría la incertidumbre que ha pesado sobre los precios del petróleo, generando una tendencia a la baja en el corto plazo.
El temor a interrupciones en el suministro, especialmente en Europa, disminuiría, lo que contribuiría a una mayor estabilidad en los mercados. En este contexto, la confianza de los inversores podría reforzarse, favoreciendo un entorno menos volátil para las transacciones energéticas.
El impacto más inmediato se vería reflejado en el regreso de Rusia como un actor clave en el suministro de crudo a Europa. Bajo el peso de las sanciones, Moscú había desviado gran parte de su producción hacia China e India con importantes descuentos.
Sin embargo, el levantamiento de restricciones permitiría a Rusia recuperar parte de su cuota de mercado en Europa, aumentando la oferta y ejerciendo una presión bajista sobre los precios del Brent. La posibilidad de que empresas occidentales retomen inversiones en infraestructura energética rusa contribuiría a ampliar la capacidad de producción en el mediano plazo, reconfigurando la distribución de los flujos energéticos a nivel global.
La reactivación de las importaciones europeas de crudo ruso tendría, además, un efecto colateral sobre la estructura del mercado. La mayor competencia entre proveedores podría llevar los precios aún más abajo, una situación que difícilmente pasaría desapercibida para la OPEP+.
En respuesta, la organización liderada por Arabia Saudita podría optar por recortes de producción con el fin de estabilizar los precios y preservar su influencia en el mercado petrolero. Este delicado equilibrio entre oferta y demanda configuraría un escenario en el que cada actor buscaría proteger su cuota sin desatar una guerra de precios que perjudique sus intereses.
El impacto sobre el mercado de gas natural licuado (GNL) sería igualmente significativo. Europa, que ha dependido cada vez más del GNL estadounidense, catarí y noruego para compensar la ausencia del gas ruso, podría reducir su demanda si se restablecen los flujos a través de gasoductos como Nord Stream, Yamal y Druzhba.
Esta menor necesidad de importaciones de GNL presionaría los precios a la baja en el mercado europeo, afectando a los proveedores que habían apostado por una demanda sostenida. Con más volúmenes disponibles, países como Catar y EE.UU. tendrían que redirigir su producción hacia Asia, aumentando la competencia en la región y disminuyendo los precios en el mercado asiático. En este nuevo contexto, las empresas europeas podrían optar por reanudar contratos a largo plazo con Gazprom, lo que reduciría la volatilidad en el mercado spot y contribuiría a estabilizar los precios en niveles más bajos.
Precios
La firma de un acuerdo de paz entre EE.UU. y Rusia sobre Ucrania impactaría de manera inmediata en los mercados energéticos globales.
En el caso del petróleo, la reducción de la prima de riesgo geopolítico impulsaría una caída del 5-10% en los precios del Brent y el WTI en el corto plazo, ubicando al Brent en un rango de US$75-US$80/bbl y al WTI en US$70-US$75/bbl.
La expectativa de que Rusia vuelva a exportar su crudo a Europa sin restricciones aumentaría la oferta en el mercado, generando presión bajista sobre los precios. Sin embargo, en el mediano plazo, la OPEP+ podría intervenir reduciendo su producción para evitar una caída prolongada, estabilizando el Brent en torno a US$75-US$80/bbly el WTI en US$70-US$75/bbl. En el largo plazo, si la demanda global, especialmente en China e India, sigue en crecimiento, los precios podrían recuperarse hasta US$80-US$90/bbl,ajustándose a un nuevo equilibrio entre oferta y demanda.
En el mercado del GNL, Europa experimentaría una reducción en sus importaciones desde EE.UU. y Catar si Rusia reanuda el suministro de gas por gasoducto, provocando una fuerte caída de los precios en la región de US$12-USUS$15/MMBtu a US$8-US$10/MMBtu en el corto plazo. Este excedente de GNL presionaría los precios a la baja en Asia, aunque en menor medida, con una disminución de US$14-US$17/MMBtua US$11-US$14/MMBtu.
En el mediano plazo, la posible reanudación de contratos a largo plazo entre Europa y Gazprom consolidaría esta tendencia, mientras que en el mercado spot la volatilidad persistiría si Rusia decide manipular el flujo de gas.
A largo plazo, la evolución de los precios dependerá de la infraestructura de GNL que desarrolle Europa y del crecimiento sostenido de la demanda en Asia. En EE.UU., el mercado del shale oil y shale gas enfrentaría dificultades si los precios del WTI caen por debajo de US$70/bbl,lo que podría frenar perforaciones y nuevas inversiones, además de provocar consolidaciones y quiebras de empresas más pequeñas.
A largo plazo, la recuperación del shale dependería de la reacción de la OPEP+ y de la capacidad de EE.UU. para expandir sus exportaciones de GNL a Asia, donde la demanda podría sostener la viabilidad del sector.
Impacto en en Argentina
En el corto plazo, si el precio del Brent cae a un rango de US$75-US$80 por barril, el crudo Medanito, principal referencia en Argentina, se ajustaría en la misma dirección. Esto afectaría directamente la rentabilidad de Vaca Muerta, ya que sus costos de producción son más elevados en comparación con el crudo convencional. Como resultado, habría menos incentivos para la inversión y exploración, dado que los márgenes de rentabilidad se reducirían y las empresas adoptarían una postura más conservadora en sus proyectos de expansión.
En el mediano plazo, si la OPEP+ interviene para estabilizar el Brent en un nivel de US$75-US$80 por barril, la producción de crudo en Argentina se mantendría estable, aunque sin un crecimiento significativo. Un precio internacional más bajo también generaría incertidumbre en torno a los subsidios internos, ya que reduciría la necesidad de asistencia estatal para controlar los precios internos del combustible, pero al mismo tiempo afectaría la recaudación fiscal por retenciones a las exportaciones de petróleo.
A largo plazo, si la demanda global de crudo en China e India sigue en aumento y el Brent recupera un rango de US$80-US$90 por barril, Argentina podría retomar un plan de expansión en producción y exportaciones. En este escenario, empresas como YPF, Vista y Tecpetrol tendrían mayor incentivo para invertir en perforaciones y recuperación secundaria en Vaca Muerta, aprovechando un mercado más favorable y mejorando su competitividad a nivel internacional.
GNL y gas
En el corto plazo, si Europa reanuda la importación de gas ruso por gasoductos, la demanda de GNL proveniente de EE.UU. y Catar se reduciría significativamente, lo que provocaría una caída en los precios del GNL en Europa a un rango de US$8-US$10/MMBtu. Este descenso afectaría negativamente los planes de exportación de GNL de Argentina, ya que los precios más bajos harían menos rentable la inversión en una futura planta de licuefacción. No obstante, en el mercado interno, un GNL importado más barato podría reducir la necesidad de subsidios en la compra de gas para cubrir la demanda invernal.
A mediano plazo, si Argentina avanza en la construcción de infraestructura para la exportación de GNL, necesitará que los precios internacionales se mantengan en un rango de US$12-US$15/MMBtu para garantizar la viabilidad del proyecto. Un precio bajo del GNL a nivel global podría frenar inversiones en exportaciones y ralentizar el crecimiento de Vaca Muerta.Ante esta situación, el país podría priorizar el mercado interno y el ex Néstor Kirchner, postergando la construcción de infraestructura destinada a la exportación de GNL.
En el largo plazo, si Asia mantiene una demanda sostenida de GNL y los precios en la región se estabilizan entre US$11-$14/MMBtu, Argentina podría encontrar un mercado viable para exportaciones en el continente asiático. Sin embargo, si Europa firma contratos de largo plazo con Rusia, el gas argentino tendría que reorientarse hacia Asia y Brasil, buscando consolidar nuevos acuerdos comerciales que permitan sostener la producción nacional.
Subsidios y balanza energética
Una reducción en el precio del GNL importado disminuiría significativamente el costo de las importaciones invernales, lo que contribuiría a aliviar el déficit energético argentino. Sin embargo, esta misma caída en los precios internacionales del crudo y el gas afectaría la recaudación fiscal del sector petrolero, ya que se reducirían los ingresos por retenciones a las exportaciones, lo que podría generar un impacto negativo en las cuentas públicas.
Si los precios del petróleo y el gas disminuyen demasiado, el incentivo para desarrollar proyectos de exportación de GNL desde Argentina podría postergarse hasta que las condiciones del mercado sean más favorables. La estrategia del país dependería de la evolución del mercado energético global y de la capacidad de Argentina para adaptarse a los cambios en la demanda y los precios internacionales.
La OPEP+, conformada por 8 países liderados por Rusia y Arabia Saudí, comunicaron que aumentarán su producción de petróleo a partir de abril con una meta de sumar 2,2 millones de barriles diarios (mbd) en un plazo de 18 meses.
Arabia Saudí, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán irán devolviendo al mercado los 2,2 mbd que retiraron voluntariamente en 2023. Ese aumento del bombeo “gradual y flexible” podría detenerse o invertirse en función de las condiciones del mercado, se explica en un comunicado dela organización .
En abril, los ocho países podrían incorporar unos 138.000 barriles, apenas un 0,14% de la demanda mundial. Esta decisión de la OPEP+, formada por los países de Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) más otros diez grandes productores, entre ellos Rusia, llega después de que el presidente de EEUU, Donald Trump, pidiera a Arabia Saudí en febrero bajar los precios.
El aumento del bombeo llega en un momento en el que los mercados temen que las guerras comerciales anunciadas por Trump, con la subida de aranceles a la Unión Europea, Canadá y China, afecte negativamente a la economía y reduzca el consumo de crudo.
Esa situación podría acentuarse ante un eventual retorno del crudo ruso a los mercados si se le levantan las sanciones a Rusia dentro del ambiente de mejora de relaciones entre Washington y Moscú.
En el marco del Plan Andes, el Gobierno de Mendoza autorizó la prórroga por 10 años de las concesiones de explotación de hidrocarburos de la Cuenca Cuyana sobre las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán. Esta medida se produce luego de que el Ministerio de Energía y Ambiente autorizara la cesión de las 6 áreas que formaron el Cluster Norte de Plan Andes de YPF a Petróleos Sudamericanos SA. El Gobierno provincial prorroga por 10 años las concesiones de las cuatro áreas del Cluster Norte que estaban próximas a su vencimiento, asegurando una inversión de aproximadamente 600 millones […]
A diferencia de lo que venía haciendo YPF, la UT Quintana-TBS comprometió parte de su inversión en el desarrollo del petróleo no convencional de Vaca Muerta. El grupo de inversores que se quedó con el clúster Mendoza Sur de YPF se comprometió a invertir en el desarrollo del petróleo no convencional de la lengua mendocina de Vaca Muerta. La propuesta de la UT conformada por Quintana Energy y TBS, la última aprobada por el Gobierno de Mendoza, convenció a las autoridades especialmente por esta particularidad: además de explotar las áreas petroleras maduras como lo venía haciendo YPF, invertirá en el […]
La delegación argentina, encabezada por Karina Milei y el secretario de Minería, Luis Lucero, buscará seducir a las empresas de prospección y -en especial- de desarrollo minero que asisten al PDAC en Toronto, Canadá. Destacarán el potencial en litio, cobre y oro. El gobierno argentino apuesta fuerte por la minería como uno de los motores clave para la llegada de inversiones extranjeras. En este marco, la administración de Javier Milei buscará captar el interés de grandes jugadores del sector en la próxima edición de la feria PDAC (Prospectors & Developers Association of Canada), el evento minero más importante del mundo, […]
El anuncio de un acuerdo técnico con el Fondo Monetario provocó generó una jornada que empezó muy positiva para las acciones argentinas en Wall Street, aunque una baja posterior global redujo esas subas. Trump confirmó aranceles para México y Canadá y el Dow Jones cayó 1,47%; el S&P 500 perdió un 1,75%; y el Nasdaq cedió un 2,64 por ciento. La apertura de marzo trajo consigo un repunte en el mercado de valores de Nueva York para las empresas argentinas, que se vieron impulsadas por el anuncio del presidente Javier Milei, quien anticipó que en los próximos días enviará al […]
El Ministerio de Economía anunció que la minera Río Tinto oficializó su adhesión al régimen de beneficios impositivos, cambiarios y aduaneros por USD 2.700 millones. Cuál es la expectativa oficial para este año. En un año que estuvo marcado por una caída en la inversión a lo largo de 2024, los proyectos de inversión que ingresen en el RIGI, el régimen para los proyectos de grandes montos que tienen beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, asoman como uno de los potenciales motores de recuperación de la economía para este año. Existe una decena de proyectos adheridos, por un monto superior a […]
El mineral es clave en la producción de baterías para computadoras, celulares, autos eléctricos, aerogeneradores y paneles solares. A pesar de las recurrentes crisis económicas, la Argentina siempre encuentra un recurso que renueva las expectativas. Ocurrió con la soja, el petróleo y el gas. Ahora, la atención de los inversores internacionales está puesta en el litio. El país posee la segunda reserva más grande del mundo, solo detrás de Bolivia, que aún no desarrolló el recurso ni generó las condiciones para hacerlo. Junto con Chile, los tres países conforman el “triángulo del litio”, al concentrar más del 50% de las […]
Ambos organismos firmaron un acuerdo para promover la colaboración, en materia de desarrollo e integración energética, con énfasis en la industria de los hidrocarburos. El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un convenio marco de cooperación técnica para promover el desarrollo y la integración energética en la región, con un enfoque especial en la industria de los hidrocarburos. Este acuerdo busca fomentar la colaboración entre ambos organismos en diversas áreas, incluyendo la investigación, la capacitación, la formulación de políticas energéticas y la promoción de proyectos conjuntos que contribuyan al crecimiento […]
El gobernador Rolando Figueroa abrió este sábado el 54º período de sesiones ordinarias de la Legislatura de Neuquén, donde abordó los desafíos económicos que enfrenta la provincia y presentó un análisis detallado de la situación de Vaca Muerta, la cuenca petrolera más grande del país. En un contexto de atraso cambiario y una creciente brecha entre los ingresos y gastos provinciales, Figueroa destacó la necesidad de aumentar la producción de hidrocarburos para compensar la caída de recursos. El impacto del dólar atrasado El gobernador expresó que, tras la devaluación de diciembre de 2023, los ingresos provinciales no aumentaron al mismo […]
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, realizó una improvisada rueda de prensa, luego de dejar inaugurado el Quincuagésimo Segundo Período de Sesiones Ordinarias de la Honorable Cámara de Diputados, durante una ceremonia que tuvo lugar esta mañana en el cine-teatro “Lázaro Urdín”, en la localidad de Pico Truncado. En diálogo con los medios de comunicación, el Mandatario provincial fue consultado sobre diferentes aspectos de su gestión, en tanto, analizó temas que son ejes esenciales de su administración. En relación al panorama económico internacional que se presenta para lo que resta del 2025 y las inversiones extranjeras interesadas en desarrollarse […]
El estricto control de costos abarca a petroleras y empresas de consumo. Multinacionales siguen saliendo del país y le abren la puerta a firmas argentinas. Febrero cerró con una semana más política que económica. Sin embargo, en empresas siguen moviendo sus fichas, desde las más grandes como YPF o PeCom, hasta las más chicas. Una reestructuración millonaria en PeCom Energía Pecom Servicios Energía, la empresa de los hermanos Pilar, Rosario y Luis Perez Companc, encara un Plan de Transformación que implica la «redefinición del portafolio de negocios y un seguimiento renovado en la gestión de costos y la disciplina operativa» […]
DNV, la multinacional especializada en aseguramiento y gestión de riesgos, continúa consolidando su presencia en Sudamérica con una estrategia enfocada en el almacenamiento de energía, la expansión de la eólica y la integración de soluciones solares.
Días atrás, la empresa reveló que proyecta un crecimiento del 35% en su número de contratos en Chile, pero también prevé una mayor presencia en otros países de Latinoamérica, respondiendo a la demanda creciente por tecnologías de transición energética.
“En 2024 nos enfocamos en Chile como nuestro año de consolidación en baterías, pero no dejamos de mirar a Perú, Argentina y Uruguay”, sostuvo Mario Acevedo, Market Manager para el Cono Sur de DNV, en diálogo con Energía Estratégica.
Chile ha sido un punto neurálgico para la compañía, donde ha sido requerida para realizar previsiones de precios y simulaciones de contratos con distribuidoras, con el objetivo de evaluar la viabilidad de los financiamientos y proyectos. A la par que destaca su Battery Scorecard, un reporte exclusivo para desarrolladores que permite evaluar el comportamiento técnico de las baterías y optimizar su implementación.
“Desde DNV buscamos traspasar nuestro conocimiento para acompañar al sector en proyección de precios, procurement y asesoría de riesgo”, subrayó Acevedo.
En Argentina, la flexibilización impositiva abre nuevas oportunidades de negocio para DNV, que pone su foco en la tecnología eólica y en la recuperación de clientes estratégicos.
“En dicho país actualmente nos enfocamos más en tecnología eólica. Estamos trabajando con los mayores players de Argentina en análisis de imprevistos; o mismo un estudio público con el gobierno de Buenos Aires sobre vehículos eléctricos”, explicó el Market Manager para el Cono Sur de la compañía.
Perú, en cambio, representa un desafío particular, ya que su fuerte dependencia del gas natural complica al rápido avance de las energías renovables y sistemas BESS, aunque desde DNV han mantenido su apuesta en el país.
“¿Cómo? Centrados netamente en estudios de recursos eólicos y solares, y también un poco de almacenamiento en temas de riesgo de instalación”, indicó el especialista.
Brasil y Uruguay también forman parte del mapa de expansión de DNV. En el caso de Brasil, se observa una diferenciación por regiones: el norte del país está orientado a la energía solar, mientras que el sur apuesta por la eólica.
“Estamos muy activos en energía en Brasil con nuestras oficinas de Río de Janeiro, Porto Alegre y Fortaleza abarcando los mercados de oil & gas y renovables, con quienes trabajamos de la mano en distintos proyectos. Chile y Brasil van siempre de la mano”, expresó Acevedo.
En tanto que en Uruguay, la compañía sigue de cerca las oportunidades de crecimiento, alineándose con los planes de descarbonización y transición energética del país, considerando los recientes llamados licitatorios públicos y que aún resta definirse los detalles de la política energética del gobierno entrante.
2025: el año del almacenamiento energético
El almacenamiento energético se perfila como el gran protagonista del próximo año, posicionándose como una solución clave para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar el curtailment en diferentes mercados de la región.
“El 2024 fue el comienzo del storage y el 2025 será el año de su posicionamiento clave en toda Sudamérica. Por ejemplo, empresas que ya poseen parques solares, empezarán a instalar sus proyectos de storage a un lado o mismo stand alone; y desde DNV estamos preparados para poder acompañar esos segmentos y asumir los desafíos y oportunidades de mercado”, afirmó Acevedo.
Desde DNV destacan que el almacenamiento no solo será esencial para la estabilidad de las redes eléctricas, sino que también permitirá ofrecer servicios complementarios como el grid-forming, una tecnología que actualmente depende de centrales más contaminantes.
Hecho que “debiera mirarse con atención por parte de los gobiernos” y preparar políticas que incentiven el desarrollo de estas tecnologías.
Con una estrategia definida y un enfoque claro en almacenamiento, energía eólica y solar, DNV se consolida como un actor clave en la transformación energética de Sudamérica. Con Chile y Brasil como pilares estratégicos, Argentina impulsado por su flexibilización impositiva, y desafíos en Perú y Uruguay, la compañía se prepara para capitalizar las oportunidades del mercado.
El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043, el cual analiza escenarios de demanda y generación y remarca la necesidad de incorporar más renovables y almacenamiento de energía.
El estudio tiene un horizonte de 20 años y, entre los principales hitos se prevé que la demanda llegará a 14000 GWh / año a partir del 2035, por lo que sostiene la importancia de se construyan nuevos proyectos solares y eólicos, a la par que se espera que la hidroeléctrica mantenga su participación, aunque con una progresiva disminución dentro de la matriz energética al igual que la biomasa.
De acuerdo al plan, se requerirá la instalación de 2100 MW a 2420 MW de nueva capacidad eólica y de 1130 MW a 1375 MW de fotovoltaica hasta el año 2043 (dependiendo de la simulación y modelo de expansión aplicado) para mantener un adecuado suministro de la demanda del sistema.
Para el caso A, de menor demanda respecto de los restantes, se observa una expansión más moderada respecto de los demás casos,. Los casos B, C y D que incorporan una demanda plana adicional de 50 MW a partir del año 2027, incrementan la expansión SFV (la duplican en casi todos los casos en dicho año).
Para el caso C, para el que se supuso una SFV de mayor factor de planta, incorpora en mayor cantidad, en detrimento de la incorporación eólica; sumado a que se prevé una menor generación térmica, teniéndose más excedentes y algo más de falla.
Mientras que para el caso D, donde se supuso un reducido comercio internacional habilitado, se observa mayor incorporación de ERNC, viéndose reducida la necesidad de incorporar generación térmica de respaldo.
A pesar del impulso a las renovables, el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043 señala la importancia de contar con respaldo térmico para cubrir picos de demanda desde 2032 en adelante y para los escenarios con mayor consumo.
Asimismo, se analizó la posibilidad de integrar baterías al sistema, lo que permitiría retrasar en cuatro años la necesidad de incorporar generación térmica y reducir costos.
“Se simuló caso base B, considerando una posible incorporación de módulos de baterías de 120 MW, con 10 horas de almacenamiento y rendimiento 89%. A medida que se fueron agregando los bancos de baterías, se observó una notoria disminución en los valores de “LOLE2” (criterio que busca a limitar las fallas de potencia)”, indica el documento.
“Se observa que la energía demandada y generada por las baterías es notoriamente mayor en un régimen de hidraulicidad seco, acorde al mayor uso que se les dará a las mismas, siendo más frecuente en dicho escenario que la ganancia resultante sea mayor o igual a 30 USD/MWh (diferencia mínima supuesta entre el precio de compra y de venta de la energía almacenada)”, agrega.
Al analizar el CAD se infiere que la incorporación de baterías, al precio asumido, resultaría en un ahorro en todos los escenarios de hidraulicidad, resultando más cuantioso para el escenario más seco, como cabría esperar.
Sin embargo, todavía no resultaría viable obtener bancos de baterías en Uruguay a precios competitivos en las hipótesis del estudio (el costo variable de compra en 10 USD / MWh y el costo variable de venta a 40 USD/MWh).
El 2024 cerró con un balance positivo para Bioeléctrica, consolidando su presencia en el sector del biogás y reafirmando su liderazgo en la capacidad instalada en dicha tecnología, con una participación en poco más de un tercio del total instalado y con el objetivo de desarrollar 15 MW de potencia este año.
Por lo que, de cara a 2025, su principal desafío será la transformación de anteproyectos en obras concretas y el aprovechamiento de mayores oportunidades que impulsen así el crecimiento del sector.
«Nuestro objetivo es que, al menos, nueve contratos que acompañamos en la licitación RenMDI inicien sus obras durante 2025», destacó Javier Schifani, gerente general de Bioeléctrica, en conversación con Energía Estratégica.
Además, la empresa trabaja en una redefinición del modelo de negocio del biogás, teniendo en cuenta un nuevo contexto con mayor demanda de potencia, sinceramiento de tarifas y un enfoque más fuerte en la sustentabilidad.
Uno de los grandes desafíos para el sector es la reducción de costos y el aumento de la eficiencia operativa, dado que el contexto de los últimos años erosionó algunos proyectos y acotó los márgenes.
Para lograrlo, Bioeléctrica está enfocada en la innovación y desarrollo de nuevas tecnologías, permitiendo reducir costos en plantas de biogás y aumentar la rentabilidad de sus coproductos, como la energía térmica y los biofertilizantes.
En esa línea, la empresa está impulsando proyectos de cogeneración, explorando nuevas oportunidades para monetizar la energía térmica residual, a tal punto que acompaña una de sus plantas a través de la generación de frío a partir de los gases de escape. Hecho que representa una oportunidad para optimizar los recursos energéticos de las centrales existentes y diversificar ingresos. Un ese sentido, una planta de 1MW de generación electrica de potencia, puede cogenerar frío para mantener una camara de de -25ºC con 4000 posiciones.
«Para consolidar el biogás como una alternativa competitiva, es clave sumar ingresos no solo por la venta de energía, sino también a través de la valorización de la energía térmica y los biofertilizantes. Asimismo, el biogás tiene un gran potencial para la síntesis de nuevas moléculas verdes, como metanol y amoníaco verde, lo que abre oportunidades en sectores industriales y de fertilización sustentable.», sostuvo el especialista.
Asimismo, el sector comienza a ver nuevas oportunidades de mercado con la participación de distribuidoras y transportistas en la adquisición de bioenergías de forma local. «Incluso sabemos que provincias como Córdoba, Santa Fe y San Luis, están trabajando en la posibilidad de desarrollar programas provinciales de abastecimiento», adelanta Schifani.
Por otro lado, Bioeléctrica avanza en la inyección de biometano en las redes de gas natural, una iniciativa que avanza con fuerza en Córdoba como solución para la descarbonización de la matriz energética y abrir un abanico de posibilidades para diversificar su uso y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
«Ya tenemos la prefactibilidad para la inyección y estamos lanzando las primeras ofertas a los interesados, con el objetivo de lograr preacuerdos en el primer trimestre del año. Es un gran desafío y esperamos que movilice la inversión y la ampliación de nuestra capacidad instalada en Río Cuarto», afirmó Schifani.
“Es importante consolidar la industria del biogás y el biometano dentro de un esquema de corte del gas natural, en el marco de la transición energética y, por qué no, dentro de proyectos vinculados a la temática que hoy tienen estado parlamentario”, concluyó.
La seremi de Energía de la región de Atacama, Yenny Valenzuela Araya, anunció que el Ministerio de Energía junto a la Agencia de Sostenibilidad Energética, abrieron la convocatoria “Parque Solar Comunitario”, iniciativa orientada a municipios de todo el país. El programa apunta a que los municipios puedan aprovechar terrenos públicos municipales para instalar plantas solares y así bajar las cuentas de luz a sus comunidades.
El programa busca agilizar el diseño de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta o generación comunitaria a través de las municipalidades, promoviendo la mejora de los municipios en sus capacidades de gestión energética.
“Invitamos a los municipios de Atacama a postular a esta gran oportunidad que les permitirá instalar plantas solares en terrenos municipales, reduciendo las cuentas de luz de sus comunidades y avanzando en la transición energética. Además, recibirán asistencia técnica especializada para el desarrollo y gestión de estos proyectos, fortaleciendo así sus capacidades en energías renovables”, destacó la seremi Yenny Valenzuela Araya.
El programa entrega asistencia técnica focalizada en energías renovables, aborda las brechas de los equipos municipales para el diseño y formulación de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta y, además, busca complementar y potenciar sus capacidades en el desarrollo de este tipo de proyectos, focalizando esfuerzos en la asesoría técnica para obtener la prefactibilidad y diseño básico de plantas fotovoltaicas y el trabajo coordinado con los equipos municipales para propiciar la gobernanza del futuro contrato de propiedad conjunta, determinante para la sostenibilidad de estos proyectos en el tiempo.
Central Puerto desembarcó en abril del año pasado en la industria minera con la compra del 4% de las acciones de la canadiense AbraSilver. En diciembre sumó el control del proyecto de litio Tres Cruces y en febrero de este año se convirtió en el mayor accionista de AbraSilver con el 9,9%. “Seguimos buscando proyectos. Nuestro objetivo es convertirnos en la mayor empresa minera argentina”, aseguró a EconoJournalAdrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de la empresa, quien se encuentra en Toronto participando de la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC).
“Es la cuarta PDAC a la que venimos. Aquí está reunido todo el mundo minero y aprovechamos para hacer networking. Conversamos con funcionarios de las provincias y con representantes de otras empresas y a partir de esas charlas van surgiendo oportunidades”, revela el ejecutivo.
Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y con una capacidad instalada de 6.703 MW que cubre el 20% del mercado. Sus principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.
–¿Por qué decidieron invertir en minería? –le preguntó EconoJournal.
–Nuestro core business sigue siendo el tema de la generación de energía eléctrica, pero hace unos dos años en el board de la compañía se analizó la posibilidad de diversificarnos invirtiendo en nuevos negocios donde Argentina tuviera ventajas comparativas y que pudieran aportar ingresos en moneda dura. A partir de ese momento identificamos dos áreas de interés: la industria forestal y la minería. En el sector forestal por la alta tasa de crecimiento que tiene la forestación y en minería porque hay muchísimos recursos no explotados. En la industria forestal compramos Masisa y Forestal Argentina. De ese modo, nos convertimos en la mayor empresa forestal argentina. La industria minera requiere un análisis mucho más profundo, pero el año pasado ya hicimos dos inversiones.
–¿Tienen en carpeta otros proyectos?
–Sí, algunos los estamos mirando desde hace tiempo. Seguimos buscando proyectos. Nuestro objetivo es convertirnos en la mayor empresa minera argentina.
–¿Están explorando posibles alianzas?
–En minería no vemos mal hacer joint-ventures o acuerdos de colaboración con alguna otra empresa. En el caso de AbraSilver participamos de modo conjunto con Kinross Gold, una minera canadiense grande.
Los activos mineros
A través de AbraSilver, Central Puerto posee los proyectos Diablillos y La Coipita. Diablillos es un yacimiento de oro y plata ubicado en la región de la Puna salteña, unos 150 km al suroeste de la capital provincial y cerca del límite con Catamarca. Los recursos estimados suman 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro. El proyecto se encuentra en etapa de exploración avanzada, con estudios de prefactibilidad en marcha. Por su parte, La Coipita es un yacimiento de cobre, oro y molibdeno ubicado en el departamento de Calingasta, en el suroeste de la provincia de San Juan, cerca del límite con Chile. Actualmente, se encuentra en fase de exploración.
El otro proyecto donde invirtió la empresa, a través de 3C Lithium, es Tres Cruces, un emprendimiento de litio ubicado en Catamarca, a 30 kilómetros de la frontera chilena y 154km de Fiambala. Los trabajos iniciales comenzaron en diciembre de 2023, con la consolidación de los derechos mineros con su epicentro en el Volcán Tres Cruces y el cono aluvial justo al lado del salar de Tres Quebradas. Los resultados preliminares de geofísica confirmaron una geología compartida con Tres Quebradas por lo que se esperan altas concentraciones de minerales.
Línea de alta tensión
Central Puerto también tiene un proyecto con YPF Luz para abastecer de electricidad a la producción de litio en el Noroeste Argentino. La iniciativa contempla la construcción de una línea de alta tensión (LAT) de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos Grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca.
El CEO de la minera canadiense Barrick Gold, Mark Bristow, expuso este lunes en el Argentina Day que se organizó en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). El motivo fueron los 20 años que se cumplen desde que la mina Veladero entró en operaciones en San Juan, pero el ejecutivo fue más allá y aprovechó la ocasión para expresar su confianza en el país. “Barrick está dispuesta y preparada para seguir invirtiendo en la economía argentina”, aseguró.
“Nos comprometemos con nuestros socios y con el gobernador de San Juan. En Barrick creemos en el potencial de la Argentina y estamos listos para seguir invirtiendo”, insistió. Además, celebró la inversión reciente de la firma australiana BHP en el país: “Nos alegra mucho ver a BHP en el país. Únanse a nosotros en la Argentina”.
“Veladero lleva 20 años y aún nos quedan otros 10 años por delante. Esto refuerza nuestra posición”, agregó. El ejecutivo sostuvo que la empresa es una de los mayores contribuyentes fiscales y la mayor exportadora minera del país. Recordó que el año pasado exportaron oro por US$1300 millones y desde que Veladero entró en operaciones esa cifra llega a US$ 16.000 millones. También aprovechó para destacar que les dan empleo a 3200 personas y que el 90% viven en San Juan.
«Veladero lleva 20 años y aún nos quedan otros 10 años por delante. Esto refuerza nuestra posición», sostuvo Bristow.
Las palabras de Bristow fueron música para los oídos del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el secretario de Minería, Luis Lucero, que siguieron su exposición desde la primera fila. También estaban los gobernadores Marcelo Orrego (San Juan), Alfredo Cornejo (Mendoza), Carlos Sadir (Jujuy) y Ricardo Quintela (La Rioja).
Desde arriba del escenario lo escucharon Eduardo Elzstain, chairman de Austral Gold; Paula Uribe, directora de Asuntos Externos para América Latina de Rio Tinto; y Dave Dicaire, gerente general de Vicuña Corporation. Estos tres empresarios compartieron un panel una vez que Bristow concluyó su exposición y también elogiaron al país. “Nos enamoramos de Argentina. Estamos muy felices. La provincia de Salta ha sido un socio fantástico”, sostuvo Uribe. La firma anglo-australiana anunció en diciembre que invertirá US$ 2700 millones para construir una nueva planta en el Salar del Rincón, en la puna de Salta, con capacidad para producir 53.000 toneledas de carbonato de litio grado batería con tecnología de extracción directa (DLE). De hecho, la semana pasada formalizó su pedido de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.
Dave Dicaire, ejecutivo de Lundin que ahora asumió como gerente general de Vicuña, laempresa formada con BHP para desarrollar los proyectos mineros Filo del Sol y Josemaría, también mostró su compromiso con la Argentina. “La demanda mundial de cobre aumenta cada día y el momento es ahora. Ahora es cuando tenemos que juntarnos para realizar el desarrollo”, aseguró. El domingo había sido el CEO de BHP, Mike Henry, quien respaldó abiertamente las reformas económicas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei: “En Argentina se están tomando en serio la competencia a nivel global. Saben que necesitan atraer capital para hacerlo posible y están enfocados en desbloquear la oportunidad para la nación y para el pueblo argentino”.
Eduardo Elzstain, chairman de Austral Gold, no desentonó y destacó la coordinación entre el gobierno nacional y las provincias para incentivar las inversiones en el sector minero.
“En la Argentina hay una nueva época, hay un antes y un después, con una economía acomodada, estable y creciendo”, aseguró este lunes la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, en el panel principal del Argentina Day que se desarrolló en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Lo suyo fueron solo unas breves palabras que sirvieron de introducción para las presentaciones del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y del secretario de Minería, Luis Lucero. Sin embargo, la presencia en el evento de la persona de mayor confianza que tiene el presidente Javier Milei sirvió para dejar en claro la relevancia que el gobierno la asigna a la búsqueda de inversiones.
En una intervención de apenas dos minutos, Karina Milei se refirió también al Régimen de Incentivo de las Grandes Inversiones. “La ley RIGI, que es lo que nos trae hoy acá, permite darles seguridad jurídica y reglas claras a los inversores, algo que hace muchos años no ocurría en el país”, concluyó ante las 500 personas que llenaron la sala 206 en el Metro Toronto Convention Centre.
Karina Milei brindó un breve discurso de apenas dos minutos.
Luego fue el turno de Pablo Quirno, quien comenzó detallando la crisis que tuvieron que enfrentar cuando se hicieron cargo del gobierno en diciembre de 2023. «Teníamos una población desahuciada que había perdido las esperanzas», sostuvo. Al momento de identificar los problemas, remarcó que «durante muchos años el país estuvo enfrentando las consecuencias del déficit y el único recurso era imprimir dinero». El funcionario detalló luego los principales cambios que han ido impulsando, poniendo el foco en el ajuste fiscal que permitió estabilizar la economía. «Se ha hecho una transformación significativa en este primer año. Cuando arrancamos teníamos una inflación del 25% mensual y ahora estamos en el 2% mensual», subrayó.
“El Presidente Milei dijo exactamente lo que íbamos a hacer desde el primer día y eso fue lo que sucedió. Esa es una manera de ganar credibilidad para el futuro. Es muy importante para nosotros estar aquí en el PDAC también este año porque hay muchas expectativas sobre la posibilidad de que finalmente podamos materializar los enormes recursos naturales que tenemos. Para ese propósito, la ley RIGI es muy importante en diferentes niveles. Obviamente, es un esquema de incentivos a la inversión, pero para nosotros también es un norte porque las condiciones que podemos proporcionar en el RIGI, que hoy son para ciertos sectores y cierto nivel de inversiones, son las condiciones que queremos darle a toda la economía en el futuro”, remarcó Quirno.
Cómo forma de destacar el éxito del RIGI sostuvo que hay varias actividades que no fueron contempladas dentro del régimen de incentivos y ahora piden que se las incorpore. «Es gracioso porque ahora muchos nos piden el RIGI, pero nosotros tenemos que sostener la estabilidad y no afectar el equilibrio fiscal», declaró. A continuación, buscó dejar en claro que hay un plan más allá del ajuste fiscal. «No solo buscamos recortar gastos a diestra y siniestra sino recortar gastos para garantizar el crecimiento», agregó.
Karina Milei expuso en el Argentina Day.
Igual dejó en claro que la intención es seguir bajando impuestos de modo gradual. «Fue muy importante reducir los impuestos luego de aprobar la Ley Bases. En septiembre bajamos el Impuesto PAÍS que habíamos tenido que subir y pudimos tener superávit en septiembre. Luego pudimos directamente eliminar el impuesto», dijo.
También se mostró confiando en la recuperación de la economía: «Debido al ajuste en las finanzas públicas pudimos superar una gran recesión. La economía subió 5,5% interanual en diciembre. Decían que íbamos a caer 4% el año pasado y eso no fue así (la economía retrocedió 1,8%). La economía va a crecer 5% en 2025«.
Luego de caracterizar los principales lineamientos macroeconómicos, Quirno puso el foco en la minería: «Vamos a ser un actor importante en minería porque tenemos muchos recursos sin explotar».
Para llevarle tranquilidad a los principales inversores aseguró que la actividad es una política de Estado. «La administración federal no tiene gobernadores del mismo signo político, pero podemos trabajar en conjunto en beneficio del país. Estamos dispuestos a colaborar con el Congreso y el éxito del programa nos va a permitir tener más apoyo del Congreso», precisó.
Por último, insistió en el superávit fiscal como el pilar central del nuevo modelo económico. «La disciplina fiscal va a seguir. Necesitamos que se sientan confiados de invertir en Argentina. Vamos a preparar la cancha, pero los jugadores son ustedes«, concluyó.
Por último, expuso el secretario de Minería, Luis Lucero, quien aseguró que “estamos recuperando la confianza de las empresas del sector”. En línea con Quirno, también destacó las ventajas del RIGI, la coordinación con las provincias y las reformas económicas macro como tres pilares que buscan generar confianza entre los inversores. “Esperemos que las inversiones se traduzcan en trabajo para las personas y buenas ganancias para ustedes”, remarcó.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, llegó a Toronto en un viaje relámpago de dos días para participar de la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Su objetivo es respaldar el discurso oficial para que los inversores extranjeros finalmente se decidan a apostar fuerte por el país. Durante su gestión, la provincia volvió a desarrollar la minería, aún con los límites que le impone la ley local al uso del cianuro. Sin embargo, la mayor expectativa está en tratar de consolidar la estabilidad macroeconómica, para lo cual las inversiones serán un factor clave. “No dependemos de un commodity, pero si dependemos de la estabilidad macro. Si la Argentina se estabiliza, Mendoza va a crecer por encima del promedio”, aseguró en diálogo con EconoJournal. Por el lado político, se muestra confiado en que las elecciones no significarán riesgo para las reformas que se han venido impulsando. “El gobierno de Milei va a ganar las elecciones de medio término y las va a ganar con un margen mayor al que en su momento obtuvo Macri”, subrayó.
–¿Mendoza va a terminar siendo la provincia que ponga en producción el primer proyecto de cobre del país?
–Puede ser si pasa las aprobaciones de impacto ambiental. Dentro de los diez principales proyectos de todo el país, es uno de los más chicos, pero es el que está más cerca de extraer el cobre porque tiene baja altura e infraestructura y energía cerca. Mendoza está incrementando su capacidad energética. No solo es autosustentable por lo que produce en hidráulica, en solar y en petróleo, teniendo la segunda destilería del país, sino además porque se están invirtiendo 850 millones de dólares en parques solares. Tres de ellos ya los hemos inaugurado y hay otros tres en construcción.
–Además del proyecto de cobre, montaron el distrito minero en Malargue donde tienen 34 proyectos de exploración ya autorizados.
–Tenemos 34 con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura, más otros 4 que tenían declaraciones de impacto ambiental previas. Y hay otros 27 proyectos que ingresamos a la Legislatura provincial en abril.
Alfredo Cornejo este lunes en Toronto junto al secretario de Minería Luis Lucero.
–Todos esos proyectos deben cumplir con la ley provincial que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. ¿Qué complejidad le suma a la actividad ese factor?
–Hoy el 80% de la extracción de cobre en el mundo se realiza con método que no utiliza el cianuro con lo cual no debería ser un inconveniente. El proyecto San Jorge fue reformulado para adecuarse a esa norma y poder avanzar con la explotación de cobre.
–Ese método es viable para el proyecto San Jorge, ¿pero puede ser extrapolado a otras iniciativas? Se lo consulto porque supone un costo mayor.
–En una primera etapa probablemente genere un costo mayor, pero el cobre en el mundo está virando a un tipo de explotación con estos nuevos métodos.
–Más allá de los incentivos que pueda ofrecer cada provincia, los inversores están a la expectativa sobre cómo puede llegar a evolucionar la situación macroeconómica.
–Es lógico que tengan esas dudas. Por eso estamos haciendo múltiples visitas junto al gobierno nacional a distintos lugares. Fuimos a Bruselas por minerales críticos, a Londres por financiamiento para minería, a PDAC el año pasado y en esta oportunidad nuevamente a pesar que estamos en medio de la fiesta de la Vendimia. Estamos acompañando porque creemos que el testimonio de quienes estamos en la oposición puede dar mayores garantías de que vamos en serio con el cambio macroeconómico. Por eso me tomé el esfuerzo de explicarle a los potenciales inversores que, pese al ajuste económico, la opinión pública ha venido apoyando porque muchos creen que hay que dar vuelta la página con respecto a la orientación económica anterior. Uno de los principales beneficios hasta ahora ha sido la baja de la inflación. En el mediano plazo la orientación está garantizada porque el gobierno no va a aflojar en materia de déficit fiscal. Lo que no está garantizado es que las reformas de fondo logren aprobación. Sin embargo, creo que el gobierno con buenos acuerdos con opositores colaborativos puede ganar las elecciones y tener una mayoría parlamentaria más robusta. Yo aventuro, y todas las encuestas así lo marcan, que el gobierno de Milei va a ganar las elecciones de medio término y las va a ganar con un margen mayor al que en su momento obtuvo Macri. El gobierno puede ganar en más provincias argentinas que las catorce en las que en su momento ganó Macri. Otra diferencia con Macri es que en ese momento la sociedad demandaba más Estado y menos ajuste y hoy la sociedad está demandando que arreglen la economía aún a riesgo del ajuste y que el Estado no desaparezca, pero dejé de ser un actor que obstruya para convertirse en uno que facilite.
–¿Cómo ve la negociación con el Fondo Monetario Internacional?
–No tengo información de primera mano sobre la negociación, pero advierto que hay un fuerte apoyo político de los Estados Unidos, que no es un tema menor. Además, el Fondo ve que técnicamente el gobierno está cumpliendo con lo más grueso que se le exigía al gobierno anterior. La posibilidad de un acuerdo es concreta, aunque no sé si va a ser con fondos frescos y tipo de cambio libre.
–En lo que no se ponen de acuerdo es en el valor que tiene que tener el dólar.
–Exactamente. No es un tema menor. Es la discusión que tienen buena parte de los analistas y de los exportadores. No me atrevo a dar una opinión definitiva, pero sí sé que hay necesidad de tener estabilidad macro. Mendoza debe ser una de las provincias que tiene mayor diversidad productiva. No dependemos de un commodity, pero si dependemos de la estabilidad macro. Si la Argentina se estabiliza, Mendoza va a crecer por encima del promedio.
El gobernador Rolando Figueroa confirmó que Nación realizará el traspaso de la Ruta Nacional N°22, una arteria vial para apuntalar el desarrollo hidrocarburífero de Vaca Muerta. Si bien en un principio la gestión de Javier Milei había negado la solicitud, finalmente accedió luego de que Neuquén se despegara de Río Negro en el pedido.
Se trata de un tramo de 33 kilómetros que van desde el Tercer Puente, que une la capital neuquina con Cipolletti, hasta la localidad de Senillosa, y que pasará de manos de Vialidad Nacional a la Dirección Provincial de Vialidad.
En una rueda de prensa de la que participó EconoJournal, Figueroa confirmó que Nación accedió a ceder esta parte, luego de que se separara en el reclamo de la provincia vecina: “Estábamos trabajando en conjunto con Río Negro, pero en el andar nos dimos cuenta que las realidades son muy diferentes con respecto a la Ruta 22 y el problema que tiene cada una. Entonces, hilándolo con la problemática que tenemos que solucionar, analizamos qué es importante”, expresó el mandatario neuquino.
La Autovía Norte (Ruta 22) posee una traza de 33 kilómetros en Neuquén capital.
El acuerdo se dio luego de una reunión que el mandatario tuvo el 28 de enero pasado con con el Jefe de Gabinete, Guillermo Francos, donde se confirmó la transferencia de la operación de la Ruta 22.
El gobernador aseguró que esto le permitirá a la provincia mejorar el acceso a Neuquén capital que hoy presenta un notable deterioro por la falta de mantenimiento y de iluminación e incluso obras inconclusas en la conexión con la Ruta 7. En este sentido, Figueroa explicó que existen varios inconvenientes generados por el continuo flujo de vehículos pesados y el parate en la obra pública. A su vez, Neuquén no podía intervenir porque no poseía la titularidad de esa vía.
Revirtieron un acuerdo
Según detalló, el gobierno nacional accedió a revertir el primer traspaso que se había hecho en 2021 durante la gestión del ex gobernador Omar Gutiérrez. En ese momento, la provincia había cedido a Nación la Autovía Norte a cambio de provincializar la Ruta 22 (ahora Avenida Mosconi) que atravesaba toda la ciudad de Neuquén. En contraprestación, la Circunvalación que recorre Neuquén de este a o oeste pasaría a manos de Nación.
El gobernador indicó que ahora lograron dar marcha atrás con esa decisión, pero manteniendo el control provincial de la avenida Mosconi: “Tenemos que mejorar el acceso a la capital neuquina. Hasta ahora no podíamos intervenir porque es ruta nacional. Cuando nos pusimos a ver todos lo que tendríamos que modificar para lograr ese objetivo, lo mejor era revertir ese traspaso que se había hecho en 2021 para que la Circunvalación Norte desde Senillosa pase a ser nuevamente provincial”, sostuvo.
Aún así, el mandatario comentó que quedaba un tramo pendiente al cual el gobierno de Milei accedió a traspasarlo a la administración provincial. Se trata de la traza que iba desde la calle Casimiro Gómez hasta el Tercer Puente: “Nos van a autorizar a ejecutar obras y nos van a permitir en la Multitrocha tener un plan de manejo que vamos a continuar con la Municipalidad de Neuquén. De esa forma, vamos a ejecutar otra vía de acceso la capital en nuestra ruta y a los vehículos que no sean neuquinos, podremos cobrarles peaje”, dijo.
El reclamo en conjunto se basaba en el intenso flujo de camiones que registran esas rutas, que conectan ambas provincias, debido a su conexión con Vaca Muerta, en especial por el paso de vehículos pesados que transportan arena para hidrofractura. Según datos del gobierno rionegrino, por allí circulan 1.400 camiones de arena por día.
Tras las versiones que indicaban que Nación no cedería al reclamo, el 28 de enero el gobernador Figueroa logró un acuerdo con Francos para que modificara la decisión.
Guillermo Francos y Rolando Figueroa acordaron a fines de enero el traspaso de la operación de la Ruta 22.
La segunda jornada de Future Energy Summit (FES) Argentina contó con un desayuno exclusivo de networking junto a empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM, en el que se abordaron las nuevas oportunidades de inversión en el Cono Sur.
Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), participó del encuentro y expuso sobre los desafíos, oportunidades de la transición energética y cooperación regional en el camino hacia la X edición de la Semana de la Energía, que se celebrará en octubre en Chile.
“Tenemos que buscar un espacio común donde los países se encuentren y puedan impulsar determinados temas de manera colectiva. Y este año buscaremos una meta en materia de almacenamiento de energía, más allá que tecnológicamente la vocación e intereses de los países sean diversos”, sostuvo Rebolledo.
“Es la construcción de un año entero para llegar a una resolución de una meta colectiva en materia de energía renovable para la región”, agregó frente a referentes de la industria renovable de la región.
A pesar de la diversidad tecnológica y de intereses entre los países, el ex ministro de Energía de Chile enfatizó que existen puntos en común sobre los cuales se puede avanzar de manera conjunta.
Incluso, en la edición de 2024 celebrada en Paraguay, los países lograron acuerdos clave para la transición energética. Entre los hitos más relevantes, se estableció un consejo de planeamiento regional para la integración energética y se firmó un compromiso para no construir más plantas de carbón en América Latina.
Los ministros también consensuaron una meta colectiva en eficiencia energética y comenzaron a dialogar sobre el rol de la energía nuclear en el futuro de la región.
Por lo que para la Semana de la Energía 2025, además del almacenamiento energético, Rebolledo adelantó que se le dará continuidad a los temas surgidos anteriormente, con especial atención a la expansión de energías emergentes.
“En 2024 surgieron temas interesantes, como la seguridad energética, el papel de la eólica offshore como opción importante para el futuro y el rol de la energía nuclear en el mix energético de la región”, comentó el secretario ejecutivo de OLADE.
Perspectivas para las energías verdes
El crecimiento de las renovables en Latinoamérica es una constante. En 2024, la región alcanzó un 70% de generación eléctrica proveniente de fuentes limpias, de los cuales un 40% corresponde a hidroeléctricas y el resto a ERNC no convencionales, como la solar y eólica.
De acuerdo al “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024”, que OLADE presentó tras recopilar datos de los 27 países miembros, se revela que el 79% de la nueva capacidad instalada en 2024 fue renovable y que para 2050, el 85% de la electricidad de la región provendrá de fuentes limpias.
Además, el informe destaca que en 2023 la energía eólica creció un 15% y la solar un 37%, con proyecciones de crecimiento del 34% y 33% para 2024, respectivamente. Datos que refuerzan el papel clave de las renovables y la necesidad de avanzar en soluciones de almacenamiento que permitan maximizar su aprovechamiento.
“Los números persistirán, ya que casi el 100% de los nuevos proyectos que se construyen en la región son renovables. Por lo tanto, será un vector de crecimiento”, señaló Rebolledo durante el desayuno exclusivo de networking en FES Argentina.
IM2 Energía refuerza su presencia en el mercado renovable de Chile, apostando a la combinación de solar fotovoltaico y almacenamiento como estrategia clave para el crecimiento, tanto en mediana como gran escala, a pesar de un contexto desafiante marcado por propuestas de cambios regulatorios (como por ejemplo el Cargo FET), que generaron impacto en el segmento PMGD.
“Tenemos un portafolio interesante y amplio con uno de nuestros clientes y socios estratégicos principales como Enel Green Power. Tenemos un pipeline de más de 250 MW en proyectos en desarrollo, algunos ready to build, otros en una etapa más verde. Son proyectos que los tuvimos que transformar en fotovoltaica más almacenamiento”, aseguró Ronald Malavé, gerente de Ingeniería de IM2 Energía.
“Por otro lado, uno de los desafíos más importantes de la empresa para este 2025 es entrar en otro segmento de proyectos, ya que contamos con proyectos utility scale en desarrollo (también solar con baterías)”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
El objetivo de la combinación entre las tecnologías es optimizar y aprovechar la sobre-generación y el almacenamiento de energía, especialmente en aquellas regiones donde el spread de precios no resulta tan atractivo la carga y descarga de la red, sino que conviene más cargar desde la propia generación.
La zona sur de Chile se ha consolidado como un área clave para la expansión de IM2 Energía, debido a sus condiciones favorables para el almacenamiento y la inyección nocturna, que gracias al desacople de precios que existe en el país se pueden desarrollar modelos financieros en función de esa característica.
Mejor acceso a financiamiento con contratos PPA
El modelo financiero de los proyectos también ha evolucionado de modo que la compañía trata de conseguir los contratos PPA (Power Purchase Agreement) correspondientes para sus proyectos, a fin de mitigar el riesgo regulatorio y mejorar el acceso a inversión.
Esta tendencia ha captado la atención de fondos de inversión, que ven con buenos ojos los proyectos de mediana escala que ya tienen un contrato de venta de energía asegurado y desde IM2 Energía reconocieron que “es la fórmula utilizada para financiar los proyectos y salir adelante”.
En este sentido, el mercado energético chileno ha experimentado un cambio en la ubicación y estructuración de los proyectos renovables. Con la zona centro-sur y centro-norte saturadas, muchos desarrolladores están migrando al sur, donde los procesos administrativos se han optimizado para acelerar la tramitación.
La demanda de energía en estas regiones está impulsada por clientes industriales, como celulosas, salmoneras y madereras, que buscan contratos de suministro estables.
“La tendencia sigue siendo apuntar a los clientes libres en regiones donde estos representan la mayor demanda de las redes. Asimismo, se busca que los portafolios tengan diversificación de tecnologías, como eólica + solar + almacenamiento, eólico + FV, o solar + BESS, ya que una sola tecnología ya no es tan atractiva”, precisó Malavé.
A esto se suma la llegada de nuevos actores y fondos de inversión extranjeros, provenientes de países que tradicionalmente no habían participado en el mercado chileno. Capital fresco que promete darle un nuevo impulso a la industria renovable local, con proyectos enfocados en nuevos nichos de demanda.
“Están llegando fondos de países que antes no habíamos escuchado, y Chile les resulta atractivo para invertir. Esto dará un segundo aire a la industria renovable, porque se generará demanda eléctrica que los usuarios regulados o libres no están cubriendo, como por ejemplo a través de los data centers”, afirmó el entrevistado.
Y de cara al 2025, IM2 Energía mantiene una visión optimista y apuesta por la adaptación a las nuevas reglas del juego en la industria energética: “Es la capacidad de ser resilientes y adaptarse a los cambios lo que motiva para este nuevo año”, concluyó.
Mendoza da un paso clave en su transición energética con la inauguración del Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia cuyana, y el cuarto a nivel nacional. Este proyecto de 90 MW de capacidad instalada se suma a la transformación del sector energético provincial, impulsando el abastecimiento sostenible de grandes usuarios industriales y fortaleciendo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, funcionarios nacionales del área de Energía, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.
Durante la ceremonia, Genneia reafirmó su compromiso con el crecimiento del sector energético en Mendoza al anunciar el desarrollo de un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, permitirá ampliar significativamente la generación de energía limpia en la provincia. Con estas iniciativas, la compañía proyecta alcanzar una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando su presencia en la región y fortaleciendo el abastecimiento de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.
El gobernador Cornejo manifestó que «la inauguración de este parque solar refleja el potencial de Mendoza para convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina. Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia.»
“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresa Jorge Brito, accionista de Genneia.
El Parque Solar Malargüe I es el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina y el primero en la provincia de Mendoza. El parque, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. Además, sus módulos están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética.
El desarrollo requirió una inversión superior a los 90 millones de dólares. En su etapa de construcción, generó 280 empleos indirectos en su pico de construcción, contribuyendo significativamente al crecimiento económico y social de la región.
Con la puesta en marcha de este nuevo parque, y los próximos dos proyectos de Genneia en camino, Mendoza se consolida como un referente nacional en energías renovables. Este hito refuerza el compromiso de la provincia y de Genneia con el desarrollo sostenible, la reducción de emisiones de CO2 y la promoción de empleo de calidad, elementos clave para el futuro energético de Argentina.
Growatt, proveedor líder a nivel mundial en energía distribuida, estará presente en la exposición RE+ México, que se llevará a cabo del 5 al 7 de marzo de 2025 en Guadalajara, Jalisco. Este evento es una de las exposiciones de energía más influyentes de México, que atrae a las principales empresas y expertos del sector energético a nivel mundial. Growatt exhibirá una serie de soluciones fotovoltaicas innovadoras, y presentará por primera vez varios nuevos productos, incluidos los inversores híbridos SPH, SPE y la última batería HPOE, consolidando aún más su posición de liderazgo en el mercado fotovoltaico de México.
El stand de Growatt (D10) mostrará una variedad de productos que se adaptan a diferentes necesidades del mercado, cubriendo soluciones residenciales, comerciales y fuera de la red. Entre los productos destacados están: inversores residenciales serie MIN, serie de baterías de baja tensión ALP y AXE, serie comercial e industrial MAX y WIT, ideales para aplicaciones comerciales y de gran escala, soluciones fuera de la red serie SPF, microinversores serie NEO y batería portátil Infinity 2000, ideal para necesidades de energía temporales.
Growatt también mostrará la nueva generación de inversores híbridos SPH, SPE, junto con la última batería HPOE, que ofrece un alto rendimiento. Esta nueva batería cuenta con una alta densidad de energía y una seguridad excepcional, utilizando la tecnología de batería LiFePO4, con una vida útil más larga y una excelente resistencia a los ciclos, garantizando así un retorno de inversión estable a largo plazo. Además, la batería HPOE soporta diagnósticos y actualizaciones remotas, mejorando aún más la experiencia del usuario.
Durante la exposición, Growatt participará en el importante evento 6TH IBESA MEXICAN ENERGY STORAGE DAY. En el bloque de BATTERY & ENERGY STORAGE, el Gerente de Ventas Técnicas de Growatt, Luis Eduardo Colín Ayala, ofrecerá una conferencia el 6 de marzo, de 11:30 a 14:30, con el tema “Driving Mexico’s Energy Future: Transformative Strategies”. Como experto de la industria, Luis explorará las oportunidades estratégicas para la transformación energética de México, compartiendo la experiencia y logros de Growatt en el impulso del desarrollo de energías renovables en la región.
Growatt ha estado comprometido con el suministro de soluciones fotovoltaicas líderes para la industria energética de México, y ha recibido durante cuatro años consecutivos el galardón Top Band PV de EUPD en México. Según un informe de S&P, Growatt ha mantenido el título de líder en inversores residenciales en México. Además, según el informe anual de CPEF, Growatt ha sido reconocido durante dos años consecutivos como la marca de inversores preferida por los instaladores mexicanos.
Como líder de la industria fotovoltaica en México, Growatt no solo ha innovado en productos y participación de mercado, sino que también ha colaborado con la AMIF, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, para promover el desarrollo del mercado fotovoltaico de México. El año pasado, Growatt participó en el evento Redmeree, enfocándose en promover la igualdad de género en la industria, y donó equipos a la Universidad Anáhuac Mayab para apoyar el desarrollo profesional de los estudiantes en energías renovables.
Growatt participa en RE+ México con el objetivo de continuar promoviendo el desarrollo del mercado fotovoltaico de México, mostrando nuestras soluciones completas y aumentando la visibilidad de la marca, al mismo tiempo que colaboramos con los líderes de la industria y socios para impulsar la transición energética en México y América Latina.
En una reciente entrevista, Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, expresó: “Growatt sigue comprometido con el apoyo integral a los instaladores, distribuidores y usuarios finales en México. Creemos firmemente en el papel clave de México en la transformación energética global.
Nuestra oficina local en México ofrece un servicio completamente personalizado para nuestros clientes, asegurando una respuesta rápida a las demandas del mercado, mientras mantenemos los estándares de calidad globales. Con esta visión global, seguimos impulsando el desarrollo continuo del mercado fotovoltaico de México y colaborando con todos para avanzar hacia un futuro de energía verde.”
Santa Cruz es la provincia que más minerales exporta. De cada diez dólares que aporta el sector, cuatro provienen de esta jurisdicción patagónica. Sin embargo, en los últimos años ha ido perdiendo peso en el mapa de las inversiones. “Tenemos un retroceso en exploración importante y esto hace que la vida útil de nuestros yacimientos sea muy corta”, reconoció este domingo la secretaria de Minería provincial Nadia Ricci en el encuentro Argentina Mining que tuvo lugar en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC).
La funcionaria expuso las ventajas que ofrece la provincia para tratar de seducir a los empresarios que se acercaron al evento. “Uno de los principales objetivos es aumentar la exploración no solamente para incrementar la vida útil de los yacimientos que están siendo explotados sino también por la necesidad que tenemos de sumar nuevos yacimientos”, agregó.
Santa Cruz no la tiene fácil porque en la actualidad la expectativa está centrada fundamentalmente en los proyectos de cobre y litio, donde recursos clave de la transición energética con los que no cuenta. El 99,8% de la minería que exporta Santa Cruz se concentra en oro y plata, siendo el oro el commodity dominante con el 89,7% del total, aunque también apuesta a la diversificación de la mano del uranio y el lignito, un tipo de carbón blando.
“Uno de los principales objetivos es aumentar la exploración», aseguró Ricci.
La provincia tiene siete proyectos de oro y plata actualmente en producción: Cerro Negro, operado por la minera estadounidense Newmont; Cerro Vanguardia, del gigante sudafricano AngloGold; Cerro Moro, de la canadiense Pan American Silver; Unidad Minera San José de Minera Santa Cruz (firma controlada por Hochschild Mining y McEwen Mining), Cap-Oeste de la minera argentina Patagonia Gold y Don Nicolás de la canadiense Cerrado Gold, que también opera el proyecto Las Calandrias. La mayoría de estos proyectos se ubican cerca de la localidad de Perito Moreno.
La provincia cuenta además con 36 proyectos de oro y plata en exploración y otros 3 de uranio y lignito. Una de los proyectos de exploración de uranio se ha estado llevando adelante en la zona de Laguna Sirven, en la localidad de Las Heras.
Ricci recordó que la provincia adhirió al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), pero sostuvo que esa herramienta no está adaptada a las necesidades de la provincia. “Este régimen de incentivo es buenísimo para las provincias con una actividad incipiente en minería. En el caso de Santa Cruz los yacimientos ya están maduros. Por lo tanto, estamos trabajando con la CAEM (Cámara Argentina de Empresas Mineras) para que este régimen también los incorpore”, sostuvo la funcionaria.
Otro desafío que enfrenta Santa Cruz es el aislamiento en comparación que otros bloques regionales. Los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz; Jujuy, Carlos Sadir, y Catamarca, Raúl Jalil, integran la Mesa de Litio y trabajan de modo coordinado para atraer inversiones. A su vez, los tres integran la Mesa Interprovincial del Cobre junto a los mandatarios de San Juan, Marcelo Orrego, y Mendoza, Alfredo Cornejo. A mediados de 2023 se había anunciado también la creación de una Mesa del Oro integrada por Santa Cruz, San Juan, Catamarca y Salta, pero hasta el momento no ha tenido mayor relevancia.
Otros expositores
El secretario de Minería, Luis Lucero, inauguró el encuentro con una intervención más bien protocolar porque su exposición detallada la brindará este lunes por la mañana en el Argentina Day.
Luego fue el turno de la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, quien destacó los avances que está llevando adelante la provincia para poner en marcha nuevos proyectos mineros sin violar la ley que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. La funcionaria destacó particularmente el proyecto de San Jorge, de la empresa PSJ, que podría llevar a Mendoza a ser la primera en poner un proyecto de cobre en producción. “Es un proyecto de chico a mediano que requiere inversiones mucho más factibles de conseguir”, remarcó.
También expuso el ministro de Producción de Salta,Martín de los Ríos, quién aseguró que la minería es una política de Estado. “Venimos a invitarlos a no dudar en invertir en Salta. Trabajamos firmemente en consolidar cuatro ejes centrales de gestión minera que están planteados en un plan estratégico y que son la sustentabilidad ambiental, la previsibilidad jurídica, el cuidado y eficientización del uso del agua y la licencia social”, remarcó.
Del lado empresario sobresalió la presentación de Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Cooper, quien ofreció detalles del proyecto de cobre Los Azules y destacó el respaldo del presidente Javier Milei. “Hay un presidente que no solo apoya a las empresas mineras con la sanción de normas, sino que también lo hace de manera pública. Me reuní con él en abril del año pasado y estuvo una hora explicándome las reformas económicas”, declaró.
DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica N-type, ha asegurado una vez más un lugar en la lista de fabricantes de módulos fotovoltaicos de Categoría 1 de BloombergNEF para el primer trimestre de 2025.
Con una sólida base tecnológica, excepcionales capacidades de manufactura y un robusto desempeño en el mercado global, la compañía ha mantenido su posición durante varios trimestres consecutivos, reforzando aún más su liderazgo y fortaleza en la industria solar.
Como pionera en la tecnología TOPCon N-type a nivel mundial, DAS Solar se ha enfocado consistentemente en la ruta tecnológica N-type desde sus inicios.
En 2019, la empresa estableció proactivamente su primera línea de producción de células de alta eficiencia TOPCon y alcanzó la producción en masa en 2020, impulsando avances constantes en la eficiencia de las células solares y estableciendo, de forma reiterada, récords mundiales en la eficiencia de conversión de células TOPCon N-type de gran área. Actualmente, la eficiencia en producción masiva de la célula TOPCon 4.0 Plus de la empresa ha superado el 26,7%, con una tensión en circuito abierto de 742 mV. También se vislumbra el lanzamiento de un producto de quinta generación.
Los módulos de la serie N-type ofrecen una potencia de salida máxima de 610,15 W, con una eficiencia de conversión a nivel de módulo (área completa) de hasta el 24,02%. Con un rendimiento superior en términos de eficiencia, confiabilidad, seguridad y estabilidad, estos módulos son ampliamente aplicables en diversos entornos, manteniendo una generación de energía eficiente incluso en condiciones extremas como desiertos y zonas de alta altitud, lo que demuestra una fuerte adaptabilidad ambiental. Desde su lanzamiento, la serie N-type ha sido favorecida por clientes a nivel mundial, manteniendo una cuota de mercado líder en todo el mundo.
Mientras continúa avanzando en la tecnología TOPCon, los pasos innovadores de DAS Solar no se detienen. En colaboración con la Universidad de Nueva Gales del Sur en Australia, la compañía está co-desarrollando la tecnología SFOS, un material de multiplicación por división de excitones de alta tasa de conversión y alta estabilidad, junto con una tecnología de formación de películas. Esta tecnología revolucionaria tiene el potencial de superar el 40% de eficiencia en las células, proporcionando un fuerte impulso para la iteración tecnológica en la industria.
Al mismo tiempo, DAS Solar aplica un modelo innovador de manufactura descentralizada, optimizando los diseños de producción y mejorando la eficiencia operativa. Actualmente, la compañía ha establecido más de diez bases de fabricación en toda China. Este robusto sistema de capacidad sienta una base sólida para la expansión global. Desde 2023, DAS Solar ha creado filiales en Alemania, Australia, Japón y otras regiones, profundizando la cooperación local con numerosas empresas reconocidas en el extranjero. La empresa no solo lleva tecnología de punta y productos de alta calidad al mercado global, sino que también ofrece servicios especializados y personalizados basados en las necesidades locales como parte de su estrategia de localización. Este modelo de “tecnología + servicio” refuerza la competitividad de la compañía en los principales mercados y proporciona un fuerte apoyo para las transiciones energéticas locales y el desarrollo sostenible.
Como pionera de la energía limpia, DAS Solar aplica activamente los principios ESG en sus operaciones de producción. Aprovechando la manufactura inteligente y verde, junto con una producción impulsada por energía renovable, las bases de Quzhou, Taizhou, Zhangzhou y Anhui han pasado la verificación de carbono de TÜV Nord y han recibido declaraciones de verificación de gases de efecto invernadero según la norma ISO 14064. Entre ellas, las bases de Quzhou y Zhangzhou se han transformado en las dos fábricas cero carbono de la compañía, estableciendo nuevos estándares en la industria para la manufactura verde.
En términos de gestión de la cadena de suministro, DAS Solar colabora con socios de la cadena industrial tanto aguas arriba como aguas abajo para promover la conservación de energía y la reducción de emisiones, al mismo tiempo que construye un ecosistema industrial sostenible. Además, la compañía sigue invirtiendo en la investigación y desarrollo de tecnologías de reciclaje de módulos fotovoltaicos, utilizando métodos puramente físicos y varios procesos líderes para lograr un reciclaje ecológico sin residuos, sin líquidos residuales y sin emisiones de gases, ofreciendo soluciones innovadoras para la economía circular en la industria.
Mantener su posición en la lista de Categoría 1 de BNEF no solo es un reconocimiento a la excelencia de DAS Solar, sino también un poderoso testimonio de su competitividad en el mercado global. De cara al futuro, impulsada por la tecnología N-type y soluciones para todos los escenarios, DAS Solar continuará profundizando su presencia en el mercado global y avanzará con pasos firmes para llevar la industria hacia una nueva etapa de desarrollo sostenible y de alta calidad.
El CEO de la minera australiana BHP, Mike Henry, elogió este domingo por la mañana las reformas económicas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei durante su presentación en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). “Argentina se está tomando en serio la competencia a nivel global. Saben que necesitan atraer capital para hacerlo posible y están enfocados en desbloquear la oportunidad para la nación y para el pueblo argentino”, aseguró el ejecutivo canadiense ante las 1250 personas que llenaron la sala 701 B del Metro Toronto Convention Centre. Luego agregó que “Argentina podría convertirse en uno de los cinco principales productores de cobre a nivel mundial”
Henry aseguró que recientemente ha habido un renovado interés por parte de los gobiernos en los minerales críticos, ya sea para avanzar con la descarbonización, aprovechar la creciente demanda mundial de estos recursos, apuntalar la seguridad energética o asegurar la cadena de suministros para la defensa. “Estas preocupaciones se han visto exacerbadas por la manera en que la pandemia de COVID-19 dejó en evidencia la fragilidad de algunas cadenas de suministro y por la forma en que los recursos energéticos han sido utilizados como armas en la guerra en Ucrania”, sostuvo.
“Ya sea por razones económicas o de seguridad nacional, muchos gobiernos en todo el mundo están adoptando una postura más proactiva para desarrollar suministros seguros de minerales críticos, junto con los beneficios económicos que conlleva la inversión en proyectos de recursos. Estamos viendo que algunos gobiernos están tomando medidas para volverse más competitivos y atraer el capital global necesario para desarrollar estos proyectos”, agregó el líder de una de las principales mineras del mundo, con sede en la ciudad de Melbourne.
«Han tomado medidas audaces para establecer incentivos que atraigan grandes inversiones, incluso en minería, a través de la Ley de Bases», dijo Henry sobre Argentina.
Henry aseguró que en este nuevo contexto los países están llevando adelante reformas fiscales y tributarias para hacer que las inversiones sean más atractivas y agilizando los procesos de aprobación regulatoria, en tiempo y costos. “El capital global fluirá hacia las oportunidades que ofrezcan el mejor equilibrio entre riesgo y rentabilidad. Así como ocurre en los negocios, las naciones deben permanecer competitivas en el escenario global o se quedarán atrás en la carrera por la inversión y el crecimiento en metales y minerales”, subrayó.
Elogios para la Argentina
En ese contexto decidió destacar las reformas económicas que está llevando adelante Argentina. “Es una nación rica en recursos, incluyendo cobre, oro y litio. Pero estos recursos están subdesarrollados en comparación con países vecinos como Chile. Al reconocer la oportunidad, Argentina se está tomando en serio la competencia a nivel global. Saben que necesitan atraer capital para hacerlo posible y están enfocados en desbloquear la oportunidad para la nación y para el pueblo argentino”, sostuvo.
“Han tomado medidas audaces para establecer incentivos que atraigan grandes inversiones, incluso en minería, a través de la Ley de Bases. Nuestro sector ha tomado nota. Y varios de nosotros hemos realizado inversiones considerables recientemente. Solo en enero, nos complació cerrar nuestra adquisición de la compañía Filo Corp. en sociedad con Lundin Mining”, remarco Henry.
“Juntos hemos establecido la empresa conjunta Vicuña para desarrollar los proyectos combinados de Josemaría y Filo del Sol en Argentina, uno de los hallazgos más significativos y depósitos de cobre no desarrollados en el mundo. Solo en cobre, Argentina ya tiene una cartera de proyectos potenciales que totalizan aproximadamente 1,2 millones de toneladas de producción anual, y probablemente haya mucho más por venir. Argentina bien podría convertirse en uno de los cinco principales productores de cobre a nivel mundial”, insistió.
“Los beneficios de estas reformas se extenderán a muchas más materias primas y proyectos, totalizando más de 10.000 millones de dólares en nuevas inversiones en proyectos de gran escala ya comprometidos en la región, con más solicitudes por venir”, concluyó.
Henry conversó con los asistentes al finalizar su exposición.
Al final de su exposición, Henry dio lugar a preguntas por parte de los asistentes y el caso argentino volvió a ser mencionado.
–Usted mencionó la competencia entre países para atraer inversiones, pero como explorador veo que las grandes compañías tienen cada vez más restricciones relacionadas con la responsabilidad legal, lo que impide que enfrentemos nuevos desafíos en el campo. ¿Tiene algún comentario al respecto en general y específicamente sobre BHP?
–Sí, es una tensión constante. En una gran empresa, es común que haya más burocracia. Por supuesto, hemos tratado de agilizar los procesos, pero es una batalla continua dentro de una empresa como la nuestra. Me gustaría pensar que hoy estamos mejor que hace cinco o diez años, aunque aún no hemos llegado al punto en el que nos gustaría estar. En el mundo actual, con la proliferación de litigios colectivos y el empoderamiento de diferentes grupos de interés, en parte gracias a las redes sociales y al sistema legal, las grandes empresas deben ser cuidadosas. Como empresa de renombre y gran tamaño, llevamos un «blanco en la espalda», por así decirlo. Pero no podemos permitir que esto limite nuestra capacidad de avanzar. Es demasiado importante para el mundo que podamos encontrar y desarrollar nuevos depósitos.
–¿Y qué opina sobre la posibilidad de asociarse con grupos más pequeños de exploración, alianzas estratégicas, etc.?
–Es un área de enfoque importante y relativamente nueva para BHP. Antes, la compañía operaba bajo su propio modelo, pero ahora reconocemos el valor de asociarnos con otras empresas. Un gran ejemplo es nuestra colaboración con la empresa minera Lundin en Argentina. Ellos tienen mucha más experiencia que nosotros en la región, un historial sólido no solo en la operación en Argentina, sino también en la identificación y desarrollo de nuevos depósitos. ¿Por qué no querríamos asociarnos con alguien así? Es una gran alianza en la que podemos aportar nuestras capacidades y, a su vez, aprovechar las suyas. Juntos, esperamos lograr algo que, individualmente, hubiera sido más difícil de desarrollar.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, dio apertura este sábado al 54° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén. En un repaso de los logros y los objetivos de su gestión, dedicó un capítulo a Vaca Muerta y, aunque no anunció ningún proyecto de ley relacionado a la formación emblema de hidrocarburos no convencionales, pidió impulsar la oferta y la demanda. Además, criticó el valor actual del dólar y aseguró que “afecta mucho a Neuquén” por los recursos que recibe en materia de regalías petroleras.
Frente a un recinto donde se encontraban legisladores nacionales, provinciales, funcionarios provinciales, representantes de operadoras y de sindicatos petroleros, Figueroa inició el discurso refiriéndose a la situación financiera de la provincia y el peso del gasto público en las arcas provinciales.
“El 92% del Presupuesto se destinaba a gastos corrientes”, dijo y agregó que “había una deuda de 90 millones de dólares” al momento de asumir. Luego, destacó que en un año se lograron revertir algunos números que permitieron que el 2024 finalizara con un superávit de 600 millones de pesos y una baja de la deuda del 14%.
Para Figueroa la clave fue “la contención del gasto corriente”, específicamente los “gastos innecesarios”. El recorte en este punto no es menor si se tiene en cuenta que el año pasado los recursos recibidos por regalías e impuestos provinciales representaron el 75% de los ingresos de Neuquén. A eso, se le sumó una baja en los fondos nacionales de 100 mil millones pesos.
Rolando Figueroa dio apertura el 54° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén.
Dólar
Pese a haber revertido la situación financiera, el gobernador neuquino abrió paréntesis para señalar las dificultades que representan hoy para la provincia el valor del dólar: “Cuando asumimos el precio del dólar (oficial) estaba a un tercio del blue, que era referencial a los precios corrientes. Vino la devaluación, pensamos que se iban a incrementar los ingresos de la provincia y todo lo contrario: los gastos subieron tres veces más que el dólar. Estamos en el mismo punto de partida respecto a los precios relativos”, expresó.
“Si analizamos el Presupuesto nacional también la inflación está prevista que sea del doble que la devaluación, lo que va a agravar más el tema. Los precios de nuestros recursos están en referencia a la cotización internacional, no es una variable que podamos ajustar, por lo que tenemos que ajustar las cantidades”, agregó en referencia al índice “PxQ” que permite obtener el valor de bienes y servicios. En este sentido, sostuvo que un aliciente es “concentrarnos en trabajar en la oferta y la demanda” de Vaca Muerta.
Más producción
Figueroa señaló la necesidad de potenciar a Vaca Muerta desde la seguridad jurídica y la credibilidad. Si bien reconoció haber hecho un camino en este sentido, afirmó que aún la industria necesita infraestructura que permita evacuar más producción desde la Cuenca Neuquina.
En relación a la demanda, habló de la importancia de captar el interés del gas neuquino para abrir nuevos mercados en el mundo y así construir acuerdos comerciales con otros países. “Cuando salíamos a mostrar lo que es Vaca Muerta a Uruguay, Paraguay, Chile o Brasil buscábamos confianza para generar más demanda, para que otros países se asocien para comprarnos gas”, agregó.
En este punto, se refirió al proyecto de Argentina LNG de YPF que prevé la instalación de buques de gas licuado en las costas de Río Negro como ejemplo de la apertura a nuevos mercados, aunque también pidió estimular el uso del gas neuquino en la industria y en el transporte.
“El gas debe ser primero para los neuquinos. Es una vergüenza que de Los Guañacos o Los Miches vean un ducto pasar gas hacia Chile y a su gobernador promocionar vender gas a los chilenos. Tenemos que empezar por nuestra gente”, agregó previo a anunciar la obra que beneficiará a esas localidades.
Luego, afirmó que aumentarán el caudal de gas en Rincón de los Sauces y Añelo “porque es increíble que de donde el sale gas para la Argentina y el mundo, los vecinos no tengan gas”.
Fondo de Infraestructura
“Nuestro gobierno comenzó a dialogar con las operadoras y propusimos un modelo para ganar todos. Les pedimos que inviertan en educación, generen trabajo para los neuquinos, colaboren con el desarrollo infraestructura y cuiden el medioambiente y nos hemos puesto de acuerdo”, señaló luego Figueroa en relación al Fondo de Infraestructura para Vaca Muerta.
En este marco, comentó que el viernes se firmaron dos acuerdos con YPF, uno para sellar finalmente la pavimentación de 90 kilómetros de la Ruta 7, en el sector de Las Cortaderas, obras que comenzarán el 1° de mayo. Además, la petrolera aportará el pavimento de 24 kilómetros nuevos de la Ruta 6 desde Octavio Pico a Rincón de los Sauces, mientras que la provincia aportará los 54 restantes que serían ejecutados con fondos propios “o con alguna operadora”.
“Con YPF y G&P hicimos la repavimentación de la ruta 5, llegando a 76 kilometros y estamos trabajando en los últimos kilómetros” sumó.
Por último, Figueroa se refirió a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y el trabajo para delinear un plan de acción sobre obras que necesita la industria -como rutas y redes de electricidad- junto a un esquema de financiamiento. Para esto, EconoJournal dio a conocer en enero que la CEPH había contratado a la consultora AC&A.
El mandatario afirmó que “estamos trabajando en conjunto para finalizar el bypass de ruta 7, realizando una pavimentación en la circunvalación de Añelo que comprende la ruta 8 y la 67 y así construir una traza alternativa para todo el corredor petrolero. Existe el compromiso de 10 empresas que operan en Vaca Muerta para terminar estas obras que significan 40 kilómetros de ruta”.
Con el objetivo de continuar este trabajo, Figueroa confirmó que el jueves 6 se reunirá en Buenos Aires “con todas las operadoras para acelerar la infraestructura que se necesita”.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir del sabado 1 de marzo incrementos que van del 1,7 al 2 por ciento promedio, según el tipo de combustible.
Estos ajustes a la suba no resultan de la actualización de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dado que el gobierno nacional aún mantiene la postergación de febrero, procurando desalentar la inflación del mes.
Al respecto, en el último día de febrero el ministerio de Economía emitió un comunicado señalando que “Para garantizar la previsibilidad y el desarrollo del sector, el Poder Ejecutivo Nacional publicará un Decreto en el Boletín Oficial, a través del cual se actualizarán los importes de los mencionados impuestos, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, a partir del 1/3/2025, equivalente a un impacto en precio del 0,4 %, muy por debajo de los datos de inflación del último mes de enero del 2025”.
Otro de los factores considerados al momento de actualizar precios es la incidencia a nivel local de la variación que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante febrero registró oscilaciones hacia la baja cerrando el mes en torno a los U$S 73 el barril (casi 4 dólares menos que el promedio de enero). El crudo WTI cerró a 69,5 dólares.
También incide en la variación del precio local la devaluación del peso en relación al dólar durante febrero.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas desde hace varios meses, en particular de las naftas y gasoils premium, aunque hubo algún repunte en el verano.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,9 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.
A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.173 el litro; Infinia Nafta $ 1.449; Diesel 500 (común) $ 1.188, y el Infinia Diesel $ 1.447.
En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.238 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.511; el Diesel Evolux (común) a $ 1.309, y el VPower Diesel a $ 1.514.
En estaciones de AXION en CABA el litro de Nafta Súper cuesta $ 1.255; la Quantium Nafta $ 1.535, y el Quantium Diesel $ 1.572, aunque puede haber leves variaciones según la ubicación.
En próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como el caso de Puma (Trafigura).
La convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), el evento más importante de la industria minera a nivel mundial, comenzará este domingo en la ciudad de Toronto, el principal centro financiero de Canadá. Argentina estará representada por unas 170 personas, entre funcionarios nacionales y provinciales y ejecutivos de compañías privadas que operan en el país.
La delegación oficial la encabezará la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, quien viajará junto al secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el secretario de Minería, Luis Lucero. Además, asistirán los gobernadores de San Juan, Mendoza, Jujuy y La Rioja.
El evento se extenderá hasta el miércoles en el Metro Toronto Convention Centre, un predio de 65.000 m2 ubicado a solo cien metros de la CN Tower, un icono de 553,3 metros que fue la torre más alta del mundo desde 1976 hasta 2007, cuando fue superada por el Burj Khalifa. Este moderno centro de convenciones está dividido en dos edificios de hasta 5 pisos, conectados a través de un pasillo subterráneo y un puente peatonal. Tiene 77 salas de reuniones y un teatro para 1200 espectadores.
El Metro Toronto Convention Centre donde se realizará la PDAC con los alrededores nevados.
Los funcionarios argentinos intentarán seducir allí a los representantes de las principales multinacionales mineras para que inviertan en uno de los sectores con mayor potencial de la economía argentina. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en julio, es la principal novedad que traerán este año, junto al resto de las políticas pro-mercado que impulsa el gobierno de Javier Milei. A su vez, muchos empresarios que ya tienen proyectos de exploración y explotación minera en el país buscarán recolectar fondos o incluso sumar algún socio que les permita apuntalar la inversión.
La agenda argentina
La ceremonia de apertura de la convención será este domingo a las 9 con el discurso de Raymond Goldie, presidente de la PDAC. La principal actividad argentina de ese primer día se desarrollará a las 14 en el pabellón de Argentina Mining, una compañía que organiza eventos y conferencias en el sector minero. El secretario Lucero inaugurará el evento y luego expondrán Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza; Martín de los Ríos, ministro de Producción de Salta; Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Cooper, que está desarrollando el proyecto de cobre Los Azules; y Joaquín Marías, vicepresidente de Exploración y Desarrollo de la canadiense Argenta Silver, entre otros. También habrá un pabellón oficial de Argentina, pero, a diferencia de lo ocurrido en los años anteriores, en esta ocasión no habrá un acto de inauguración formal con las autoridades de la delegación.
El día fuerte será este lunes por la mañana cuando se lleve adelante el Argentina Day. Karina Milei abrirá el evento y luego expondrán los funcionarios nacionales Quirno y Lucero, mientras que las provincias estarán representadas en dos paneles.
Primero hablarán los gobernadores Carlos Sadir (Jujuy) y Ricardo Quintela (La Rioja), el vicegobernador de Catamarca, Rubén Dusso, y el ministro de producción de Salta, Martín de los Ríos Plaza, en representación de las jurisdicciones del norte. Después será el turno de las provincias de Cuyo y Patagonia a través de los gobernadores Marcelo Orrego (San Juan) y Alfredo Cornejo (Mendoza), la secretaria de Energía y Medio Ambiente de Rio Negro, Andrea Confini; y la secretaria de Minería de Santa Cruz, Nadia Ricci.
Por último, habrá un segmento con representantes de empresas. Al inicio, expondrá el CEO de Barrick Gold, Mark Bristow, y luego habrá una mesa en la que estarán Eduardo Elzstain, chairman de Austral Gold; Paula Uribe, directora de Asuntos Externos para América Latina de Rio Tinto; y Dave Dicaire, gerente general de Vicuña Corporation, una empresa formada por Lundin Mining y BHP para desarrollar los proyectos mineros Filo del Sol y Josemaría.
La minera estatal Fomicruz, de Santa Cruz, inaugurará su stand ese mismo lunes a las 13.30 con un vino de honor y a las 14.30 la Cámara de Comercio Argentino Canadiense organizará un evento para proveedores junto con las cámaras chilena-canadiense y peruana-canadiense.
El martes a las 8.30 las autoridades argentinas realizarán el tradicional toque de campana en la apertura de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX). Luego los secretarios Luis Lucero y Pablo Quirno expondrán ante un grupo de inversores en la sede del estudio de abogados Gowling. Autoridades nacionales y provinciales participarán también de un evento cerrado a las 14 organizado por la Bolsa de Valores que será moderado por Guillaume Légaré, Director de Sudamérica de TSX.
La sede de la Bolsa de Valores de Toronto donde los funcionarios argentinos asistirán el martes.
Ese mismo día, ejecutivos de las mineras Río Tinto, BHP y Vale participarán de otra Master Class Series. El martes cierra con el tradicional coctel de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros en el Hotel Sangri-La.
El miércoles, día de cierre del evento, funcionarios del gobierno de Río Negro expondrán por la mañana en el estudio Gowling el proceso que llevó adelante la provincia para abrirle las puertas nuevamente a la minería y más tarde habrá una actividad que reunirá a funcionarios provinciales con sus pares de las provincias canadienses de Ontario, Quebec y Columbia Británica. Además, Ernesto Cussianovich, director de Energía, Recursos Naturales y Medio Ambiente de Poliarquía Consultores, expondrá en un desayuno sobre Argentina bajo el título “New politics, new government…new mining?”. Esas tres últimas actividades son organizadas por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense junto a otras entidades.
¿Qué es la PDAC?
La PDAC tuvo su primera edición en 1932 como un pequeño encuentro de prospectores y exploradores, quienes buscaron crear una red de apoyo que los contuviera en medio de la Gran Depresión. Desde entonces, la convención se realizó casi todos los años, salvo durante el final de la Segunda Guerra Mundial. Otra excepción fue en 2021 cuando se llevó adelante solo de manera virtual debido a la pandemia de la Covid-19.
En las primeras décadas fue un evento centrado en la exploración minera y dirigido principalmente a geólogos, buscadores de minerales y pequeños empresarios, pero a medida que la actividad comenzó a crecer en el país del norte se fue transformando en un lugar de reunión de toda la industria minera, incluyendo grandes compañías, inversores y gobiernos. Se estima que este año asistirán más de 30.000 personas de unos 130 países.
Toronto ha sido siempre el lugar en el que se desarrolló este evento porque es la histórica sede de la asociación de prospectores y desarrolladores que le dio nombre a la convención y porque en esta ciudad operan la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y la TSX Venture Exchange (TSXV), donde están registradas más de 1100 empresas mineras, aproximadamente el 40% de todas las que cotizan en bolsa alrededor del mundo. La TSX reúne a las firmas más grandes y consolidadas, mientras que la TSXV es un mercado de capital de riesgo para compañías emergentes.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza conversó con EconoJournal sobre el plan que está llevando adelante la provincia para poner en marcha nuevos proyectos mineros sin violar la ley 7722 que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. “En términos de ingeniería de producción no es muy complejo”, señala. El distrito minero de Malargüe ya tiene 34 proyectos de exploración con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura. A su vez, en el norte, en el Departamento de Las Heras, la empresa PSJ presentó en enero el informe de impacto ambiental del Proyecto San Jorge y espera la aprobación provincial para comenzar a construir su mina de cobre.
–Mendoza prohibió por ley la minería a cielo abierto con determinadas sustancias en 2007, ¿qué es lo que están haciendo ahora para avanzar con nuevos proyectos de explotación minera sin violar esa norma?
–La ley 7722 de 2007 no prohíbe la minería metalífera a cielo abierto, sino que introduce dos requisitos. Uno es que las declaraciones de impacto ambiental tienen que tener ratificación legislativa. Si bien eso tiene sus complejidades, el lado positivo es que le da seguridad jurídica a las empresas que obtienen su declaración de impacto ambiental respecto a que no va a haber una política cambiante entre una administración provincial y otra. Algo parecido ocurre en otras provincias donde el primer análisis corresponde al Poder Ejecutivo y después las concesiones las otorga un juez de mina. En esos casos interviene el Poder Ejecutivo y el Poder Judicial, mientras que en Mendoza intervienen el Poder Ejecutivo y el Legislativo. El otro requisito restrictivo que tiene la ley es la prohibición de ciertas sustancias. Prohíbe el ácido sulfúrico, el cianuro y el mercurio y hay un fallo de la Corte que dice que la lista de sustancias es taxativa y no puede ampliarse más allá de las que están nombradas.
–¿Se puede hacer minería a cielo abierto sin el uso de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio?
–Durante la exploración, ninguna de estas sustancias están comprometidas. Por eso en 2024 se puso en marcha una agresiva política de promoción minera para la exploración en el sur de la provincia, más precisamente en el Departamento de Malargüe. La iniciativa la tomó la empresa provincial de promoción minera Impulsa, haciendo la línea de base ambiental en un polígono de 18.000 kilómetros cuadrados que se llama Malargüe Distrito Minero Occidental. Ese distrito ya tiene 34 proyectos con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura, más otros 4 que tenían declaraciones de impacto ambiental previas. A su vez, hay otros 29 proyectos que están tramitando sus permisos de exploración. En total, hay más de 150 proyectos, pero vamos avanzando por etapas. A su vez, en el norte, en el Departamento de Las Heras, la empresa PSJ presentó en enero nuevamente un informe de impacto ambiental para obtener permiso de explotación en el Proyecto San Jorge. Y lo hizo cumpliendo con esas restricciones de la ley vigente ya que propuso un método de producción a partir de flotación que no utiliza ninguna de las sustancias prohibidas.
–¿Es muy complejo realizar minería con ese método?
–En términos de ingeniería de producción no es muy complejo. El mineral que se puede flotar es el que está sulfurado porque el que está oxidado se procesa a través de la lixiviación. No todos los yacimientos tienen una cantidad de sulfuros que hagan económicamente rentable la producción a través de la flotación. En el caso de PSJ, está la posibilidad de extraer el material oxidado y trabajar con los sulfuros. El material oxidado queda en escombreras hasta tanto sea posible lixiviarlo o venderlo para que sea lixiviado en otro lugar donde esté permitido.
–¿Es rentable el proyecto San Jorge con ese método de producción?
–La prefactibilidad económica ha sido aprobada por los propios titulares del proyecto porque después de 15 años han vuelto a presentar el informe de impacto ambiental para producir en estas condiciones. La morfología del proyecto y las reservas que están certificadas hacen viable que pueda hacerse a través de sulfuros. No obstante, hay que aclarar que no son todos los proyectos iguales. Si hubiera un proyecto en el que el material oxidado representara, por dar un ejemplo, el 70% y los sulfuros estuviesen muy abajo, no sería económicamente viable. En el caso de PSJ, por el lugar en el que se encuentra el mineral sulfurado, es viable producirlo con esta tecnología.
«En el sur de la provincia la licencia social es amplia y muy clara», sostuvo Jimena Latorre.
–¿Y es seguro desde el punto de vista ambiental?
–No debería haber ninguna complicación si se cumple con todos los recaudos a lo largo del proceso.
–¿Todos los proyectos mineros que tiene la provincia son de cobre?
–PSJ es un proyecto de cobre y la exploración que se está realizando en el distrito minero del sur de la provincia también apunta al cobre, pero los minerales nunca están aislados. PSJ va a producir concentrado de cobre con contenido de oro, pero como el oro no se puede producir porque la utilización de mercurio está prohibida, lo que se va a hacer es vender el concentrado de cobre con contenido de oro. Quienes lo compren harán el proceso de separación siguiente. Por ejemplo, First Quantum que tiene el yacimiento Cobre Las Cruces en Sevilla también vende el concentrado con contenido de oro porque en esa ciudad española también está prohibida la utilización de mercurio.
–El Proyecto San Jorge ya presentó el estudio de impacto ambiental, ¿cuáles son los próximos pasos?
–La Fundación de la Universidad Nacional de Cuyo está haciendo el análisis técnico del proyecto y se constituyó la Comisión Evaluadora Interdisciplinaria Ambiental Minera (CEIAM) para que durante 60 días la población interesada puede consultar el contenido del proyecto. Es un proceso de consulta pública. Luego se le da vista a los sectoriales y cuando todos hayan intervenido se llama a audiencia pública. Una vez realizada la audiencia se emite la Declaración de Impacto Ambiental y se eleva a la legislatura provincial para su ratificación.
–¿Si la Legislatura ratifica ya se puede comenzar la construcción de la mina?
–A partir de ese momento la empresa tiene que cumplir con los plazos del código de procedimiento minero para iniciar la construcción de la mina. Hay un plan de trabajo presentado por PSJ comprometiendo inmediato inicio de trabajo cuando la legislatura ratifique la Declaración de Impacto Ambiental. Hay una mesa del cobre institucional y después está la mesa nacional del cobre de los privados donde están los grandes proyectos que están en condiciones de iniciar la construcción. Ahí están Taca Taca, Josemaría, Filo del Sol, el Pachón, MARA, Los Azules, Altar y San Jorge. San Jorge es un proyecto más chico que el resto. En los otros proyectos las inversiones van desde US$ 2100 a US$ 6000 millones. PSJ, en cambio, prevé una inversión de US$ 600 millones y su plazo de construcción es de 12 a 18 meses.
–¿Ustedes han venido conversando con las organizaciones de la sociedad civil para conocer cuál es su posición frente a esta iniciativa?
–El sector antiminero ha quedado reducido a un espacio muy chico. En el sur de la provincia la licencia social es amplia y muy clara. En la audiencia pública que se hizo previa a la declaración de impacto ambiental del distrito minero la mayoría de la población respaldó el proceso. En el norte es donde surgió este germen de antiminería que llegó a cristalizarse en 2007 en esa legislación que paralizó por un tiempo la actividad de la minería metalífera en la provincia, pero la demanda social ha cambiado significativamente. En el contexto del proceso que está transcurriendo actualmente están contemplados talleres en la comunidad. Algunos a cargo de la empresa, brindando información y capacitando recursos humanos, tanto para la contratación directa como entre proveedores. Además, en la Comisión Evaluadora Interdisciplinaria Ambiental Minera (CEIAM) participan, entre otros, la Municipalidad de Las Heras, las dos universidades nacionales que están en la provincia (Universidad Nacional de Cuyo y la Universidad Tecnológica Nacional) y el Consejo Provincial del Ambiente, donde están representadas las asociaciones civiles y las organizaciones no gubernamentales de representación de intereses vinculadas a la preservación del medio ambiente.
–Cuando San Jorge empiece a producir cobre, más allá del impacto a nivel de empleo, ¿cuál es el nivel de regalías que le va a dejar a la provincia?
–La ley bases permite fijar las regalías en un porcentaje que va del 3% y 5% del valor del mineral en boca de mina. La provincia de Mendoza aún no es productora y por lo tanto no tiene ley de regalías, pero ya hemos manifestado el compromiso de fijarlas en el 3%.
–¿Con qué expectativas vienen a esta nueva edición de la PDAC?
–Después de un largo período en el que la provincia no tuvo una política de atracción de inversiones en materia de minería metalífera, el año pasado vinimos a la PDAC a plantear un nuevo rumbo y explicitar los hitos que nos habíamos propuesto cumplir durante 2024. Esos hitos los prometimos en una rueda de inversores en el evento Mendoza Day de la PDAC y hemos cumplido. De hecho, muchos de los inversores con los que nos hemos reunido en 2024 son los que han adquirido propiedades y proyectos en el distrito minero Malargüe. En esta PDAC vamos a hacer un balance de los hitos cumplidos y ese balance va a ser una carta de presentación de cara a la atracción de nuevos inversores, junto con la decisión provincial de mantener una conducta de baja de las alícuotas de los impuestos provinciales.
Los Azules es uno de los proyectos de exploración de cobre más avanzados del país, pero McEwen Copper, su principal accionista, no tiene los US$ 2500 que hacen falta para construir la planta. Michael Meding, vicepresidente y gerente general de la compañía, ha declarado en varias ocasiones que se encuentra a la búsqueda de grandes inversores y la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) será una instancia clave para esas negociaciones. Los especialistas coinciden en que el proyecto genera expectativa entre las multinacionales de la industria minera, aunque hay una disputa silenciosa con McEwen Copper.
Meding tiene claro que a medida que avanzan y van cumpliendo con ciertos hitos el valor del proyecto crece. Del otro lado, los potenciales inversores siguen con atención su evolución y van monitoreando los fondos con los que cuenta McEwen Copper porque saben que si ese flujo se agota ellos pueden negociar su desembarco con mayor fortaleza.
En ese contexto, McEwen logró tres hitos recientes que elevan el precio de Los Azules al momento de negociar el ingreso de un nuevo accionista
1) Declaración de Impacto Ambiental. La empresa presentó en abril de 2023 el Estudio de Impacto Ambiental elaborado por la consultora internacional Knight Piésold y en diciembre de 2024 el gobierno de San Juan aprobó el informe tras un análisis de la Comisión Interdisciplinaria de Evaluación Ambiental Minera (CIEAM), que integraron 14 organismos, nacionales y provinciales. La Declaración de Impacto Ambiental es un paso clave porque una vez obtenida, la empresa puede avanzar con la construcción de la mina y la puesta en marcha de la producción.
2) Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI). El Congreso aprobó el RIGI en julio de 2024 a través de la ley 27.742 y en febrero de este año Los Azules presentó su adhesión. El régimen le otorga beneficios impositivos, como reducción del impuesto a las Ganancias, eliminación de las retenciones a las exportaciones a partir del tercer año de producción, amortización acelerada de inversiones y estabilidad fiscal por 30 años. Además, se le simplifican trámites administrativos y se le otorga acceso libre al mercado cambiario, permitiéndole girar el 100% de sus divisas al exterior sin restricciones
3) Recursos financieros. “Hace 3 años tenía US$ 40 millones como capital para empezar y hasta el momento hemos invertido US$ 473 millones”, declaró Michael Meding en diciembre. Parte de esos fondos provinieron de la automotriz Stellantis que en febrero de 2023 invirtió US$ 155 millones para quedarse con el 14,2% de las acciones del proyecto (ahora tiene 18,3%). Río Tinto también ha venido invirtiendo en el proyecto a través de su subsidiaria Nuton. El último aporte de US$ 35 millones lo realizó en octubre de 2024 y en la actualidad posee el 17,2% de las acciones. Además, McEwen Mining, controlante de McEwn Copper, realizó diversas colocaciones en el mercado. La última fue el pasado 11 de febrero cuando obtuvo US$ 95 millones más una opción adicional por otros US$15 millones para quienes tomaron esos pagarés. Se espera que una parte de esos recursos vaya a financiar las inversiones que tiene previstas en Los Azules durante este año.
Con estos tres hitos, Michael Meding, expondrá este domingo a las 15 en un evento organizado por Argentina Mining en la PDAC. Allí buscará mostrarles a los potenciales inversores que el proyecto está firme y que si demoran su decisión de asociarse el precio que deberán pagar para desembarcar será cada vez más alto.
Michael Meding, expondrá este domingo a las 15 en un evento organizado por Argentina Mining en la PDAC.
La historia del proyecto
Los Azules es un proyecto de exploración de cobre a cielo abierto radicado en la provincia de San Juan, 80 kilómetros al oeste-noroeste de la ciudad de Calingasta y solo 6 kilómetros al este de la frontera con Chile. Según una evaluación económica preliminar, que se completó en 2023, se prevé que la mina produzca un promedio de 322 millones de libras de cátodos de cobre al año durante una vida útil de 27 años.
Los Azules está ubicado a una altura sobre el nivel del mar que va de los 3500 a los 4500 metros. El clima es semiárido, con abundantes nevadas y temperaturas extremadamente bajas, típicas de esa región de la Cordillera de los Andes. Los trabajos se vienen realizando en un valle llamado La Ballena, donde la vegetación es escasa y está prácticamente ausente en las elevaciones más altas.
La minera estadounidense Battle Mountain Gold Corporation (BMG) fue la primera compañía en realizar tareas de exploración en esa zona en búsqueda de oro entre mediados de la década del 80 y fines de la década del 90. A mediados de los 90, la canadiense Minera Andes, a través de su subsidiaria local Andes Corporación Minera S.A. (“ACMSA”), adquirió concesiones en el área que colindaban con las de BMG al sur.
En diciembre de 2003, Minera Andes inició un programa de exploración en Los Azules y registró un tipo específico de mineralización de cobre que se encuentra en formaciones geológicas conocidas como depósitos de cobre porfídico. En 2006 detectó secciones específicas dentro de un depósito mineral con una concentración de hasta 1,6% de cobre a lo largo de 221 metros de profundidad. Generalmente, un contenido de cobre superior al 1% es atractivo para la minería, y un 1,6% es un indicador fuerte de una buena mineralización. Este tipo de concentraciones son económicamente viables para la extracción en un contexto de minería a gran escala.
Después de que BMG se fusionara con Newmont en 2000, parte de las propiedades de BMG fueron adquiridas por Solitario Resources, una empresa canadiense de exploración junior, posteriormente llamada TNR Resources. La australiana Mount Isa Mines (MIM) compró Solitario Resources en mayo de 2004. Luego MIM fue adquirida por la suiza Xstrata, la cual en 2007 celebró un acuerdo con Minera Andes para continuar explorando Los Azules. En octubre de 2009, Xstrata se retiró del proyecto y cedió sus propiedades a Minera Andes. En enero de 2012, Minera Andes fue adquirida por US Gold Corporation, que luego pasó a llamarse McEwen Mining Inc.
En Argentina hay siete provincias con leyes que prohíben la minería a cielo abierto y/o el uso de ciertas sustancias como cianuro, mercurio y acido sulfúrico. Río Negro formó parte de aquel grupo, pero el gobierno de Alberto Weretilnek logró gestar los consensos necesarios para desandar ese camino. En noviembre del año pasado aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del Proyecto Calcatreu autorizando la extracción de oro y plata, luego de que la iniciativa fuera validada en una audiencia pública.
La secretaria de Energía y Ambiente de la provincia, Andrea Confini, expondrá en Toronto durante la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) cómo fue todo el proceso ante un grupo de inversores canadienses que se entusiasman frente a la posibilidad de que se convierta en un caso testigo.
El depósito de oro y plata Calcatreu fue descubierto en 1997 en el paraje Lipetrén Chico, 82 kilómetros al sur de Ingeniero Jacobacci. A partir del año siguiente la empresa Aquiline Resources Incorporated, por entonces propietaria de los derechos del área, avanzó con los trabajos de exploración, pero en julio de 2005, en medio del debate sobre su impacto ambiental, la legislatura provincial prohibió la utilización de cianuro en la minería a través de la ley 3981.
El 10 de diciembre de 2011 Carlos Soria asumió como gobernador y derogó esa norma en los 20 días que gobernó antes de que su esposa lo matara de un tiro el 1 de enero de 2012 en un confuso episodio. En su remplazo, se sancionó la ley 4738 que creó un Consejo Provincial de Evaluación Ambiental Minera (COPEAM). De ese modo, la minería dejó de estar prohibida, pero en los años siguientes no se aprobó ningún proyecto.
Recién en diciembre de 2023, la Legislatura sancionó la ley 5703 que facilitó la evaluación de proyectos mineros y lo que vino después fue un largo proceso de negociación política para lograr los consensos que permitieran retomar la actividad. El COPEAM le dio luz verde al Proyecto Calcatreu el 16 de agosto con el respaldo incluso de los representantes de la comunidad mapuche que habita la zona. El 30 de agosto del año pasado se llevó a cabo una audiencia pública presencial en Ingeniero Jacobacci, donde 247 oradores de las empresas y la sociedad civil expusieron sus posturas. Luego de cumplir esa instancia, el gobierno le otorgó a la empresa Patagonia Gold la autorización para extraer oro y plata en un área de 16.291 hectáreas. Patagonia Gold, propietaria actual del proyecto, es presidida por Carlos Miguens Bemberg, ex dueño de Cervecería Quilmes.
El 30 de agosto del año pasado se llevó a cabo una audiencia pública presencial en Ingeniero Jacobacci.
Confini, la secretaria de Energía, repasará toda esta experiencia en el encuentro “Unlocking Río Negro´s potential for Argentina´s growth”, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense. “Es un ejemplo para cualquiera de las provincias que ahora miran con recelo a la minería”, aseguró a EconoJournal Alberto Carlocchia, líder del área de minería de la cámara, quien moderará el encuentro. La cita tendrá lugar el miércoles 5 de 8 a 10 horas en el estudio de abogados Gowling, que representa a grandes mineras canadienses, el cual está ubicado a siete cuadras del Metro Toronto Convention Centre donde se realiza la Convención PDAC.
La industria minera espera que Calcatreu sea la punta de lanza de otra serie de proyectos. De hecho, en Río Negro hay unas diez iniciativas de exploración que cuentan con capitales canadienses.
Uranio sobre la mesa
En la misma mesa también expondrá Erik Bazarian, el hombre a cargo de la unidad de minerales de Corporación América y sobrino de Eduardo Eurnekian. Corporación América firmó en diciembre un acuerdo con Blue Sky Uranium Corp. una empresa del holding canadiense Grosso Group, para adquirir hasta el 80% del proyecto Ivana, ubicado a unos 25 kilómetros al norte de la ciudad rionegrina de Valcheta, el cual se encuentra en una fase avanzada de exploración de uranio.
Ivana es uno de los yacimientos del distrito geológico Amarillo Grande, que tiene una extensión de 300.000 hectáreas. Blue Sky también cuenta con otros proyectos de uranio en Chubut conocidos como Sierra Colonia, Tierras Coloradas y Cerro Parva.
La experiencia canadiense
Representantes de las provincias canadienses de Ontario, Quebec y British Columbia mantendrán un encuentro cerrado con funcionarios de provincias mineras argentinas para transmitirles sus experiencias en la búsqueda de inversiones. Al evento, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense y el Consejo Federal de Inversiones, asistirán los secretarios de Minería de Jujuy, Salta, Catamarca, La Rioja, Rio Negro, Santa Cruz y Mendoza.
La intención de la cámara es aprovechar los puntos en común de dos países que son federales y en los que las provincias tienen el control de los recursos naturales. Lo que se quiere es ayudar a construir vínculos similares a los que ya existen entre provincias hidrocarburíferas, como Neuquén y Alberta, las cuales tienen un memorando de entendimiento firmado para trabajar determinados temas en forma conjunta.
Ontario fue la provincia líder en 2022 en términos de gasto en exploración minera en Canadá, seguida de British Columbia y Quebec. Estas tres jurisdicciones representaron el 68% del gasto total en exploración y evaluación de yacimientos en el país del norte.
Ontario tiene grandes depósitos de níquel y cobre en la región de Sudbury, mientras que en distritos del norte como Timmins, Red Lake y Kirkland Lake extrae oro y otros metales preciosos. En 2022 produjo minerales por 13.500 millones de dólares, el 22% de la producción minera de Canadá.
Quebec, por su parte, se destaca en la producción de hierro en la región de Fermont, oro en Abitibi y litio en la municipalidad de La Corne, también en Abitibi. Su industria minera aporta unos 12.000 millones de dólares al PBI canadiense y en la actualidad tiene 49 proyectos en diferentes etapas de desarrollo.
Por último, British Columbia es la mayor productora de cobre de Canadá y también extrae oro, plata, molibdeno y carbón. Tiene 17 minas en funcionamiento y dos fundiciones.
Los funcionarios provinciales canadienses ofrecerán un detalle de qué incentivos otorgan sus jurisdicciones, cómo promocionan la actividad ante la ciudadanía, cuáles son las exigencias medioambientales y cómo mejoraron los plazos para el otorgamiento de permisos, entre otros temas. La actividad se realizará en el Hotel Soho, donde se aloja la delegación argentina, el próximo miércoles a las 11 horas.
Reunión de proveedores
Las cámaras de comercio argentino-canadiense, chileno-canadiense y peruana-canadiense organizarán también un encuentro con ocho proveedores de cada una de esas entidades para intercambiar know-how y empezar a generar joint-ventures que permitan desarrollar proyectos más grandes.
En el sector coinciden, por ejemplo, en que no hay empresa de construcción en el país que pueda por sí sola construir un proyecto minero grande como Josemaría en San Juan. Por lo tanto, este tipo de encuentros tiene como objetivo acompañar a los proveedores para que puedan evaluar posibles alianzas si se concreta un escenario de esas características.
La reunión es este lunes 3 de marzo a las 15 horas en la sala 107 del edificio norte del Metro Toronto Convention Centre.
El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) firmó con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) un convenio marco de cooperación técnica y alianza estratégica para colaborar en materia de desarrollo e integración energética con foco en los hidrocarburos. El propósito de la alianza es compartir información y conocimientos y realizar acciones conjuntas con miras al desarrollo, investigación e implementación de estudios, programas, proyectos, incluyendo foros, seminarios, eventos y capacitación u otras actividades afines.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, firmó este convenio para desarrollar aspectos de mutua cooperación junto a Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE; el organismo internacional de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental.
El acuerdo
El acuerdo incluye cooperar para el diseño, estructuración y ejecución de programas y proyectos relacionados con el desarrollo energético; con especial énfasis en los hidrocarburos. También, asistencia técnica recíproca en materia energética y de integración y compañamiento y promoción de actividades que colaboren en la definición de líneas de acción para el establecimiento e implementación de instrumentos de política y planificación en materia energética e integración, con énfasis en los hidrocarburos.
A su vez, la iniciativa contempla el apoyo en el diseño y estructuración de marcos institucionales vinculados al desarrollo energético y a la integración, con énfasis en los hidrocarburos, el utercambio de información técnica y buenas prácticas, y de experiencias profesionales.
También, la asesoría en el análisis y definición de marcos regulatorios para el sector energético; la elaboración y publicación de investigaciones, estudios, análisis y artículos técnicos en materia de integración energética subregional y regional.
Alianza
Las instituciones también trabajarán en la programación conjunta de actividades de formación y capacitación, entre otras complementarias; la organización y realización conjunta de seminarios, talleres, foros y demás eventos vinculados a la integración energética.
Al momento de la firma, el López Anadón sostuvo: «Es interesante trabajar con OLADE, en momentos en que los hidrocarburos aquí están viviendo un momento de crecimiento con Vaca Muerta, que contribuye más que nunca a nuestra matriz energética nacional y con tantas posibilidades regionales”.
Por su parte, Rebolledo Smitmans sostuvo que, a través de la firma de este Memorando de Entendimiento se ha consolidado una alianza estratégica que fortalecerá la cooperación energética en la Argentina y la región.
«Este acuerdo refleja el compromiso de OLADE con la integración energética regional, permitiéndonos avanzar en estudios técnicos, eventos especializados y acciones conjuntas para abordar los retos del sector», precisaron. La firma se realizó en las oficinas del IAPG en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Además de los mencionados directivos, se contó con la presencia de los respectivos equipos y representantes locales de ambas instituciones.
Arcadium Lithium, uno de los principales productores de carbonato de litio del planeta, que se creó el año pasado a partir de la fusión entre Allkem y Livent, presentó los resultados que obtuvo durante 2024. A pesar de las condiciones del mercado durante el año pasado, la compañía logró un incremento del 20 % interanual en la producción combinada de su proyecto Fénix (ubicado en Catamarca) y de Olaroz (situado en Jujuy), con un volumen de 44.115 toneladas de carbonato de litio y 4.541 toneladas de cloruro de litio.
A su vez, la empresa logró avances en sus proyectos de expansión y ramp-up clave. Esto es así porque finalizó la puesta en marcha de la Fénix 1A en Catamarca, con un ramp-up cercano a la capacidad nominal de 10.000 toneladas anuales.
También, registró avances en el proyecto Sal de Vida en Catamarca y se encuentra en un proceso de preparación para una posible reanudación acelerada de Fénix 1B, según destacaron desde la firma a través de un comunicado.
Nivel de actividad
La empresa, además, finalizó la puesta en marcha de Olaroz II en Jujuy, y continúa con el ramp-up para alcanzar la capacidad nominal de 25.000 toneladas anuales.
El 9 de octubre de 2024, el gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías mineras más grandes del mundo, anunció la compra de Arcadium Lithium. Está previsto que este proceso de adquisición concluya el 6 de marzo de 2025.
Paul Graves, presidente y director ejecutivo de Arcadium Lithium, afirmó: “Nuestro equipo en la Argentina debe sentirse inmensamente orgulloso por todos los logros alcanzados en 2024. La combinación con Rio Tinto nos permitirá potenciar aún más el tamaño y la calidad de nuestra cartera de activos de primera clase a nivel mundial, tanto en la Argentina como en el resto del mundo. Juntos, esperamos acelerar el crecimiento y la mejora continua en los próximos años para beneficio de nuestros clientes, colaboradores y comunidades”.
Apuesta por la Argentina
En 2024, la empresa informó que decidió aplazar uno de sus proyectosen Canadá. Pero aseguró que iba a seguir adelante con su plan de inversiones en la Argentina, pese a la abrupta caída del precio de carbonato de litio que se registró durante el año pasado.
Frente a esta decisión, desde la compañía fijaron como objetivo ejecutar la Fase 1B de Fénix y la Etapa 1 de Sal de Vida de manera secuencial y no de forma simultánea como habían establecido en el inicio.
YPF anunció que puso en marcha la segunda planta de tratamiento de crudo del yacimiento La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta que opera en sociedad con PETRONAS. La sociedad entre YPF y PETRONAS cumplió diez años en 2024.
Con esta obra, que implicó una inversión de 200 millones de dólares, se duplicará la capacidad de tratamiento del bloque y se incrementará en 25 % la posibilidad de procesamiento total que tiene la compañía en sus desarrollos No Convencionales.
Esta inversión acompaña el salto productor de YPF a partir del su plan 4×4, que busca incrementar la producción de petróleo de Vaca Muerta de la mano de una mayor eficiencia y la apertura de mercados internacionales.
La planta, que fue construida por la compañía AESA, tiene una capacidad de tratamiento de 12.000 metros cúbicos diarios. En el pico de obra generó más de 500 puestos de trabajo y la participación de una decena de compañías subcontratistas.
Esta planta se suma a otra de iguales características que ya opera en La Amarga Chica, el bloque de mayor crecimiento en Vaca Muerta el año pasado, y uno de los tres con más producción del país. En estas instalaciones, YPF también tratará crudo de bloques linderos como Aguada del Chañar, se indicó.
YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, puso en operación una planta de tratamiento de crudo en el yacimiento La Amarga Chica, ubicado en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Con esta obra, la compañía amplió en un 25% la capacidad de procesamiento de petróleo en sus desarrollos no convencionales.
Es la segunda planta de tratamiento que YPF pone en marcha en La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta y que opera junto a la malaya Petronas. La obra demandó una inversión de US$ 200 millones, informó la compañía.
“Esta inversión acompaña el salto productor de YPF a partir de su plan 4×4, que busca incrementar la producción de petróleo de Vaca Muerta de la mano de la mayor eficiencia y apertura de mercados”, señaló la compañía este viernes en un comunicado.
La nueva planta fue construida por la empresa AESA y tiene una capacidad de tratamiento de 12.000 metros cúbicos por día. En el pico de obra generó más de 500 puestos de trabajo y tuvo la intervención de una decena de compañías subcontratistas.
“Esta planta se suma a otra de igual característica que ya opera en La Amarga Chica, el bloque de mayor crecimiento de Vaca Muerta durante 2024 y uno de los tres con más producción del país”, indicó YPF.
Por último, la compañía destacó que la sociedad entre YPF y Petronas cumplió 10 años el año pasado y que “en la nueva planta se tratará crudo de bloques linderos como Aguada del Chañar”.
Con temperaturas superiores a los niveles históricos, enero presentó un ascenso interanual de la demanda de la energía eléctrica de 4 %, al alcanzar los 13.606,2 GWh a nivel nacional. Se trata del segundo consumo más importante de la historia detrás de marzo de 2023 (13.996,3 GWh), indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.
Al mismo tiempo, se alcanzó un nuevo récord de potencia el 10 de febrero último al llegar a los 30.257 MW.
Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron un crecimiento de la demanda de 3,2 % en el primer mes del año. Subieron los consumos residenciales, comerciales e industriales.
DATOS DE ENERO 2025
En enero de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 13.606,2 GWh; mientras que el año anterior había sido de 13.086,85 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 4 por ciento.
En enero, existió un crecimiento intermensual del 18,3 % respecto de diciembre de 2024, cuando la demanda había alcanzado los 11.505,4 GWh. Además, se llegó a una potencia máxima de 27.696 MW, el 16 de enero de 2025 a las 14:02.
No obstante, el día 10 de febrero de 2025 se registró un nuevo máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de enero, representó el 50 % del total país con una suba de 4,2 %, respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial ascendió 6,2 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 22 %, con una suba en el mes del 0,5 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido enero de 2025): 5 meses de baja (marzo de 2024, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; y diciembre de 2024, -2,2 %) y 7 meses de suba (febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; y enero de 2025, 4 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 0,3 por ciento.
Asimismo, los registros muestran que el consumo de febrero de 2024 llegó a los 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio, 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; agosto, 12.171,4 GWh; septiembre, 10.237,1 GWh; octubre, 10.678,8 GWh; noviembre, 11.064,9 GWh; diciembre de 2024, 11.505,4 GWh; y, por último, enero de 2025 alcanzó los 13.606,2 GWh.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en enero fueron 22 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Corrientes (15 %), Entre Ríos (10 %), Córdoba y EDES (9 %), Chubut, La Pampa, Misiones y Santa Fe (8 %), Neuquén (7 %), Chaco y EDEN (6 %), San Luis (5 %), Catamarca y Río Negro (4 %), Tucumán y Salta (3 %), Formosa y La Rioja (2 %), Santiago del Estero y EDEA (1 %), entre otros.
Por su parte, 5 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: San Juan (-7 %), Jujuy (-5 %), Mendoza (-2 %), Santa Cruz y EDELAP (-1 %).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 3,2 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 3,9 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 2,3 por ciento.
TEMPERATURAS
El mes de enero de 2025 fue más caluroso en comparación con enero de 2024. La temperatura media fue de 26.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.8 °C, y la histórica es de 24.6 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).
En enero, la generación hidráulica se ubicó en los 2.427 GWh, lo que representa una variación del -35 % respecto a 2024. Por su parte, la potencia instalada es de 43.474 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).
Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.
Así, en el primer mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 59,11 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 17,17 % de la demanda, las nucleares el 6,21 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 15,26 % de la demanda total. La importación de electricidad representó el 2,24 % de la demanda satisfecha.
El Ministerio de Economía ha dado un paso clave en el proceso de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), anteriormente conocido como Gasoducto Néstor Kirchner. La iniciativa surge a partir de un proyecto privado presentado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el cual ha sido declarado de interés público.
La Secretaría de Energía, dirigida por María Tettamanti, supervisará el proceso licitatorio, mientras que Energía Argentina S.A. (Enarsa) será la entidad encargada de llevarlo adelante. El objetivo principal es incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta mediante la incorporación de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con una opción adicional de 6 MMm3/d.
Este proyecto, presentado en junio del año pasado, es impulsado por TGS, una compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki. Se estima que la ampliación del gasoducto demandará una inversión total de aproximadamente 700 millones de dólares.
En la reciente Resolución 169 del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial, se formalizó la delegación a la Secretaría de Energía para la realización de la licitación. Esta instancia permitirá que otros competidores interesados puedan presentar sus propuestas para la ejecución del proyecto.
Mendoza dio un paso clave en su transición energética con la inauguración del Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia cuyana y el cuarto a nivel nacional. El proyecto de 90 MW de capacidad instalada se suma a la transformación del sector energético provincial, impulsando el abastecimiento sostenible de grandes usuarios industriales y fortaleciendo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, funcionarios nacionales del área de Energía, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.
Durante la ceremonia, Genneia reafirmó su compromiso con el crecimiento del sector energético en Mendoza al anunciar el desarrollo de un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, y permitirá ampliar significativamente la generación de energía limpia en la provincia. Con estas iniciativas, la compañía proyecta alcanzar una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando su presencia en la región y fortaleciendo el abastecimiento de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.
El gobernador Cornejo manifestó: “La inauguración de este parque solar refleja el potencial de Mendoza para convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina. Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia.”
“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1.400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, a otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresó Jorge Brito, accionista de Genneia.
El Parque Solar Malargüe I es el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina y el primero en la provincia de Mendoza. El parque, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. Además, sus módulos están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética.
El desarrollo requirió una inversión superior a los 90 millones de dólares. En su pico de construcción generó 280 empleos indirectos, contribuyendo significativamente al crecimiento económico y social de la región.
Con la puesta en marcha de este nuevo parque, y los próximos dos proyectos de Genneia en camino, Mendoza se consolida como un referente nacional en energías renovables. Este hito refuerza el compromiso de la provincia y de Genneia con el desarrollo sostenible, la reducción de emisiones de CO2 y la promoción de empleo de calidad, elementos clave para el futuro energético de Argentina.
Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. En enero de 2025, la compañía logró alcanzar 1,25 GW de potencia instalada, un hito sin precedentes que consolida, una vez más, su liderazgo en el sector de energía limpia.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 944 MW en energía eólica y 310 MW en energía solar, con sus parques Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, en la provincia de San Juan, y Malargüe I en Mendoza. Actualmente, la empresa está avanzado en la construcción del Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, con una capacidad de 180 MW. Y sumará los 150 MW de San Rafael, alcanzando los 1.584 MW de capacidad instalada en 2026.
En el marco del compromiso asumido por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres centrado en el impulso de las energías renovables en Chubut; la Subsecretaría de Energías Renovables de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación del Gobierno del Chubut trabaja en la difusión, control e implementación de sistemas de energía renovable en diversos puntos de la provincia.
Con este fin, en noviembre se inspeccionaron los sistemas fotovoltaicos instalados en albergues estudiantiles ubicados en Chacay Oeste, Blancuntre, Cushamen, Fofo Cahuel y Costa Del Lepá; y en las plantas de campamentos educativos de Piedra Parada y Lago Puelo.
Además, el equipo técnico instaló siete sistemas fotovoltaicos domiciliarios a pobladores rurales de la zona de Aldea Epulef, a través del departamento Eolo Chubut.
El proyecto presentado y aprobado oportunamente por el Comité Ejecutivo del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, busca instalar 30 sistemas de generación fotovoltaica domiciliaria (SFD) a pobladores rurales dispersos de las comunas rurales de Aldea Epulef y Colan Conhué.
La población objetivo es aquella que habita en las áreas cercanas a las comunas, y que, ya sea por razones técnicas y/o económicas, no se proveen del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ni de la generación abastecida por la Dirección General de Servicios Públicos.
Dicho equipamiento está conformado por un panel solar policristalino de 310 watts, un regulador solar MPPT/max display 20A y una batería plomo-ácido de 12 volt-110 Ah. La instalación eléctrica se realizó con luminarias de tecnología LED, con el propósito de disminuir el consumo sin sacrificar calidad de iluminación. De esta manera se dispondrá de energía suficiente para el uso de siete luminarias LED y un TV LED y su decodificador, en caso de que el usuario cuente con el adecuado inversor.
La experiencia adquirida ha demostrado que el abastecimiento de servicio eléctrico a la población rural dispersa mediante la instalación de sistemas individuales de generación renovable resulta factible, puesto que satisface las necesidades energéticas de dicha población, sin perjuicio de las mejoras que pudieren surgir en el futuro.
El diputado bonaerense de La Libertad Avanza, Guillermo Castello, presentó en las últimas horas un proyecto para establecer por ley la opción del autodespacho de combustible en las estaciones de servicio de la provincia de Buenos Aires.
En línea con lo promulgado recientemente por el Gobierno nacional, Castello sostuvo que la modalidad de autodespacho de combustible permitirá a las estaciones de servicio contar con una posibilidad más para organizar la oferta de sus servicios; incluso podría “permitir la fijación de un precio diferenciado más bajo para esta alternativa”.
Dificil con el kirchnerismo gobernando la Provincia, pero seguimos intentando desregular las actividades comerciales de la Provincia. Presentamos proyecto de ley para permitir el autoservicio de combustibles líquidos en las estaciones de servicio. LA LIBERTAD SIGUE AVANZANDO. pic.twitter.com/ZltV4bpvCB
En detalle, la iniciativa del legislador bonaerense de La Libertad Avanza establece la modificación del primer artículo de la Ley 13.623 para autorizar en todo el territorio de la provincia, “el autodespacho de combustibles líquidos como modalidad optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán implementarla en forma total o parcial”.
“La provincia debe garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan la prestación de los mismos, resulta pertinente implementar medidas que promuevan el desarrollo de la industria, el avance tecnológico y amplíen la oferta de servicios para los consumidores”, precisó Castello en los argumentos del proyecto.
Asimismo, el diputado bonaerense aclaró que la medida no regiría en el caso del gas natural comprimido, al afirmar que este tipo de modalidad deber ser atendidas en las estaciones de servicio por personal especialmente capacitado en el rol de incendios y en la aplicación de las normas de seguridad para el expendio de combustible por surtidor.
Por último, Castello remarcó que el autoservicio de combustible es una “actividad permitida de larga data en muchos países”, entre los cuales ejemplificó en los casos de Estados Unidos, la Unión Europea, Chile, Perú, Colombia y Uruguay. De esta manera, la iniciativa que ingresó en la Cámara baja bonaerense se suma a la impulsada en el Senado por el bloque de La Libertad Avanza.
Es preciso mencionar que, la administración nacional de Javier Milei oficializó a fines de enero la autorización del autodespacho de combustibles, una modalidad que permitirá que las estaciones de servicio que hoy limitan sus horarios puedan operar las 24 horas.
De esta manera, aquellas estaciones interesadas en ofrecer autodespacho de combustible deberán solicitar autorización a la Secretaría de Energía, bajo la potestad del Ministerio de Economía que definirá los requisitos necesarios para su implementación.
No obstante, funcionarios del Ejecutivo bonaerense advirtieron que no aplicarán la desregulación que permitiría el autodespacho de combustible. En esa línea, desde la cartera de Trabajo indicaron que Kicillof decidió “hacer respetar la ley 13.623” para proteger “el empleo, la salud y la seguridad de los trabajadores”.
El ministro de Interior, Justicia y Paz de Venezuela, Diosdado Cabello, rechazó las medidas impuestas por el Gobierno de Estados Unidos contra la empresa petrolera estadounidense Chevron , a la cual no se le permitirá continuar operando en territorio venezolano por disposición de la Casa Blanca. El presidente estadounidense Donald Trump revocó, a partir del primero de marzo, la licencia que autoriza a la petrolera estadounidense Chevron a operar en Venezuela.
A través de la televisión estatal, Cabello sostuvo que estas restricciones serán superadas por el pueblo venezolano y agregó que terminarán perjudicando a quienes las implementan. El también secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela (PSUV), afirmó que el imperialismo intentó debilitar a Venezuela a través de múltiples bloqueos y sanciones durante los últimos años, pero que la “Revolución Bolivariana” sigue firme.
“Este pueblo es indestructible”, enfatizó el dirigente, quien además apoyó las palabras de la vicepresidenta Delcy Rodríguez. La vicepresidenta rechazó las sanciones de manera contundente, asegurando que dichas medidas derivaron en “rotundos fracasos” para Washington, informó la agencia de noticias Xinhua.
Cabello también destacó el papel del pueblo venezolano en la resistencia ante las dificultades, recordando momentos como las interrupciones de servicio eléctrico por varios días y la imposibilidad de comercializar petróleo y oro a causa de las impuestas por los Estados Unidos. “Nos cortaron el servicio eléctrico, nos impidieron vender petróleo y oro, ¿y han podido con nosotros?, no, no podrán con nosotros”, exclamó el ministro.
Las distribuidoras de energía eléctrica de Buenos Aires y el conurbano -Edenor y Edesur- presentaron sus planes de inversión para los próximos cinco años, al tiempo que propusieron una actualización en la tarifa de su servicio para este año que promediará el 10%, si se suma el ajuste por el transporte.
En el marco de la audiencia pública realizada este jueves, correspondienteal Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), y ante las autoridades del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), los representantes de las empresas hicieron sus pedidos de hasta 2029. Esos ingresos pueden venir de los usuarios, mediante las tarifas, o de asistencia del Estado a través de subsidios.
En el caso de Edenor, que recordó que no recibe subsidios, el ajuste tendría un impacto en las boletas finales en un 8%. Sumado a lo que pidieron las transportistas como Transener -2%-, sería un 10% de aumento de tarifas, que es el máximo que va a autorizar el Gobierno este año por encima de la inflación, y posiblemente en cuotas a partir de abril. Al mismo tiempo, las tarifas se irán actualizando mensualmente sobre la base de la evolución de los precios.
Esto implica, según calcularon en dicha firma, que el 80% de los usuarios residenciales pasará a pagar en promedio $29.544, equivalente a un alza de $9.624. A esto se sumará el 2% de Transener.
Cabe recordar que lo que pagan los usuarios en sus boletas se compone por el precio de generación (44%), impuestos (24%), transporte (2%) y distribución (30%).
Por su parte, Edesur, sin más precisiones, planteó en el acto público un régimen tarifario para pequeñas demandas con simplificación de escalas, eliminación de saltos en categorías y contratación de potencia para suministros trifásicos. Las medianas y grandes mantendrían los cargos actuales pero se incrementaría el valor de los recargos por exceso de potencia.
El nuevo cuadro de tarifas definido en última instancia por el Ejecutivo será publicado el próximo 31 de marzo y entrará en vigencia el 1° de abril. La intención oficial es que los aumentos en los costos de distribución y transporte no se trasladen en más de un 10% a las facturas, a fin de evitar una aceleración inflacionaria en pleno año electoral. Las compañías seguirían ese sendero.
En una audiencia pública, solicitó un ajuste de la tarifa de transporte que representa un aumento del 3,6% en la factura promedio, sin impuestos. La empresa Transportadora de Gas del Sur de Argentina anunció el jueves que presentó su plan de inversiones para el período 2025 – 2029 por 345.000 millones de pesos (327 millones de dólares), mientras que Transportadora de Gas del Norte dijo que en ese período invertirá un promedio de 80.000 millones de pesos por año. En el marco de una audiencia pública convocada por el ente regulador ENARGAS, ambas empresas hicieron un pedido de aumento de […]
La petrolera sumó un 51% más de producción en el último trimestre y exportó casi la mitad de su crudo. Proyecta seguir creciendo en 2025. Vista Energy, la petrolera del empresario Miguel Galuccio, dio a conocer los resultados financieros del cuarto y último trimestre de 2024, así como también los de todo el año. En primer lugar, la compañía registró ingresos por US$ 471 millones en el trimestre, un 52% más que en el mismo periodo del año anterior. De esta manera, en todo el 2024, la cifra avanzó un 41% hasta los US$ 1.648 millones. Al descontar los costos […]
La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) realizó una gira por Estados Unidos para establecer contactos y reunirse con diferentes empresas. Esperan la visita de un comité de inversores norteamericanos al corazón de Vaca Muerta para los primeros días de marzo. Raúl Martín, presidente de la Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo, relató su reciente viaje a EEUU junto a autoridades provinciales y empresarios locales, con el objetivo de posicionar Añelo como el corazón de Vaca Muerta y atraer inversiones para mejorar su infraestructura. La delegación, que incluyó al intendente de Añelo y empresarios destacados, […]
En Vaca Muerta se hundieron u$s47.000 millones desde 2013. Solo en 2024 sumarán u$s11.500 millones, un 75% más que el año pasado. Las estimaciones de consultores privados indican que si bien esas inversiones sirvieron para superar el 10% de actividad posible en la formación neuquina, todavía queda un largo camino por recorrer. Según Aleph Energy, los proyectos del sector hidrocarburífero nacional requieren una inversión promedio de u$s22.500 millones por año hasta 2031, una cifra que duplica el promedio actual. Para los próximos ocho años, aseguran que se necesita una danza en inversiones de u$s181.000 millones. ¿Se podrá alcanzar? Petronas, con […]
El Poder Ejecutivo Nacional reglamentó las modificaciones introducidas por la Ley de Bases a la Ley de Hidrocarburos. El 29 de noviembre de 2024, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 1057/2024. Allí se reglamentaron las modificaciones introducidas por la Ley de Bases 27742 a la Ley de Hidrocarburos 17319, a la Ley del Gas 24076 y los aspectos relativos a la legislación ambiental uniforme para el sector. Para conocer las modificaciones introducidas por la Ley de Bases a las principales leyes en materia energética, puede consultar nuestro artículo: Reformas para el sector energético. También, puede consultar en el […]
🔹 Lanzamiento del DS3-LV, el nuevo microinversor monofásico que reemplaza al YC600B. Este modelo ofrece mayor eficiencia y compatibilidad con una gama más amplia de paneles solares, mejorando la conversión de energía y facilitando la instalación en distintos escenarios.
La segunda fase de esta reunión consistió en mesas de trabajo en la que los asistentes identificaron retos en común y plantearon acciones que pueden ser desarrolladas en el corto plazo por el 
La Dra. Guadalupe González, Representante de la Región de América Latina y el Caribe del IEEE PES, indicó que este evento se desarrolla en el marco del Corporate Engagement Program
INFORMACIÓN IMPORTANTE
.jpg)
