Más desarrollo jujeño en torno a generación distribuida de energías renovables: un generador fotovoltaico abastecerá al Complejo La Mielera, en San Pedro. En el marco de un convenio entre la Secretaría de Energía de la provincia y la Municipalidad de San Pedro de Jujuy, está en instancias finales la construcción de un generador fotovoltaico en el complejo La Mielera, en el acceso sur de la ciudad de San Pedro, sobre Ruta Provincial 56. Otro proyecto de generación distribuida de energías renovables «Este nuevo proyecto se da en el marco de la política de Generación Distribuida de Energías Renovables que lleva […]
En un esfuerzo conjunto con la empresa Unblock y otras empresas del clúster de energía de Mar del Plata y de ABIN, se diseñó y construyó un prototipo para optimizar el uso del gas, con potencial para minería de criptomonedas e inteligencia artificial SPI Astilleros, empresa referente de la industria naval y metalmecánica nacional, en conjunto con la empresa Unblock trabajó en el desarrollo de un prototipo de centro de cómputos modular para optimizar el uso del gas en Vaca Muerta, con potencial para minería de criptomonedas e inteligencia artificial. El diseño del proyecto estuvo a cargo de los equipos […]
La espera está terminando. Este martes 11 de marzo, Future Energy Summit México 2025 reunirá en la Ciudad de México a los líderes del sector energético para debatir sobre el presente y futuro de las energías renovables en el país. Con la participación de las empresas más influyentes del mercado y un programa de conferencias de alto nivel, el evento se consolida como el punto de encuentro imprescindible para quienes impulsan la transición energética en la región.
Las principales empresas del sector, presentes en FES México 2025
Future Energy Summit México 2025 cuenta con el apoyo de los principales actores de la industria que están impulsando la transformación energética en el país y la región. Entre las empresas que nos acompañan en esta edición destacan Sungrow, JA Solar, Seraphim, Trina Solar, 360 Energy, Tuto Power, Growatt, Risen, ZNShine, Nordex, DIPREM, Alurack, Telener 360 y BLC Power Generation, quienes estarán presentes para compartir sus estrategias y soluciones innovadoras para el desarrollo del sector renovable.
Un evento con conferencias de alto nivel
La jornada iniciará con un análisis clave sobre el sector fotovoltaico en México. A las 9:10 AM, el panel «Estado de la energía solar fotovoltaica en México. Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas» reunirá a destacados expertos para analizar las tendencias del mercado, las oportunidades de inversión y las innovaciones que están transformando el sector.
El panel contará con la participación de Dario Leoz, director general de Tuto Power; Héctor Nuñez, North Latam Head of Sales de Sungrow; Alexander Foeth, country manager México de JA Solar; José Luis Blesa, Latam director de Seraphim, y Juan Pablo Sáenz Castañeda, country manager de Atlas Renewable Energy. La moderación estará a cargo de Guillaume Fouché, business director Latin America de Bloomberg NEF, quien guiará la conversación en torno a las perspectivas del sector fotovoltaico en el país.
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Con la presencia de los principales líderes del sector y empresas clave del mercado, FES México 2025 se posiciona como el evento más importante del año para el sector de las energías renovables en el país. Además de las conferencias especializadas, el evento ofrece espacios de networking exclusivos, donde los asistentes podrán generar nuevas oportunidades de negocio y establecer alianzas estratégicas para el desarrollo de proyectos.
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En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.
En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos, según detallaron.
Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en proyectos híbridos en la Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. “El enfoque en la integración de tecnologías híbridas y la capacidad de adaptación posicionan a la compañía como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos”, destacaron desde la firma.
Proyectos que transforman el futuro energético
Las soluciones de BLC Power Generation se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.
Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.
Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.
También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.
En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.
En la Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, la empresa integró el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.
Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red«.
Innovación para un futuro más sostenible
“BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada”, aseguraron desde la empresa.
Martín Lopez, director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética”.
“Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable”, concluyeron desde BLC Power Generation.
Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, presentó este jueves ante inversores los resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Gustavo Mariani, CEO de Pampa, aseguró: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”.
“Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”, destacó el ejecutivo de Pampa.
Crecimiento
En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. “Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en el parque generador y la puesta en marcha del Parque Eólico Pampa Energía VI”, remarcaron desde la firma.
Para el yacimiento Rincón de Aranda, la empresa informó que tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Pampa ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.
Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20.000 barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.
Entre los resultados, desde la empresa destacaron el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Se trata de una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.
Por último, Pampa afirmó que “gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a siete y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027”.
YPF presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 que puso en marcha Horacio Marín, logrando consolidarse como el mayor productor de petróleo shale en Vaca Muerta y exportador de petróleo del país.
Según un comunicado de prensa enviado a Energy Report, durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, un 26% de crecimiento respecto al año anterior y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.
Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior.
En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 Mboe en 2024, un crecimiento del 13% respecto al año anterior. Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo.
Cuál fue el EBITDA de YPF en 2024
Financieramente, YPF cerró un 2024 con sólidos resultados. El EBITDA ajustado creció un 15% alcanzando los 4.654 millones de dólares, impulsado principalmente por la recuperación del precio local
de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.
Cabe señalar que el desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.
Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024, en línea con el objetivo planteado en el plan estratégico por Marín y su equipo. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.
Finalmente, además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: u$s800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre u$s540 millones sin garantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero de 2025 1.100 millones de dólares en bono internacional sin garantía a 9 años con rendimiento del 8,5%.
Ese dinero se utilizará para refinanciar 757 millones de dólares y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.
Pampa presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”. “Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016” agregó.
En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.
La ventana de petróleo
Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento Rincón de Aranda, donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Actualmente, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.
Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.
También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.
Por último, Pampa afirmó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.
El gobierno de Javier Milei aprobó este jueves los nuevos cuadros tarifarios que aplicarán en marzo las empresas dedicadas al transporte y distribución de gas natural por redes. Los usuarios sentirán el impacto en sus facturas que llegarán con una suba del 1,7%.
Así quedó plasmado en una veintena de Resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicados hoy en el Boletín Oficial que contemplan a cada de una de las empresas del sector.
Los cargos varían según la zona y la región. Además, fijan los montos en concepto de m3 de consumo, precio en el Punto de Ingreso en el Sistema de Transporte, Diferencias Diarias Acumuladas, Gas Retenido, Costo de Transporte, entre otros.
Entre los considerandos que sustentan este nuevo tarifazo, el gobierno libertario recordó que inició un proceso de revisión tarifaria, correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de distribución y transporte de gas natural. A su vez, recordó que la Ley Bases declaró la emergencia pública en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de 1 año.
En esa línea el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, comunicó a la Secretaría de Energía 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”.
“En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 1,7 %; y al precio Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) vigente según Resolución N° 25 de fecha 30 de enero de 2025 deberá aplicarse el artículo 5° de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”, precisó.
Los aumentos que habilitó el gobierno de Milei en 2024 implicaron un salto del 400% en las facturas finales de los usuarios el año pasado. Las empresas mejoraron sensiblemente sus balances y esperan consolidar ese proceso, a partir de un incremento en la rentabilidad, para transformarse en “sujetos de crédito”.
Durante los procesos de audiencias públicas, las empresas pidieron incrementos del 50%, pero desde la Secretaría de Energía ya habían adelantado que los aumentos solo se trasladarían en un 10% a las boletas de los usuarios. Finalmente, este mes la suba que verán reflejadas en las facturas será del 1,7%.
Mientras el Gobierno aún busca determinar por qué se produjo el masivo corte de luz en Buenos Aires y hasta se ha deslizado la hipótesis de un posible sabotaje a las líneas de alta tensión de la distribuidora eléctrica Edesur, expertos señalan a la falta de mantenimiento y el retraso de inversiones clave para el sostenimiento del servicio como las principales causales del masivo apagón que dejó a más de 620 mil usuarios sin luz en el AMBA este miércoles, en medio de una ola de calor que elevó la sensación térmica por encima de los 44 grados.
Para Darío Martínez, actual diputado nacional de Unión por la Patria y secretario de Energía durante el gobierno de Alberto Fernández, la clave es la falta de inversiones clave en el sector, que en el último año se ha visto beneficiado con aumentos de la tarifas de la energía eléctrica del orden del 270 por ciento, de acuerdo con datos del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), de la UBA y el Conicet.
“No alcanza con subir la tarifa, le dieron una tarifa innecesaria, porque lo que hay que hacer es mantenimiento y obras”, dijo Martínez en una entrevista con la AM 750, al tiempo que resaltó que el masivo apagón que dejó a millones de personas sin acceso al suministro se produjo por un calentamiento de las líneas de alta tensión “producto de la falta de inversión y mantenimiento”, y descartó el posible sabotaje, tal como buscó nstalar el área energética del Gobierno en las primeras horas posteriores al apagón.
Según Martínez, el mantenimiento y la inversión “deben ser permanentes” y “sin un Estado que controla, ocurren estas consecuencias”. “Si el privado sabe que vos en la discusión de las tarifas le diste todo lo que pidió y no hay control, difícilmente hagan las inversiones”, indicó el exsecretario de Energía.
Inversiones y la concesión en la mira
En este sentido, cobra relevancia la demora de la ampliación del parque de generación de energía eléctrica, que había dejado adjudicado Sergio Massa cuando era ministro de Economía, y que Milei suspendió al asumir.
Para Walter Martello, ex interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “el famoso cliché de que las empresas no tienen dinero para inversiones queda desestimado con el aumento que tuvieron en 2024″. “Había licitaciones lanzadas que se han interrumpido”, sostuvo en declaraciones a la AM 750.
“Cuando el Estado se corre y no controla, suceden este tipo de cosas”, agregó Martello, quien sostuvo que “lo peor que se puede hacer es no controlar y emitir resoluciones en beneficio de la empresa” Edesur, pertenenciente al Grupo Enel, cuyas acciones mayoritarias están en manos del Estado italiano. El exinterventor del ENRE recordó que durante su mandato en la administración de Alberto Fernández propuso la estatización del servicio, que está concesionado hasta 2087.
Por su parte, Martínez resaltó que “la sociedad evoluciona y los consumos evolucionan, no te podés quedar estanco atrás, hay que seguir haciendo inversiones, porque sino habrá estos colapsos muy seguido”, y condenó la suspensión de la obra pública, celebrada por Javier Milei. “El hombre es bueno y si se lo controla, es mejor. No alcanza con subir la tarifa, le dieron una tarifa innecesaria, porque lo que hay que hacer es mantenimiento y obra”, agregó, y habló de un gobierno de improvisados.
Además, Martínez se quejó de que el gobierno “utilice al Estado para hacer negocios y no para gestionar”, y sostuvo que “antes el principio rector de la Argentina era el autoabastecimiento energético y ahora el principio rector es la máxima rentabilidad del sector”.
“Milei dijo que iba a dolarizar la economía y pasó el costo de vida a dólar. Dolarizó las tarifas, dolarizó las naftas, dolarizó el costo de vida y no los ingresos. Las empresas están ganando más que nunca”, se indignó el diputado y exsecretario de Energía.
Apagón masivo: las posibles sanciones y la idea de un “sabotaje”
Tras el masivo apagón del miércoles que afectó a gran parte de la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano bonaerense, el Gobierno de Milei anunció que estaba “recopilando información” para definir qué clase de sanciones aplica a la distribuidora energética Edesur, que concentró a la mayor cantidad de usuarios afectados por los cortes de luz, con el objetivo de determinar si se trató de un accidente, una violación contractual o producto de la falta de inversiones.
El apagón que afectó a más de 620 mil usuarios ayer por la tarde – durante la mañana hubo otro corte de luz masivo, aunque más breve en tiempo – se produjo por el desenganche del sistema al menos en seis ocasiones entre las 5.23 y las 13.10 de las líneas de alta tensión de 220 kilovoltios y desde el gobierno no descartaban la posibilidad de un eventual sabotaje, aunque aún todo el evento es materia de investigación.
En tanto, este jueves aún había 10.000 usuarios que permanecían a osucras sin suministro eléctrico en el AMBA, con epicentro en el centro de la Ciudad de Buenos Aires, de acuerdo con datos oficiales del ENRE, que precisó que 8.837 usuarios afectados permanecían a Edesur, mientras que 1.049 eran de Edenor.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezó en la tarde del jueves una reunión junto a las principales operadoras petroleras de Vaca Muerta en la que se acordó avanzar en el financiamiento de la Circunvalación de Añelo, una obra clave para descomprimir la logística en la localidad que funciona como puerto de acceso al principal enclave no convencional de Neuquén. El proyecto es una de las prioridades que tienen tanto la gobernación de la provincia como la industria hidrocarburífera, ya que permitiría descongestionar el tránsito en el epicentro del desarrollo de Vaca Muerta y generaría un ahorro anual de 50 millones de dólares.
Figueroa encabezó la reunión de la que participó su gabinete junto a referentes de la industria petrolera.
El encuentro tuvo lugar en Buenos Aires en la Casa de Neuquén, tal como había anunciado Figueroa el pasado 1° de marzo durante la apertura de Sesiones Ordinarias de la Legislatura, con el objetivo de trazar una ruta de trabajo y crear el Fondo de Infraestructura para Vaca Muerta. Además de obras, el gobernador neuquino insistió a las empresas en que apoyen el programa de becas escolares Gregorio Álvarez y les pidió que contraten mano de obra local en los principales proyectos que tiene la industria en la provincia. «El gobernador destacó la transparencia y la trazabilidad con el que se está ejecutando el programa de becas y pidió avanzar con el desarrollo de infraestructura que es clave para garantizar la sustentabilidad de Neuquén», indicó uno de los ejecutivos asistentes de la reunión.
Inversión
Días atrás, Figueroa había adelantado a EconoJournal que el encuentro tenía como fin “decirles a las empresas lo que pretendemos y trazar una curva de inversión para que nosotros podamos acompañar ese camino hacia donde quieren ir e intervenir de la mano de lo que queremos nosotros”.
Este jueves el mandatario presentó el Fondo de Infraestructura como un mecanismo para ejecutar las obras que necesita la industria para apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta, entre las que destacó nuevas rutas y redes de electricidad, como así también la Red Azul de agua.
La reunión finalmente tuvo lugar a las 15 en la Casa del Neuquén, en la calle Maipú y culminó pasadas las 17. Contó con la presencia de parte del gabinete como el ministro de Energía, Gustavo Medele, el ministro de Jefatura de Gabinete, Luis Ousset, el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, el de Trabajo, Lucas Castelli, la de Educación, Soledad Martínez y la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves.
Por parte de las empresas se hizo presente el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, junto con referentes de compañías como YPF, Shell, Pluspetrol, Pan American Energy, Phoenix, TotalEnergies y Pampa Energía. Además, participó el líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci.
Acuerdo por Añelo
La reunión de hoy sirvió para poner en agenda como prioridad número uno la culminación de la Cincunvalación de Añelo, una arteria que se encuentra en el seno de Vaca Muerta y cuya ampliación es vital para acompañar su desarrollo. En este punto, el gobernador neuquino consideró que implicará un “win-win” tanto para la provincia como para las compañías al permitirles generar un ahorro anual de 50 millones de dólares y descomprimir el congestionado tránsito de la zona.
Sobre este tramo en particular, 10 operadoras se comprometieron a culminar los 60 kilómetros de ruta que restan. De esta forma, se lograría finalizar bypass de Ruta 7 que incluiría la pavimentación en la Circunvalación de Añelo -ubicada entre las ruta 8 y la 17- para así permitir contar con una traza alternativa para el Corredor Petrolero. Las operadoras se comprometieron a financiar un 80% del costo de construcción de la obra, que demandará unos 60 millones de dólares. El 20% restante estará en cabeza de la provincia.
Una de las principales dudas que plantea el esquema de asociación pública-privada es el mecanismo de financiamiento que tanto empresas como el gobierno provincial utilizarían para ejecutar estas obras. Sobre este punto, las petroleras propusieron crear un fideicomiso y finalmente acordaron realizar una nueva mesa técnica a fines de marzo entre integrantes de la CEPH y miembros del gabinete de Figueroa donde se defina cómo será el uso de los fondos y cuáles serán las próximas obras a ejecutar.
En paralelo, la CEPH avanza en el estudio que encargó a la consultora AC&A para determinar cuáles son los trabajos prioritarios para la industria en base al nivel de actividad y el desarrollo de las áreas petroleras.
Por su parte, el gobernador también hizo énfasis en que las regalías son una retribución que recibe la provincia y que se basa en la extracción de un recurso no renovable. Dijo que actualmente, la mitad de su recaudación se utiliza para generar nueva infraestructura y señaló a las empresas que “si mejoran en este aspecto van a hacer una diferencia”.
En el encuentro se plantearon además otros dos ejes: educación y empleo local. En el primer punto, la ministra Martínez comentó acerca del Plan Gregorio Álvarez, mientras que el gobernador les pidió a las empresas que comprometan más fondos para así poder beneficiar a más estudiantes y aumentar los montos de los beneficios.
El último eje de la reunión abordó el empleo local. En este punto, Rucci reclamó que trabajadores de Mendoza, Chubut y Santa Cruz llegan a Neuquén donde ocupan puestos laborales y se les pidió a las compañías que priorizaran la mano de obra neuquina en los desarrollos que tienen proyectados.
Este martes 11 de marzo, la Ciudad de México será el escenario de un debate clave para el futuro energético del país. Future Energy Summit México 2025 reunirá a los principales ejecutivos del sector renovable para analizar el papel de la energía eólica y solar en la transformación del mercado eléctrico y su impacto en la competitividad de la economía mexicana.
El rol de la energía eólica en la matriz energética de México
El desarrollo de la energía eólica onshore es clave para avanzar hacia una matriz energética más sostenible en México. A las 12:45 PM, el panel «Energía eólica onshore como aliada de una matriz 100% renovable en México» reunirá a expertos que compartirán su visión sobre el crecimiento del sector y los desafíos para su consolidación.
El panel contará con la participación de Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener360; 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 Leonardo Beltrán, non-resident senior fellow en Inter American Dialogue. La sesión será moderada por Héctor J. Treviño, director ejecutivo de AMDEE, quien guiará la conversación sobre el desarrollo de nuevos parques eólicos y el marco regulatorio para su expansión.
Renovables y competitividad: la visión de los líderes del sector
Con el crecimiento acelerado de la generación renovable, México enfrenta un momento decisivo en la integración de estas fuentes a su matriz energética. A la 1:35 PM, el panel «El impacto del crecimiento renovable mexicano en la competitividad del país. Visión de líderes de la cadena de valor» analizará cómo el desarrollo de proyectos eólicos y solares influye en la estabilidad del mercado energético y en la atracción de nuevas inversiones.
Entre los expertos que debatirán este tema estarán Catalina Delgado, senior manager de Asuntos Regulatorios en Invenergy; Victoria Sandoval, senior sales en Risen Energy; y Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo de Proyectos y Tecnología en 360Energy. La moderación estará a cargo de Yolanda Villegas, directora legal de Compliance y Relaciones Institucionales en Envases, quien liderará la discusión sobre los retos regulatorios, las oportunidades de financiamiento y la importancia de fortalecer la cadena de valor de las renovables en México.
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Con la participación de los principales líderes del sector y un programa de conferencias de primer nivel, FES México 2025 se posiciona como el evento clave para quienes están impulsando la transición energética en el país. Además de los paneles especializados, el evento ofrece espacios de networking exclusivos para conectar con inversionistas, desarrolladores de proyectos y expertos de la industria.
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MSU Green Energy fue una de las grandes energéticas que participaron de FES Argentina, encuentro organizado por Future Energy Summit que reunió a más de 500 líderes del sector renovable de la región.
Tomás Darmandrail, gerente de Desarrollo Corporativo de MSU Green Energy, pasó por los micrófonos del streaming de Strategic Energy Corp en el marco de FES Argentina y dio a conocer cómo la compañía acelera su expansión solar y analiza nuevas oportunidades de negocio.
“Ya contamos con 230 MW de capacidad renovable en operación, con la intención de cerrar el presente año con 370 MW operativos en el país”, afirmó durante el primer día del encuentro en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
El portafolio de MSU Green Energy incluye los parques solares en operación Las Lomas (32 MW) en la provincia de La Rioja, Pampa del Infierno (130 MW), Charata (28 MW) y Villa Ángela (40 MW) en Chaco; a la par que avanza con la construcción de los parques Sáenz Peña, Castelli, Ingeniero Juárez y Las Lomitas.
En paralelo, MSU Green Energy apuesta al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar un ambicioso proyecto de 330 MW de potencia en Catamarca, que ya tiene prioridad de despacho junto a otros parques en Neuquén y Chaco (PS La Escondida – 100 MW de capacidad).
“El proyecto de Catamarca representa una inversión de USD 270.000.000, con la intención de iniciar la construcción en la segunda mitad de 2025. Ya tenemos el terreno comprado, los permisos avanzados y estamos cerrando la compra de los equipos principales”, detalló Darmandrail.
“Con todo ello, superaremos 1 GW de potencia renovable, puramente solar, y la intención es poder ejecutarlos en los próximos 2 – 3 años, con financiamiento mediante”, agregó en el streaming de Strategic Energy Corp del encuentro FES Argentina.
La diversificación de MSU Green Energy no se limita solo a la generación de energía solar, sino que la empresa evalúa su participación en la primera gran licitación por 500 MW en baterías, a instalarse en las redes del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
“Estamos analizando varios proyectos, revisando el pliego licitatorio, los límites de precio y el mecanismo de adjudicación”, explicó el gerente de Desarrollo Corporativo de la compañía, aclarando que la decisión final dependerá de la viabilidad económica y de los acuerdos con proveedores, ya que el monto de inversión depende fuertemente del costo de la baterías.
“Debemos ser muy finos en el análisis financiero, por lo que estamos en conversaciones con distintos proveedores y evaluando mecanismos de financiamiento”, añadió.
Mercado financiero y oportunidades de financiamiento en renovables
El desarrollo de energías renovables en Argentina sigue atado a la evolución del marco normativo y a las oportunidades de financiamiento.
En este sentido, MSU Green Energy observa un mayor apetito y apertura del mercado financiero por proyectos energéticos, especialmente para contratos PPA de centrales renovables, ya sea puramente generación o híbridas con sistemas BESS.
“Hay más interés en renovables y, muchas veces, el almacenamiento se asocia directamente con estos proyectos. Hay muchos fondos de inversión internacionales o multilaterales que tienen líneas de crédito específicas para renovables o baterías”, manifestó.
La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile abordó el apagón masivo que el pasado 25 de febrero dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé (más del 90% del país) por más de seis horas.
A pesar de las explicaciones del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y los próximos pasos que se tomarán para determinar las causas de manera puntillosa (incluyendo más de 500 informes de parte de los coordinados), legisladores apuntaron contra las autoridades del CEN y solicitaron su salida del organismo.
“Le tengo un gran respeto a la itinerancia del Coordinador Eléctrico, pero no percibo una autocrítica, sino que veo una transferencia de responsabilidad distribuida entre las empresas y actos de fé de las mismas que no se compatibilizan con los hechos”, indicó el senador y presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Juan Luis Castro.
“Considero cuesta arriba que desde que se ideó un plan de contingencia, no lo tengamos, y que el plan de rescate no haya tenido simulaciones para haber detectado si el sistema funcionaba o no (…) Por lo que pregunto si han evaluado dar un paso al costado ante el escenario y ausencias fuertes de respuestas”, señaló contra las autoridades del CEN presentes, Juan Carlos Olmedo (presidente) y Ernesto Huber (director ejecutivo).
Mientras que la legisladora Yasna Provoste apuntó contra el “grave incumplimiento de obligaciones técnica y regulatorias” del CEN y la falta de implementación del plan de defensa contra las contingencias extremas, independientemente si las hubieran podido (o no) prevenir el blackout.
“La ausencia de la certificación impide tener certezas técnicas sobre la real condición operativa y la disponibilidad efectiva de las unidades al momento del apagón. El Coordinador Eléctrico Nacional es el organismo responsable de asegurar la operación segura y técnicamente adecuada del sistema eléctrico nacional en todo momento. Entonces no tengo dudas de quién es el responsable”, remarcó.
Estas posturas parlamentarias se debe a que las explicaciones del organismo independiente no resultan suficientes para explicar el masivo corte eléctrico, que alegó que “no se puede descartar la participación de terceros”.
“Es parte de la investigación. La información que tenemos es que se había inhabilitado y finalmente terminó operando y desconectando la línea. No se puede descartar si la intervención que hizo la empresa ISA Interchile (propietaria de la línea Cardones-Polpaico, en cuyo tramo mencionado se produjo el incidente) de haber inhabilitado la protección correctamente o no, si hizo un trabajo posterior a la comunicación que implicara una operación errónea o incorrecta de la intervención”, insistieron desde el CEN.
“El Consejo Directivo y toda la organización del Coordinador hará su autocrítica, pero en el momento que dispongamos de evidencia. Estamos haciendo todo el esfuerzo en elaborar el estudio de análisis de falla, y junto a la auditoría correspondiente veremos si ISA Interchile no deshabilitó, rehabilitó o intervino la línea en cuestión”, aclararon.
Próximo análisis en el Legislativo
Con el fin de analizar las causas, consecuencias y las medidas anunciadas por el Ejecutivo en relación al corte general de energía eléctrica vivido hace unos días, la Sala del Senado informó que el próximo 11 de marzo se realizará sesión especial de 17 a 20 horas, con la presencia de autoridades del Estado vinculadas al área.
El 1.° de marzo asumió el presidente electo, Yamandú Orsi, junto a las autoridades que lo acompañarán durante su gestión. De esta forma, Uruguay celebra 40 años ininterrumpidos de democracia.
Durante la ceremonia, Fernanda Cardona firmó el Libro de Actas y asumió así oficialmente el cargo de ministra de Industria, Energía y Minería.
Cardona es doctora en Derecho y Ciencias Sociales y cuenta con una experiencia de 25 años en la administración pública. Durante los últimos cinco años fue directora de UTE en representación del Frente Amplio.
La acompañarán en su gestión Eugenia Villar, como subsecretaria, y Rodrigo Díaz, como director general de Secretaría.
Trayectoria de la nueva gestión
Cardona es doctora en Derecho y Ciencias Sociales y posee una extensa trayectoria en la administración pública, con 25 años de experiencia en distintos organismos del Estado.
En los últimos cinco años, se desempeñó como directora de UTE en representación del Frente Amplio, participando en la toma de decisiones estratégicas en el sector energético.
Quien le sigue en su puesto es Eugenia Villar, subsecretaria de la cartera y Doctora en Derecho y Ciencias Sociales de la (UdelaR). También se desempeña como abogada independiente, asesora parlamentaria y de la Asociación de Feriantes del Uruguay.
El Director General de Secretaría será Rodrigo Díaz, quien se desempeña como docente y asesor jurídico de legisladores del Frente Amplio en temas vinculados a la industria, energía, minería y empresas públicas. También trabajó de asesor en el Ministerio de Salud Pública y en el Ministerio de Industria, Energía y Minería.
En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.
En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos. Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en importantes proyectos híbridos en Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. Su enfoque en la integración de tecnologías híbridas y su capacidad de adaptación la posiciona como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos.
Proyectos que transforman el futuro energético
Las soluciones de BLC Power Generation son altamente flexibles y se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.
Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.
Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.
También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.
En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.
En Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, integramos el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.
Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red.»
Innovación para un futuro más sostenible
BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada.
Martín Lopez, Director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética.»
Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable.
En el marco de la feria Re+ Mexico, Growatt fue galardonada con el premio “TOP BRAND PV MEXICO 2025” otorgado por EUPD Research, en reconocimiento a su destacada presencia en el mercado fotovoltaico mexicano. Este premio resalta el liderazgo de Growatt en el mercado y refuerza su posicionamiento como una marca global con calidad y soporte local.
El premio “TOP BRAND PV” de EUPD Research es uno de los galardones más prestigiosos de la industria fotovoltaica, basado en un análisis exhaustivo de la percepción de marca y la recomendación de instaladores de energía solar. Cada año, EUPD Research realiza una encuesta independiente a los instaladores a nivel mundial, evaluando las marcas mejor posicionadas en diversas categorías. Gracias a su notable desempeño y reconocimiento, Growatt ha sido seleccionada como la marca líder en México en este análisis.
Este premio es un reconocimiento al esfuerzo de Growatt durante años en los mercados mexicano y latinoamericano. La compañía se distingue por su amplia gama de productos, que incluye soluciones fotovoltaicas para hogares, sistemas fotovoltaicos para aplicaciones comerciales e industriales, así como sistemas de almacenamiento de energía. Además, Growatt ha lanzado recientemente su innovador inversor microinversor NEO, que forma parte de su oferta avanzada para el mercado. La compañía ha adoptado una estrategia de calidad global y soporte local, estableciendo una robusta red de atención al cliente y soporte técnico en México y otros países de América Latina, lo que le permite ofrecer un servicio personalizado y cercano para cada proyecto fotovoltaico.
Los productos de Growatt no solo satisfacen las demandas globales, sino que también están adaptados a las condiciones específicas de cada región, lo que ha permitido a la compañía posicionarse de manera sólida en el mercado mexicano y ser reconocida por su compromiso con la excelencia.
México se ha consolidado como uno de los países con mayor crecimiento en el mercado fotovoltaico de América Latina. En los últimos años, las políticas gubernamentales de impulso a las energías renovables han acelerado el desarrollo de proyectos solares en el país. Según datos de EUPD Research, México es un mercado clave para la industria fotovoltaica a nivel global, especialmente en la aplicación de proyectos solares residenciales y comerciales, cuyo crecimiento sigue en aumento. Este galardón a Growatt refleja su capacidad para aprovechar las oportunidades en este mercado en expansión y su constante innovación.
Durante la ceremonia de entrega del premio en la feria Re+ México, Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, expresó su agradecimiento y reafirmó el compromiso de la empresa con el mercado mexicano. “Recibir el premio ‘TOP BRAND PV MEXICO’ es una clara muestra de nuestro éxito en este mercado, y subraya cómo nuestra estrategia global de calidad y soporte local se ha integrado perfectamente. Creemos firmemente que el mercado mexicano continuará su crecimiento acelerado, y Growatt seguirá respaldando la transición energética de México con productos y servicios de la más alta calidad”, señaló Lisa Zhang.
DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica N-type, exhibió una gama de módulos N-type 4.0, módulos DAS Black y módulos DBC en la Energy Transition Expo en Rimini, Italia, presentando sus últimos avances y logros en innovación tecnológica solar a una audiencia global.
Europa sigue siendo una de las regiones más dinámicas para la energía solar, desempeñando un papel fundamental en la estrategia de expansión global de DAS Solar.
Como economía europea clave, Italia ha experimentado un crecimiento notable en su industria solar. Para finales de 2024, el país contaba con más de 1.87 millones de instalaciones solares conectadas a la red, con una capacidad instalada total que alcanzó los 37.08 GW, lo que representa un aumento del 30% en comparación con el año anterior. Este fuerte impulso subraya el compromiso de Italia con la energía limpia y presenta amplias oportunidades para empresas fotovoltaicas como DAS Solar.
Desde sus inicios, DAS Solar se ha dedicado a una estrategia orientada a la innovación, ofreciendo de manera constante productos fotovoltaicos de alta eficiencia y gran fiabilidad para satisfacer las demandas del mercado global.
En la exposición, la empresa presentó una impresionante gama de módulos, que incluyó módulos N-type 4.0 de 720W y 630W, un módulo DBC de 470W y un módulo DAS Black de 460W. Estos módulos avanzados demuestran la sólida experiencia tecnológica y las capacidades innovadoras de DAS Solar, a la vez que subrayan la profunda comprensión que tiene la compañía del cambiante panorama energético.
Para atender las diversas necesidades del mercado global, DAS Solar ha desarrollado estratégicamente una hoja de ruta tecnológica denominada “Un Núcleo, Tres Ramas”. Con TOPCon como su núcleo, la empresa está avanzando simultáneamente en tecnologías DBC, TSiP y SFOS, construyendo una red integral de innovación para futuras aplicaciones solares.
Entre los productos destacados, la serie DBC se distinguió por su rendimiento excepcional y su diseño estéticamente agradable, popular entre el mercado residencial local. Basada en la tecnología de capa de túnel TOPCon 4.0, combina las ventajas de las tecnologías TOPCon y BC, logrando una eficiencia de conversión ultra alta de más del 26.88%, lo que evidencia el liderazgo de DAS Solar en innovación solar de alto rendimiento.
Los módulos de la serie N-type 4.0 se convirtieron en uno de los principales atractivos del evento, llamando la atención por su alta densidad de potencia y su sobresaliente rendimiento en generación bifacial. Impulsadas por la tecnología N-type patentada de DAS Solar, las últimas celdas TOPCon 4.0 Plus cuentan ahora con una eficiencia media en producción en masa superior al 26.7%, estableciendo nuevos estándares de eficiencia. Con una fiabilidad, estabilidad y seguridad excepcionales, estos módulos están diseñados para sobresalir en una variedad de escenarios de aplicación, asegurando una producción energética de alto rendimiento a largo plazo.
En Italia, una nación reconocida por su profundo patrimonio artístico y arquitectónico, la estética juega un papel crucial en la selección de productos. Conscientes de ello, DAS Solar ha integrado de forma armoniosa la elegancia del diseño con la tecnología fotovoltaica de vanguardia. La serie DAS Black ejemplifica esta fusión, presentando una tecnología avanzada de recubrimiento y vidrio recubierto sin color que maximiza la absorción de luz, a la vez que realza una estética moderna y elegante.
Esta innovación se alinea perfectamente con la apreciación de Italia por la belleza y la funcionalidad, estableciendo nuevos estándares en la estética de los productos fotovoltaicos.
Como dos de las civilizaciones más prominentes del mundo, China e Italia han fortalecido la colaboración en el sector de las energías renovables en los últimos años. Con un mercado eléctrico bien establecido, abundantes recursos solares y un fuerte apoyo político a las energías renovables, Italia ofrece un entorno altamente favorable para las empresas fotovoltaicas.
En línea con su estrategia de expansión global, DAS Solar está abordando activamente las necesidades energéticas locales de Italia, alineando sus soluciones con los objetivos de neutralidad de carbono e independencia energética del país. A través de sistemas fotovoltaicos personalizados y de alta eficiencia, la empresa se compromete a impulsar la transformación energética sostenible en la región.
A medida que la demanda de energía renovable continúa en aumento en todo el mundo, DAS Solar se mantendrá a la vanguardia de los avances tecnológicos y el desarrollo de productos, ofreciendo soluciones solares más eficientes y fiables a clientes globales. Al trabajar estrechamente con socios internacionales, la empresa tiene como objetivo acelerar la transición global hacia la energía limpia, contribuyendo a un futuro de cero emisiones netas para todos.
El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos empresas mineras más grandes del mundo, cerró la compra de Arcadium Lithium, la compañía creada el año pasado a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial. La adquisición fue por US$ 6.700 millones y la empresa ahora se convertirá en Rio Tinto Lithium. La firma, mediante esta transacción, se posicionó como el principal productor de este mineral del país.
Gracias a esta adquisición, la empresa pasará a operar dos proyectos que en la actualidad se encuentran en la etapa de producción en el país. Desde la compañía, aseguraron que el objetivo es aumentar la capacidad de los activos de nivel 1 a más de 200 mil toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE) para 2028.
“Las tecnologías y geografías complementarias ofrecen un valor atractivo impulsado por el crecimiento acelerado del volumen en un mercado en alza, proyectando un EBITDA y un flujo de caja operativo significativamente más altos en los próximos años”, destacaron a través de un comunicado.
Proyectos
Mediante esta adquisición, Río Tinto ahora estará a cargo del proyecto Salar de Olaroz, ubicado en Jujuy. También, el proyecto Fénix, localizado en el Salar del Hombre Muerto en Catamarca, en el cual la compañía planea construir una segunda planta de carbonato de litio. Dos iniciativas que se suman al proyecto Rincón, ubicado en Salta y operado por Río Tinto, que se espera que comience su producción comercial este año.
Jakob Stausholm, director ejecutivo de Rio Tinto, aseguró: «Hoy estamos encantados de dar la bienvenida a Rio Tinto a los empleados de Arcadium. Juntos, estamos acelerando nuestros esfuerzos para obtener, extraer y producir los minerales necesarios para la transición energética”.
A su vez, el ejecutivo sostuvo que “al combinar la escala, la solidez financiera y la experiencia operativa y de desarrollo de proyectos de Rio Tinto con los activos de primer nivel y las capacidades técnicas y comerciales de Arcadium, estamos creando un negocio de litio de primera clase que se suma a nuestras operaciones líderes de mineral de hierro, aluminio y cobre”.
“Creemos que estamos bien posicionados para suministrar los materiales necesarios para la transición energética, manteniendo al mismo tiempo nuestro enfoque en respetar a las comunidades locales, minimizar los impactos ambientales y generar valor para los accionistas y otras partes interesadas”, consideró.
Transacción
Los accionistas de Arcadium Lithium recibirán una contraprestación total en efectivo de 5,85 dólares por cada acción que posean en la fecha de registro del plan.
Además, Rio Tinto financiará la adquisición recurriendo a su línea de crédito puente existente, que planea reemplazar con financiación de deuda a largo plazo.
En relación con la finalización de la transacción, las acciones de Arcadium Lithium y los recibos de depósito CHESS (CDI) se retirarán de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) y de la Bolsa de Valores de Australia (ASX), respectivamente, según detallaron.
Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024, informó los logros alcanzados durante el año pasado, y avanza en el desarrollo de petróleo en Vaca Muerta.
Al respecto, Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó que “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó 21 % respecto a 2023, lo que significa casi 80 % más que lo producido en 2017”.
“Además, agregó, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA (resultados antes de intereses, impuestos y amortizaciones) creció 19 % interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”.
En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3 % del total país y un crecimiento de 4 % con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95 % en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.
Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento (No Convencional) Rincón de Aranda (NQN), donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo.
En tal sentido, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.
En el año en curso planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.
También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares para aumentar la capacidad del Gasoducto troncal Perito Moreno (Ex GPNK) y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.
En el orden financiero, Pampa informó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.
Los cortes de energía del 5 de marzo en la zona de CABA y del Norte del país pusieron en evidencia las debilidades del sistema eléctrico argentino. Más de 2 millones de personas se quedaron sin luz, afectando la actividad cotidiana y el funcionamiento de los servicios esenciales. Ante este escenario, la especialista en planificación energética, Cecilia Garibotti, señaló que la situación actual responde a la decisión del gobierno de retirarse de la planificación y gestión activa del sector.
Garibotti investigadora de la Fundación Encuentro explicó que “el plan anunciado de la Secretaría de Energía ha sido no intervenir, lo que ha dejado un vacío donde el sector privado no ha aparecido y el Estado se ha corrido, dejando un sistema más vulnerable”. La falta de políticas de continuidad en la inversión y el desarrollo energético ha generado incertidumbre y retrasos en proyectos clave, “se vió en el invierno pasado que faltó gas y se ve ahora que falta energía eléctrica”.
Uno de los puntos críticos señalados es la postergación de licitaciones necesarias para la expansión y modernización del sistema eléctrico.
“Una licitación, la llamada Terconf, suspendida en diciembre de 2023 se está retomando ahora, más de un año después, cuando ya se reconoce su necesidad. Sin embargo, los tiempos no alcanzan para completar las obras antes del verano 2025/2026, lo que encarecerá los costos porque se están barajando soluciones más caras y afectará directamente a los usuarios”, explicó.
El transporte de energía eléctrica también enfrenta desafíos significativos. “En los últimos años, se han realizado obras estratégicas, como la línea de alta tensión de 444 km que conecta Bahía Blanca y Mar del Plata que se inauguró en julio de 2023, mejorando la estabilidad del sistema en la Costa. Sin embargo, la actual administración ha paralizado la ejecución de nuevos proyectos y desfinanciado planes que estaban en marcha”, indicó.
Otro aspecto clave es el financiamiento de las redes eléctricas. “El Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, que se alimentaba con aportes de las facturas de electricidad para mejorar la infraestructura, ha visto detenida su ejecución durante todo 2024. Ahora se está evaluando su eliminación definitiva mediante decreto, lo que podría agravar los problemas de inversión en el sector”, advirtió.
En cuanto a la generación de energía, Garibotti destacó que el gobierno anterior había contemplado una planificación energética que operara sobre toda la cadena de la industria, así se trabajó a la par en el incremento de la producción de gas natural con el Plan Gas, la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (ahora Perito Moreno) y la modernización del parque de generación térmica mediante la licitación Terconf.
“Se trataba de una estrategia integral para mejorar la oferta energética. Sin embargo, ahora estamos viendo fallas en distintos puntos de la cadena debido a la falta de continuidad en la política energética y a la decisión de esperar que el mercado actúe por sí solo y sin guía”, explicó.
La falta de incentivos para la inversión privada es otro factor que pone en riesgo la estabilidad del sistema. “La inversión en infraestructura energética requiere certezas y garantías. Sin señales claras desde el Estado, será difícil que las empresas asuman los riesgos necesarios para expandir y modernizar la red. Si no se toman medidas ahora, el 2026 será aún más complicado”, alertó Garibotti.
La especialista enfatizó la necesidad de diseñar un sistema eléctrico que se adapte a la demanda real de los usuarios. “El sistema no dio abasto y esto evidencia que es necesario fortalecer la infraestructura energética. No se trata de culpar a los usuarios por su consumo, sino de garantizar que el sistema pueda responder a las necesidades actuales y futuras de la población”, concluyó.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad comunicó que “En virtud de las afectaciones en el servicio eléctrico acontecidas durante el miércoles 5 de marzo en el área de concesión de la empresa EDESUR, el ENRE ha resuelto iniciar un expediente de oficio para evaluar las causas, responsabilidades, y, en caso de corresponder, sanciones a aplicar”.
“Mediante este procedimiento administrativo, el Ente Regulador investigará los dos eventos sucedidos durante el día de ayer: los desenganches de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05:24 hs, y de las líneas de alta tensión Costanera- Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07 hs, que dejaron sin servicio a 550.000 y 740.000 usuarios respectivamente”, señaló el organismo de control.
Ante estos eventos, personal técnico del ENRE monitoreó las tareas llevadas a cabo en el centro de control de EDESUR y en el centro de control de SACME, y constató in-situ los trabajos de las cuadrillas técnicas de la empresa en la traza de las líneas de alta tensión afectadas.
En este sentido y como primera medida, se le solicitaron a la distribuidora EDESUR los informes técnicos correspondientes a las fallas mencionadas, como así también la documentación que avale las tareas de mantenimiento realizadas sobre las líneas en cuestión, se indicó.
El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los nuevos cuadros tarifarios “de transición” para las tarifas de transporte y de distribución de gas natural por redes que las empresas de ambos rubros aplicarán en la facturación del mes de marzo.
El ENARGAS activó entonces el incremento tarifario del 1,7 % dispuesto por el ministerio de Economía y lo hizo oficializando una serie de Resoluciones que habilitan los nuevos precios en las facturas de las compañías transportadoras de gas Refinor, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas Mercosur, Gas Link, Enarsa, TGN y TGS.
Asimismo aprobó los nuevos cuadros para las empresas concesionarias de la distribución Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Distrbuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, MetroGas, Naturgy BAN, Naturgy NOA; Litoral Gas, Gasnea y Redengas.
En los anexos de las resoluciones dictadas para las Transportadoras se describen y detallan la tarifa de Transporte en Firme (TF), de Transporte Interrumpible (TI), y tarifa de Intercambio y Desplazamiento (ED).
En los anexos de las resoluciones dirigidas a las Distribuidoras se discrimina para facturar el Cargo Fijo, y el Cargo por metro cúbico consumido.
A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario Residencial atendido por MetroGas categoría de usuario R2-3 (consumo de entre 801 y 1.000 m3 anuales) el Cargo Fijo mensual será de $ 12.298,09 si se domicilia en CABA, mientras que será de $ 10.970,71 si se domicila en Buenos Aires. El Cargo por metro cúbico de Consumo será de $ 203,98 para la misma categoría (R2-3 ) sea de CABA o de Buenos Aires.
Se trata de tarifas finales para usuarios residenciales Nivel 1 (sin subsidio), y sin impuestos.
En los considerandos de las resoluciones del ENARGAS se hace referencia a que el 28 de febrero último “el Ministro de Economía comunicó a la Secretaría de Energía que por las mismas razones expresadas en notas anteriores “…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”.
“En ese sentido, el Ministro expresó que: “En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un UNO COMA SIETE POR CIENTO (1,7 %)”.
Según lo señaló el Ministro de Economía, todo ello “…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”.
El gobierno recibió numerosos elogios públicos de empresarios en la convención PDAC de Toronto debido a las reformas pro-mercado que viene impulsando. Sin embargo, poco se supo de las reuniones privadas que la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y el secretario de Finanzas, Pablo Quirno, tuvieron con representantes de la industria minera y financiera. En esos cara a cara, los ejecutivos aprovecharon para plantear sus dudas sobre la sustentabilidad de las reformas, ya que el fracaso del gobierno de Mauricio Macri todavía está fresco en el recuerdo de muchos de ellos.
Cena con mineras
El domingo por la noche hubo una cena con representantes de empresas mineras en las oficinas del estudio Gowling, organizada por el Canadian Council of the Americas y Horizon Engage, consultora de riesgo político con sede en Nueva York. Karina Milei todavía no había llegado a Toronto y la voz cantante la tuvo Quirno, quien estuvo acompañado por los gobernadores de San Juan, Marcelo Orrego, el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, y una serie de ministros provinciales.
Los empresarios se mostraron conformes con las reformas que impulsa el gobierno de Javier Milei, pero su principal preocupación estuve centrada en qué está haciendo la gestión actual para garantizar que no se dé marcha atrás con esas reformas. Su principal preocupación es que no les pase lo mismo que a Mauricio Macri que a comienzos de 2016 también recorrió el mundo promocionando un cambio y terminó llegando al final de su mandato solo por el salvavidas que le tiró el fondo en medio de una corrida financiera fenomenal que derivó en el restablecimiento del cepo cambiario.
Lo que respondió Quirno es que en esta ocasión la principal diferencia está dada por la convicción de Javier Milei y por una sociedad que aceptó la idea de que el equilibrio fiscal es necesario para salir adelante. Quirno remarcó también en ese encuentro que las ahora las reformas están siendo más profundas que en la época de Macri. Los gobernadores y los ministros provinciales respaldaron el análisis del secretario de Finanzas y dijeron que efectivamente la sociedad está acompañando las reformas.
Karina Milei y Pablo Quirno durante la PDAC en Toronto.
Quirno reconoció en ese encuentro que a Argentina le va a llevar tiempo recobrar la credibilidad, pero insistió en que van a seguir cumpliendo su hoja de ruta y sostuvo que los próximos pasos son el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional y la eliminación del cepo cambiario.
Del lado empresario asistieron Brandon Craig, presidente para las Americas de BHP, el gigante minero australiano; Lawrence Dechambenoit, director global de Asuntos Externos de Río Tinto, otro jugador de primer nivel con inversiones en cobre, mineral de hierro, aluminio y litio; Emily Olson, directora de Sustentabilidad y Asuntos Corporativos de Vale Base Metals, una subsidiaria de la brasileña Vale; Richard Price, director de Asuntos Legales y Corporativos de la británica Anglo American, otro gigante con operaciones en cobre, diamantes, platino, mineral de hierro y niquel; Amparo Cornejo, directora de Sostenibilidad de Teck, una de las principales productoras de zinc y carbón en América del Norte; John Gladston, director de Asuntos Corporativos de la canadiense First Quantum, gran productor de cobre y niquel; y Sean McAleer, vicepresidente de Iniciativas Estratégicas de la canadiense Pan American Silver, una de las mayores productoras de plata del mundo.
El listado lo completaron ejecutivos de empresas más pequeñas con potencial estratégico como John Miniotis, presidente y CEO de AbraSilver, productora de plata y oro; Rob McEwen, CEO de la canadiense McEwen Copper, enfocada en la minería de cobre; Rodrigo Barbosa, CEO de la canadiense Aura Minerals, productora de oro y cobre; Dinah Asare directora de desempeño social de la productora de oro canadiense Kinross Gold, Christian Möbius, CEO de la británica Southern Cross Minerals; y Ignacio Celorrio, vicepresidente ejecutivo de Lithium Argentina. Además, se sumaron a la mesa representantes de algunas financieras con intereses en el sector minero como Appian Capital Advisory, BMO Capital Markets y Rideau Potomac Strategy Group.
Cita con fondos de inversión
El lunes por la noche hubo otra cena en el estudio Gowling con representantes de fondos de inversión. Allí estuvo Karina Milei con Pablo Quirno y el presidente de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional Diego Sucalesca.
En línea con sus acotadas intervenciones públicas, Karina Milei habló poco, pero se preocupó por saludar uno a uno a todos los presentes al comienzo y al final del encuentro. La secretaria general de la presidencia reconoció que el país tiene mala reputación a nivel internacional y aseguró que su misión es dejar en claro que están impulsando un verdadero cambio de época. Dijo que no solo impulsan transformaciones económicas sino una “batalla cultural”. Además, se mostró confiada en que la Libertad Avanza va a ganar las elecciones legislativas de este año.
A Quirno le preguntaron a qué sectores tienen previsto darles mayores beneficios y el secretario de Finanzas respondió que no van a realizar ese tipo de discriminación y todos son bienvenidos a la Argentina. Cuando le preguntaron por la vigencia de derechos de exportación, aseguró que el gobierno no está conforme todavía con su resultado fiscal porque no permite bajar más los impuestos.
Entre los asistentes estuvieron Scott Brison, vicepresidente ejecutivo de Estrategia y Asuntos Públicos del Banco de Montreal (BMO) y ex ministro de Finanzas de Canadá; Jeff Vickers, director de Finanzas de BMO; Nadir Cura, analista del fondo de inversión Converium Capital, George Armoyan, presidente del fondo de inversión Geosam Capital; Ari Untracht, director de Eldridge Industries, una firma de inversión y holding privado; Alexandra McBain, socia fundadora y directora general del fondo de inversión Pamoja Growth Partners, orientado a pequeñas y medianas empresas; Jonathan Hausman, director de Estrategia de Ontario Teachers’ Pension Plan, uno de los mayores fondos de pensiones de Canadá; Jonathan Belair, socio principal de Power Sustainable Lios, fondo de inversión centrado en el desarrollo sostenible y la agricultura regenerativa; Savannah Ryan, vicepresidenta de Finanzas Corporativas de Integra Capital, empresa argentina de inversiones con intereses en energía, minería y tecnología.
Las cenas con los empresarios tuvieron lugar en la sede del estudio Gowling, en King Street al 100, en el distrito financiero de Toronto.
También participaron ejecutivos de estudios de abogados y empresas de consultoría. Christian Perlingieri, socio de Control Risks, consultora global especializada en gestión de riesgos, inteligencia empresarial y seguridad corporativa; France Tenaille, socia del estudio de abogados Gowling WLG y Joe Goldberg, CEO y fundador de la consultora Horizon Engage; Jay Rosenzweig, presidente de la consultora de liderazgo y reclutamiento de ejecutivos Rosenzweig & Co.; y Michiel van Akkooi, un ex ejecutivo de la minera Kinross, que ahora presidente de Tailwind International, una firma de asesoría y consultoría estratégica.
Además, estuvieron Dale Friesen, vicepresidente de Asuntos Corporativos y Director de Asuntos Gubernamentales de ATCO, un grupo empresarial canadiense con intereses en diversas industrias; René Muga, vicepresidente de Asuntos Corporativos para Latinoamérica de la minera BHP; Todd Smith, vicepresidente de Marketing y Desarrollo de Negocios en Candú Energy, una empresa de AtkinsRéalis (ex SNC-Lavalin); Micki Gordic, vicepresidente de Desarrollo Corporativo y Estrategia del gigante de la industria alimentaria McCain Foods; Ross Butler, CEO de Cooke Seafood & Cooke Aquaculture, empresa líder en la producción y exportación de productos del mar y acuicultura; Hank Latner, deputy chairman de Shiplake Properties, empresa de desarrollo inmobiliario y gestión de propiedades residenciales y comerciales; y Ken Frankel, presidente del Canadian Council of Americas.
Representantes de entidades de Estaciones de Servicio de América Latina participarán de la edición 64 de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC) que, organizada por la CECHA, se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.
La CLAEC está integrada por representantes de Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Costa Rica, Colombia, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Paraguay, Perú, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y Venezuela.
Carlos Gold, secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y parte del Comité Ejecutivo de la CLAEC explicó que “La idea es poner en común las diferentes experiencias y realidades de los países integrantes con el objetivo final de pensar propuestas superadoras que fortalezcan al sector”.
Durante estas tres jornadas, los delegados de los países participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región, con un enfoque en tres ejes centrales: la potencialidad del Gas Natural Comprimido, los costos y aspectos laborales en las estaciones de servicio, y la aplicación de inteligencia artificial en el sector.
El crecimiento del GNC en la región
La primera mesa de trabajo analizará el desarrollo del GNC en cada país participante. Se debatirán las políticas gubernamentales y regulaciones que influyen en su expansión, las estadísticas de su uso en los parques automotores nacionales, y la infraestructura de Estaciones de Servicio dedicadas a este combustible. Además, se abordará el impacto de los precios relativos frente a los combustibles líquidos y el potencial de ahorro que ofrece el GNC.
El crecimiento de esta alternativa energética ha sido significativo en varios países, y la tendencia indica que su desarrollo continuará en el futuro. También se discutirá el papel de los talleres de montaje y las conversiones de vehículos, elementos clave para impulsar el uso del GNC.
Desafíos laborales y costos
La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.
Un punto central de discusión será la Jornada Laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.
Otro aspecto relevante es la estructura de costos, con foco en el porcentaje que representan los salarios y cargas sociales dentro del total operativo. Además, se analizará la legislación vigente, el impacto del activismo sindical y la coexistencia de múltiples convenios colectivos de trabajo.
La IA en estaciones de servicio
El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.
En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.
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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.
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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.
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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.
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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. […]
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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.
Los productos de Growatt no solo satisfacen las demandas globales, sino que también están adaptados a las condiciones específicas de cada región, lo que ha permitido a la compañía posicionarse de manera sólida en el mercado mexicano y ser reconocida por su compromiso con la excelencia.
🔹 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
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