La jueza Loretta Preska, del Distrito Sur de Nueva York, ordenó este martes a la Argentina entregar la información solicitada por los beneficiarios del fallo por la expropiación de YPF, que el país perdió en primera instancia en el proceso llevado a cabo en Estados Unidos. El pedido incluye datos sobre la ubicación del oro argentino que está en las reservas del Banco Central.
La jueza había declarado en mayo pasado a YPF y al Banco Central como posibles alter ego de la Argentina y ordenó al país proveer información de los últimos dos años para probar la relación de la petrolera y la entidad monetaria con el Estado.
El pedido se produce en medio de las negociaciones entre la Argentina y los demandantes del juicio por la expropiación de YPF, en el que la jueza Preska falló en contra del país y lo obligó a pagar una sentencia de US$ 16.100 millones por indemnización a los fondos Burford Capital y Eton Park.
Si bien la defensa argentina apeló el fallo, nunca depositó la garantía mínima que se pedía para evitar embargos.
Así, mientras transcurre de manera paralela el proceso para que los jueces de segunda instancia revisen la sentencia de Preska en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, los demandantes presionan por cobrar su indemnización y piden a la jueza embargar activos del país.
Los beneficiarios del fallo están pidiendo información desde marzo a la Argentina sobre su relación con ciertas entidades manejadas por el Estado, como YPF, Aerolíneas Argentinas, Banco Nación, Arsat, Enarsa y el Banco Central.
La Argentina se opone a entregar cierta información porque dice que no es relevante, mientras los fondos señalan que eso lo tiene que decidir la jueza.
“Preska lanzó una advertencia al país diciendo que ‘se ha invertido más tiempo y dinero en defender la entrega de estos documentos que en realizar dicha entrega’”, dijo Sebastián Maril, director de Research for Traders, quien sigue los juicios contra el Estado en el exterior.
“Los acreedores de los fallos contra YPF están exigiendo detalles como los mensajes SWIFT que revelen resúmenes de cuentas en instituciones bancarias específicas que hayan realizado o recibido pagos en nombre de la República. También están solicitando información sobre cuentas soberanas tanto en Argentina como en Estados Unidos, incluso si estas cuentas pudieran estar protegidas contra embargos”, precisó Maril.
Garantìa de pago
Para que la Argentina pudiera evitar el embargo de fondos, la jueza Preska determinó una garantía de pago que solicitaron los fondos.
Esa garantìa equivalía a entregar un tercio de las acciones de YPF y un supuesto crédito a favor con Paraguay por la construcción de la represa de Yacyretá.
Ninguna de las opciones era viable para el Estado, ya que para entregar o vender acciones de YPF es necesario tener la aprobación del Congreso.
El Gobierno convocó para el próximo 6 de febrero a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas. Allí habrá, entre otros, dos puntos clave para la administración libertaria: se avanzará con una fórmula automática de ajuste y se buscará impedir los cortes para los usuarios que no paguen tasas municipales, algo que tiene al ministro de Economía Luis Caputo en guerra con los intendentes bonaerenses.
Mediante la Resolución 16/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada en el Boletín Oficial, se pretende dejar “claro que la facultad de corte del servicio (de gas) sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio“.
Con ese objeto, el Enargas convocó a la audiencia pública con la propuesta de tratar -entre otros asuntos- una “modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”. Es decir, se cambiará el reglamento del servicio para alentar a que los contribuyentes paguen sólo los conceptos relacionados con el servicio de gas y no consideren esencial pagar las tasas municipales que se incluyan en la factura de ese servicio.
La pelea entre Caputo y los intendentes se remonta al año pasado, cuando el ministro empezó a emitir diversas resoluciones para desalentar que los usuarios paguen las tasas municipales que aparecen en las facturas de servicios. No sólo eso, sino que amenazó con cerrar sucursales del Banco Nación en los distritos que insistan con el cobro de tasas.
Pero la prohibición del cobro provocó una reacción en cadena de los intendentes de Unión por la Patria en el conurbano, que presentaron recursos judiciales para que se les permita sortear esa veda dispuesta. Y una docena de ellos consiguieron fallos favorables, que les permitirán por ahora mantener las percepciones locales atadas a facturas como las de Edesur y Edenor.
Tras la última amenaza del ministro con recortar fondos coparticipables que envía a las provincias si no bajan las tasas, un grupo de jefes comunales salieron al cruce del funcionario, algunos recordando su rol de “endeudador” en el Gobierno de Mauricio Macri.
Por otra parte, en la audiencia se debatirá una nueva fórmula de ajuste tarifario automático para el servicio que llevan adelante TGN, TGS, Metrogas, Naturgy y Camuzzi, entre otras empresas. En 2024, las boletas de gas subieron 531%, en promedio.
De esta manera, el Ministerio de Economía busca poner en marcha la revisión quinquenal de tarifas (RQT) de transporte y distribución de gas. Es un mecanismo por el cual se determinan las inversiones que tienen que hacer las empresas, por un lado, y se establece la fórmula de ajuste de las tarifas que el Estado tiene que cumplir. Es decir, se busca darles previsibilidad a las empresas y a los usuarios acerca de cómo serán los aumentos y con qué frecuencia se aplicarán.
Luego de un inicio de verano con temperaturas templadas, el 2025 llegó con un aumento en el mercurio por una ola de calor que afecta a la región. En este contexto, esta semana podría registrarse un hito en demanda energética y Edgardo Volosín, director ejecutivo de Edenor, se refirió al impacto que puede tener el uso simultáneo de aires acondicionados llamando a un uso responsable de la energía.
Este jueves se estima que la temperatura máxima puede superar los 35 grados y la sensación térmica ser aún más alta, por lo que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) estima que la demanda podría llegar a los 29.662 megawatts (MW), superando la marca histórica de los 29.653 MW que se registró en febrero de 2024.
Volosín, en diálogo con Urbana Play, detalló cuales son los desafíos que presenta el sistema energético en este contexto de alta demanda. “Se espera que este jueves la temperatura alcance los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que hemos visto históricamente, pero sí pone estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, indicó el director de Edenor.
Cabe señalar que enero suele ser un mes con menor consumo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) por la temporada de vacaciones, pero sin un consumo responsable puede presentarse un escenario complejo. “El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, indicó Volosín.
En este sentido, agregó: “Muchas veces entramos a una casa y vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”. Remarcó, también, que los aires acondicionados pueden representar hasta un 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda: “Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”.
En cuanto al incremento de la demanda, Volosín señaló que “el aumento es de un 3% anual y esto se ha sostenido por años. Esto genera la necesidad de dotar al sistema de transporte de mayor capacidad y confiabilidad para poder atender ese crecimiento natural”. Al mismo tiempo, indicó que las inversiones recientes no alcanzan para cubrir los años de desfinanciamiento: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
En el caso de Edenor, Volosín valoró la calidad del servicio que ofrece la empresa: “Los índices de calidad actuales son los mejores desde que Edenor comenzó a operar en 1992. Se miden con parámetros internacionales como la cantidad y duración promedio de los cortes por año, y en ambos casos hemos logrado mejoras significativas”.
Además, se refirió a las importaciones de energía: “Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”. En cuanto a las tensas relaciones diplomáticas con Brasil, Volosín remarcó que “estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se encuentra enfocada actualmente en la intervención y participación de los cambios que están aconteciendo las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral, con el fin de lograr transiciones ordenadas que fomenten la actividad, atento a las directivas pautadas por el gobernador Claudio Vidal.
De esta manera, durante el año 2024, se buscó construir un escenario de transición progresiva, que permitiera dar continuidad de las operaciones en las concesiones, incentivando el desarrollo de la industria y la generación de empleo genuino en Santa Cruz.
Es por ello que los objetivos giraron en torno al sostenimiento de los niveles de producción, contrarrestando la tendencia declinatoria; el mantenimiento y la generación de puestos de trabajo; el incentivo del desarrollo de áreas maduras, a través de proyectos de secundaria, terciaria y licitaciones de áreas vacantes; como así también la gestión de acuerdos que garantizaran la continuidad de la actividad, de manera prolongada.
También se trabajó en el incremento de las actividades de contralor y la fiscalización de los yacimientos, preservando el medio ambiente; ampliar el horizonte energético provincial, a través de la exploración de nuevas áreas, haciendo especial hincapié en el potencial de la nueva ventana productiva no convencional de la formación Palermo Aike, con la posibilidad de atraer nuevos inversores; en el aumento de la participación de empresas locales, proveedoras de insumos y prestadoras de servicios; junto al fomento permanente de la capacitación de los operarios del sector.
Para alcanzar estos objetivos, en el último semestre del año, se concretó la cesión de áreas Koluel Kaike – El Valle y Piedra Clavada, de Pan American Energy a Crown Point, comprometiendo para este desarrollo, una inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas; logrando además la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.
Por su parte, PAE se comprometió a mantener sus operaciones en Cerro Dragón, avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz, destacándose que en 2024 la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, lo que incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo, un plan de 25 intervenciones de pozos en Cerro Dragón, y un pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico, este último que de resultar exitoso, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.
Además, luego de un largo proceso de trabajo y en conjunto con el impulso de la nueva gestión, se ha logrado culminar con el otorgamiento de prórrogas en las áreas El Valle, cuyo concesionario es Ingeniería Alpa S.A., y Anticlinal Aguada Bandera, perteneciente a Quintana E & P, logro a destacar dado que implica el desarrollo de áreas marginales en la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad y el compromiso de nuevas inversiones en las mismas.
En relación a las posibilidades y expectativas que representa la producción no convencional, con los primeros resultados de la exploración en la formación Palermo Aike, se busca producir de manera sostenida, y alcanzar acumuladas de hidrocarburos equivalentes a otras cuencas en desarrollo, por lo que el principal desafío es reducir costos operativos, a medida que la producción aumenta y lograr su rentabilidad.
Para alcanzar esta meta, se trabaja fuertemente en promocionar su potencial, y con esto, la nueva ventana productiva en la Cuenca Austral con la posibilidad de atraer nuevos inversores y, en consecuencia, aprovechar los múltiples beneficios para la Provincia, en lineamiento con los objetivos marcados por el gobernador Claudio Vidal.
Cabe destacar que este pozo se encuentra en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC. Cuenta con una profundidad vertical de aproximadamente 3.500 metros, una rama horizontal de 1000 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.
Con este panorama, la empresa YPF anunció días atrás ante el Gobernador el inicio de la exploración No Convencional en las áreas La Azucena y El Campamento Este, también en la zona de Palermo Aike, abarcando con sísmica 3D mas de mil kilómetros cuadrados, que generará alrededor de 110 nuevos puestos de trabajo, lo que sumado al resultado obtenido del Maypa.x-1, en caso de ser positivo, fomentará una aceleración en dichos compromisos y abrirá nuevos horizontes de inversión no convencional.
Desde la Secretaría se hace un permanente seguimiento de los permisos exploratorios, a los efectos de garantizar el cumplimiento de las inversiones propuestas, y de este modo continuar sosteniendo la producción.
En materia de inspecciones, se buscó aumentar la presencia de representantes de la Autoridad de Aplicación en cada uno de los campos, asegurando un mayor control de desvíos encontrados. Es así que en la CGSJ, se realizaron 71 inspecciones, distribuidas en un 51% YPF, 31% CGC Energía, 1% PAE, 1% Alianza, y el resto a Quintana e Ing. Alpa. En CA se realizaron 52 inspecciones distribuidas en un 50% CGC, 37% Interoil, 12% Enap – se inspeccionaron todas las plataformas – y el resto a Petrofaro.
Las tareas abarcan controles de rutina en plantas de tratamientos de crudo; certificación de volúmenes entregados entre empresas operadoras; control de calibración de puntos de medición de venta de petróleo y gas en condición de venta; control de calibración de puntos de medición de gas combustible; control de actividad en equipos de perforación y terminación; control de Producción y de compromisos de inversiones declaradas por concesionarias, sobre todo en el marco de los trámites de cesión de áreas mencionados previamente; entre otras.
Finalmente, también desde la Secretaría, se lleva adelante el control de regalías, y atento a las modificaciones a la Ley Nacional, se estableció una nueva metodología de cálculo para la determinación del canon hidrocarburífero, por lo que se iniciaron reclamos – en 2024 – por aproximadamente por USD 2.500.000.
En paralelo, se cobraron reclamos por ajustes de precios a PAE, por USD 578.000; a YPF por USD 4.000.000; y a CGC por USD 143.000.
El informe mensual, desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que en noviembre de 2024 la producción del sector decreció un 4% respecto al mes anterior.Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa también una caída del 3% a nivel sectorial; mientras que el acumulado del año para este mes refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores.
El relevamiento de la CIQyP® marcó que las ventas locales también se vieron impactadas, con una baja del 14% respecto al mes anterior, lo que algunas empresas atribuyen a una disminución en el volumen y en los precios de venta. En términos interanuales, todos los subsectores fueron afectados, con una caída del 37%, salvo los básicos orgánicos. El acumulado anual también refleja una disminución del 28%.
A su vez, el Informe de la Cámara resaltó que las exportaciones, durante noviembre 2024, presentaron una recuperación con un aumento del 8% respecto al mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observa un aumento importante, del 82%, favorecido por los subsectores básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año está en un 38 % arriba, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron sin cambios.
Valores positivos
La reseña llevada adelante por la CIQyP® mostró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró valores positivos tanto en el interanual (53% – *este incremento se debió a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas, que no se realizaron durante el 2024) como en el acumulado del año (4%) en producción; mientras que tuvo caída en la variación mensual. Por su parte, en las exportaciones los números fueron positivos, del 6% intermensual y del 7% interanual; mientras que un 11% negativo en el acumulado del año. En lo que respecta a las ventas locales todas las variables fueron negativas.
Durante noviembre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 24,46% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 18.46% en las importaciones y del 6,59% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2024 tuvo un uso promedio del 54% para los productos básicos e intermedios y del 83% para los productos petroquímicos.
Las ventas locales
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre del 2024, alcanzaron los 327 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.548 millones en los once meses de ese año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “noviembre ha sido otro mes complejo para el sector Químico – Petroquímico, con caídas importantes en producción y ventas locales, pero con un aumento de las exportaciones lo cual explica la competitividad del sector para salir al exterior. El contexto sigue siendo desafiante, aunque hay expectativas de leves mejoras en los próximos meses”.
La primera privatización de la presidencia de Javier Milei tiene como protagonista a IMPSA, la histórica compañía metalúrgica de Mendoza que supo ser uno de los principales fabricantes de turbinas hidroeléctricas de la región. El gobierno nacional preadjudicó a la empresa estadounidense ARC Energy la compra de las acciones de la compañía que estaban en manos del Estado nacional y de la provincia de Mendoza. Con la adquisición de la empresa fundada por la familia Pescarmona, ARC Energy busca posicionamiento global y desarrollar al menos tres líneas de negocio en EE.UU., según indicaron representantes de la compañía a EconoJournal. Una de esas líneas es el reemplazo de grúas chinas en los puertos estadounidenses, un negocio podría transformar a la venta de IMPSA en un primer caso testigo de friendshoring en el país, un término comercial que engloba el fenómeno de la localización de las empresas en países que suponen un bajo riesgo en el contexto de las fricciones comerciales entre EE.UU. y China.
La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de IMPSA, conformada por representantes del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la Provincia de Mendoza, aprobó la pre-adjudicación de las acciones de IMPSA en poder del Estado Nacional y Provincial al consorcio IAF, cuyo socio principal es ARC Energy, una empresa radicada en Texas que fabrica bienes para la industria de petróleo y gas.
El 63,7% de las acciones de la empresa están en manos del FONDEP, que está bajo la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, mientras que Mendoza tiene el 21,2% y el restante 15,1% está en manos del sector privado. Las acciones del FONDEP y de Mendoza tienen origen en el rescate económico estatal realizado durante la presidencia de Alberto Fernández y la gobernación de Rodolfo Suárez en 2021. La empresa había colapsado financieramente en agosto de 2020 por la imposibilidad de reestructurar su deuda y no poder participar en licitaciones internacionales por no tener avales.
El consorcio IAF fue el único oferente en la licitación internacional llevada adelante por el Ministerio de Economía. De cumplirse todas las condiciones comprometidas por la Comisión Evaluadora y el IAF antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones. ARC Energy se comprometió a una capitalización inicial en IMPSA de US$ 27 millones.
IAF solicitó tiempo hasta esa fecha para renegociar la deuda de US$ 570 millones entre IMPSA y sus acreedores. “La parte más delicada al 31 de enero es la reestructuracion de la deuda, que viene bastante bien, con los acreedores principales ya tenemos carta de conformidad para avanzar, vamos a llegar bien a la fecha”, informaron desde ARC Energy. La principal deuda es con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Otros acreedores relevantes son el Banco Nación, el BICE, y el grupo Moneta.
En paralelo a la negociación de la deuda, también hay conversaciones con los clientes en la Argentina para actualizar los contratos vigentes. Dos contratos sensibles son la modernización de turbinas en la represa de Yacyretá y la modernización de los tanques TAM 2C con el Ministerio de Defensa. “El gran desafio en los próximos 15 días es sentarnos con todos los clientes que tiene IMPSA en la Argentina y plantear la reestructuracion de los contratos vigentes y ver cómo los podemos implementar lo mas rápido posible”, añadieron.
Friendshoring y líneas de negocio en EE.UU.
IMPSA cuenta con capacidades industriales y know-how tecnológico únicos en el país y la región, habiendo participado en proyectos de energía hidroeléctrica, solar, eólica y nuclear equivalentes a50.000 MW de potencia en todo el mundo. Estas capacidades y trayectoria despertaron el interés de ARC Energy, que tiene un plan para los «primeros 100 días» con foco en tres líneas de negocio a explotar en los EE.UU.: la provisión de grúas portuarias, la fabricación de componentes para centrales nucleares y la renovación de turbinas hidroeléctricas.
La empresa mendocina tiene una trayectoria importante en la fabricación de grúas para puertos, con exportaciones a todo el mundo. Esa línea de negocio decayó en las últimas décadas producto del avance de la competencia internacional y particularmente de empresas chinas, aunque ahora se abre una oportunidad especial. EE.UU. puso el foco en la ciberseguridad e infraestructura portuarias, tras una investigación del Congreso que determinó que algunas grúas de fabricación china utilizadas en puertos estadounidenses contienen equipos de comunicaciones sin un propósito claro ni registro de su instalación.
La oportunidad inmediata para ARC Energy esta en el reemplazo de aquellas grúas que por su software embebido ya no resultan confiables. «El secretario de Transporte junto al presidente Joe Biden plantearon la necesidad de reemplazar en los puertos las grúas chinas actuales por grúas occidentales. Todas esas grúas tienen un cerebro que almacena información del movimiento portuario y China tiene esa información», indicaron los representantes de ARC Energy.
De esta forma, IMPSA se transformaría en un caso testigo de friendshoring en la Argentina, es decir, de redireccionamiento de las cadenas de suministro a países percibidos como política y económicamente seguros o de bajo riesgo por una potencia como EE.UU. De hecho, la empresa ganó en 2023 un contrato con la Marina de EE.UU. para proveer dos puentes grúas.
Una segunda línea de negocios es relativa a la fuerte demanda internacional de componentes y servicios para centrales nucleares. IMPSA también tiene una importante trayectoria fabricando componentes para reactores. Entre sus entregas más recientes figuran la fabricación de un blindaje para el reactor CAREM y la renovación de los generadores de vapor para la central Embalse. La compañía tiene la certificación internacional ASME de fabricación de componentes grado nuclear. «El sello ASME es un activo muy importante para la internacionalización de la compañía en el plano nuclear», reconocieron.
En un tercer plano figura el negocio de turbinas para centrales hidroeléctricas, clave en la internacionalización de la empresa mendocina durante las décadas de 1980 y 1990. Para hacer frente al envejecimiento del parque hidroeléctrico estadounidense, el Departamento de Energía seleccionó 293 proyectos de mejora hidroeléctrica en 33 estados que recibirán hasta US$ 430 millones en pagos de incentivos para modernizar las instalaciones.
Grúas fabricadas por IMPSA.
Cuestionamientos y riesgos
La venta de IMPSA a ARC Energy representaría un doble hito para el gobierno nacional, por tratarse de su primera privatización de una empresa en manos del Estado y el desembarco de una nueva empresa en el país. No obstante, el proceso de privatización generó algunas observaciones críticas, tanto de método como de fondo. El principal cuestionamiento es relativo a la falta de apoyo a la empresa en el último año y su impacto en el proceso de venta.
Desde el comienzo del proceso de privatización, ARC Energy fue la única empresa que realizó una oferta formal por IMPSA, con una carta de intención presentada en abril y comienzo de un proceso de diligencia debida. El gobierno nacional podría haber optado por vender sus acciones en el FONDEP, pero en septiembre decidió lanzar una licitación internacional buscando mayor transparencia en el proceso, aun sabiendo que solo ARC Energy había manifestado un interés real.
El ex director de IMPSA en representación de la provincia de Mendoza, Julio César Totero, cuestionó públicamente que no había otros oferentes como para llamar a una licitación. Consultado por EconoJournal, Totero añadió que su principal preocupación era la aparición de un competidor sin un interés real en poner la empresa en pie. “Podría haber aparecido un comprador hostil que comprara y cerrara la compañía”, respondió.
La dilatación en el proceso de venta agravó el cuadro de situación de la firma mendocina, impactada principalmente por la devaluación de diciembre de 2023 y el desinterés del gobierno nacional en sostener la actividad de la empresa. «En 2024 el FONDEP desfinanció la empresa porque incumplió varios contratos y se paralizó la obra pública, se consumieron los fondos disponibles y no había dinero para sueldos. Los accionistas no pusieron un peso», publicó en sus redes Totero, quien renunció al directorio de la empresa en agosto.
Tras el rescate de 2021, IMPSA firmó nuevos contratos por un total de US$ 240 millones, principalmente con YPF para fabricar un horno para la destilería de Luján de Cuyo y con el Ministerio de Defensa para la modernización del Tanque Argentino Mediano (TAM) 2C. Con el grueso del contrato con YPF ya ejecutado, los contratos en actividad más importantes son por los trabajos para las 71 unidades del TAM 2C y por la fabricación de las turbinas para Yacyretá.
No obstante, la empresa informó una pérdida de 56.634 millones de pesos en los primeros nueve meses de 2024, producto de mayores costos financieros por la devaluación de fines de 2023. Desde la oposición también señalaron la falta de respaldo del gobierno. «Durante 2024, la compañía no firmó ningún contrato relevante ni en el país ni en el exterior, revirtiendo los avances de los últimos años y afectando su valor», criticó el ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuya gestión lideró el rescate de IMPSA en 2021.
Kulfas caracterizó la privatización como «mal implementada» y una decisión «contraria al interés nacional». En cambio, Totero destacó la importancia urgente de capitalizar a la empresa. «Fue un acierto la capitalización del año 2021, de lo contrario la compañía quebraba y empresas como estas no se recuperan más. Es un acierto la capitalización actual, ya que la empresa debe volver a tener una administración privada», dijo.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo también celebró la pre-adjudicación. “Aspiramos a que IMPSA se reposicione como un actor clave en el sector energético mundial, volviendo a ser una empresa privada que nos enorgullezca, genere empleo y continúe proveyendo a distintas industrias del país”, dijo el gobernador tras recibir a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy.
Los contratos de IMPSA y su grado de ejecución. Fuente: informe Jefatura de Gabinete de Ministros, noviembre 2024.
Pasado dorado, presente gris
La huella de IMPSA en la historia industrial de la Argentina en general y de Mendoza en particular es significativa. La empresa fundada por la familia Pescarmona en 1946 creció impulsada por los grandes proyectos energéticos estatales y una apuesta decisiva por la innovación tecnológica y la eficiencia, llevándola a ser líder internacional en grúas portuarias y turbinas hidroeléctricas, con facturaciones que llegaron a superar los US$ 1000 millones anuales. Pero esa trayectoria dorada se derrumbó abruptamente en los últimos 15 años producto de malas decisiones propias y falta de respaldo político, en especial durante los gobiernos kirchneristas que truncaron proyectos hidroeléctricos que se había adjudicado la empresa mendocina; el más notorio es Chihuido, una represa hidroeléctrica en Neuquén cuya construcción se había adjudicado IMPSA y contaba con financiamiento del BNDES de Brasil, pero que el gobierno de Cristina Kirchner nunca terminó de impulsar para priorizar la instalación de las represas de Santa Cruz, una megaobra que también se había adjudicado IMPSA en un primer momento, aunque la administración liderada por la ex presidenta prefirió relicitar y concesionar a la empresa china Gezhouba junto con Electroingeniería. «En la Argentina IMPSA no tenía trabajo y gastó un montón de plata en las centrales de Santa Cruz, en estudios, cálculos y análisis, y después les desajudicaron dos veces esa licitación, luego adjudicada a los chinos», analizó Totero en conversación con este medio.
IMPSA se vio particularmente afectada, además, por su incursión en la fabricación de turbinas eólicas en Brasil y los proyectos hidroeléctricos en Venezuela. Solo en Venezuela quedaron impagos contratos por US$ 300 millones. «El mal negocio en Brasil quizás se podría haber revertido de no haber tenido el problema en Venezuela», añadió.
Más allá de las dificultades, el ex director de IMPSA y dueño de la metalúrgica SurTécnica remarca las capacidades industriales únicas de la empresa en tecnología y fabricación de componentes para centrales hidroeléctricas y nucleares. «El laboratorio de hidraúlica (de IMPSA) esta entre los dos o tres que hay en el mundo, con un equipamiento que si bien hay que hacer un reacomodamiento tecnológico de diez o doce millones de dólares, no hay muchas empresas en el mundo y ninguna en Sudamérica que tenga la tecnología que esta metida ahí dentro», graficó.
«Si mi empresa cierra, mañana abren cuatro como la mía en la otra esquina. Que yo cierre no tiene impacto sobre la economía, pero que cierre IMPSA sí tiene impacto, no solo por los 700 empleados sino por su valor agregado«, concluyó.
Jason Arceneaux (ARC Energy) junto a Cornejo en Mendoza.
El país podría consolidarse como un actor clave en un panorama global que enfrenta cambios drásticos, según analistas internacionales. En un contexto económico global marcado por la incertidumbre y el cambio, Argentina emerge como una de las «próximas estrellas» de los mercados en 2025. Según Ruchir Sharma, presidente de Rockefeller International, las tendencias actuales sugieren un giro hacia economías subestimadas y reformistas como la argentina. El análisis refleja una creciente percepción de que la economía global ya no gira exclusivamente en torno a potencias tradicionales como Estados Unidos. Si bien los debates se centran en figuras como Donald Trump y […]
Técnicas Reunidas comenzó a ofrecer trabajo para desarrollar el proyecto Vaca Muerta Sur, impulsado por las petroleras más importantes que operan en Argentina. El proyecto Vaca Muerta Sur, impulsado por las petroleras más importantes que operan en Argentina, está listo para comenzar a ser construido. Por eso, la empresa de ingeniería Técnicas Reunidas comenzó con la búsqueda de personal que deseen trabajar en la construcción del puerto en Río Negro. VMOS, la sociedad anónima creada por las empresas que llevarán adelante el proyecto, le adjudicó a Técnicas Reunidas un contrato de US$440 millones para construir un puerto de almacenamiento y […]
De acuerdo a lo publicado en la web de ENARSA, el precio promedio de las compras para todo el año 2024 fue de de 10,7 U$S/MMBTU. Las compras anuales de 2024 de LNG totalizan U$S 672 millones por 30 cargamentos. En su informe de Tendencias Energéticas, el Instituto Argentino Mosconi dio a conocer los principales índices de demanda, oferta, producción, exportaciones e importaciones de energía en los últimos 11 meses del año. El estudio revela que en el mes de noviembre de 2024 las ventas de combustibles aumentaron 4,2% intermensual, respecto del mes anterior y se redujeron 6,6% interanual. La […]
Santa Cruz inversión Palermo Aike. Durante 2024, la gestión del gobernador Claudio Vidal ha focalizado sus esfuerzos en el sector hidrocarburífero de Santa Cruz, con el objetivo de sostener el empleo y fomentar la producción energética, en particular a través de la explotación de recursos no convencionales. Uno de los proyectos más destacados ha sido el desarrollo de Palermo Aike, que representa una de las apuestas más grandes para la producción de energía no convencional en la provincia. El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, ha trabajado para promover una transición ordenada […]
Los analistas esperan que la actividad económica crezca este año, tras la fuerte recesión que vivió el país en el primer semestre de 2024. A la espera de que el INDEC publique los datos del Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) correspondientes a noviembre, un informe privado estima que el PBI cerró 2024 con una contracción del 2,4%. Por su parte, el último Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) proyecta una caída promedio del 2,6%. Pero, ¿qué se espera para 2025? Según los más de 40 analistas que participan en el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM), se estima un […]
El acto se llevó a cabo en la sede de la Secretaría en Cipolletti, donde el titular del área, junto a representantes de las concesionarias, rubricaron los acuerdos que extienden por diez años las concesiones en los bloques «Centro Este», «Loma Montosa Oeste», «Bajo del Piche», «Barranca de los Loros», «El Medanito» y «El Santiagueño». La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro firmó dos nuevos acuerdos de prórroga hidrocarburífera con la empresa Petróleos Sudamericanos S.A. (PS), en uno de los casos en sociedad con JCR S.A., para la explotación de seis áreas ubicadas al norte de la provincia. […]
Genneia reafirmó su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía. Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de […]
Para la operación se utilizaron tecnologías desarrolladas en Neuquén que lograron reducir el coeficiente de fricción y la fatiga de los componentes, además de manejar caudales de hasta 5 BPM para garantizar una limpieza óptima del pozo. En total fueron 46 horas de operación, un nuevo estándar en velocidad y alcance para la industria del Oil & Gas. Las empresas de servicios Proshale y SLB participaron de la completación del pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, propiedad de YPF. Alcanzaron una profundidad total de 7.436 metros. En total fueron 46 horas de operación y 66 tapones rotados. “Este logro […]
Atento a las nuevas oportunidades de negocios promovida por la gestión libertaria, y alentado por un contexto global cada vez más orientada a la búsqueda y extracción de materiales estratégicos, Eduardo Elsztain, el dueño del grupo inmobiliario IRSA, sigue incrementando su figura en el ámbito minero. Al control de la operadora Austral Gold, propietaria del proyecto de oro Casposo en cercanías de Calingasta, en la provincia de San Juan, el magnate ahora le acaba de sumar la compra de la mayoría accionaria de la australiana Challenger Gold, al frente de la mina de oro también sanjuanina de Hualilán. El movimiento […]
Marcelo Guiscardo detalló los planes para el offshore, los desafíos y oportunidades. El impacto en Mar del Plata, la necesidad de crear un polo científico tenológico y el complemento con Vaca Muerta. «En 10 años Argentina estaría produciendo casi 3 millones de barriles por día», estimó. El presidente del Cluster de Energía de Mar del Plata, Marcelo Guiscardo, detalló la actualidad de los proyectos y trabajos con la búsqueda de hidrocarburos offshore a 300 kilómentros de la costa bonaerenese y aseguró que en un década, si se encuentra petróleo en el Mar Argentino, se puede complementar con el de Vaca […]
Donald Trump ha prometido una serie de acciones centradas en limitar el cobro de impuestos en los Estados Unidos. Algunos de los recortes fiscales incluyen la reducción de la tasa de impuestos corporativos al 15%, exenciones del seguro social y la modificación o eliminación de créditos fiscales, entre otros.
De materializarse estas promesas, especialistas estiman que el gobierno de Trump estaría perdiendo cerca de 10.5 billones de dólares en recaudos en la próxima década, que tendrían que ser obtenidos de otras fuentes, como los aranceles sobre las importaciones.
Ante ello, las tensiones comerciales internacionales van en aumento con la llegada de Trump a la presidencia de los Estados Unidos, el próximo lunes 20 de enero del 2025. El presidente electo ha anticipado que un posible aumento de aranceles podría ser de hasta un 10% para productos provenientes de naciones vecinas como Canadá y México y hasta un 60% para aquellos importados desde China.
Aquellos ajustes, aún pendientes de implementación, ya están sembrando incertidumbre en varias industrias, entre ellas en el sector de la energía solar, cuyas cadenas de suministro dependen en gran medida de productos fabricados en el mercado asiático.
En Puerto Rico, los suplidores del sector eléctrico están evaluando cómo estos incrementos en los aranceles afectarán los precios de los componentes fotovoltaicos importados. Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios en energías renovables de Glenn International, comentó en una entrevista con Energía Estratégica:
«Estamos preparándonos para dos escenarios: uno en el que el curso actual se mantiene y otro más severo, donde las promesas del presidente Trump sobre aranceles y tarifas impactan la industria de energía limpia renovable».
Jemaris Martes destacó que, en el peor de los casos,con unaimposición de aranceles adicionales que podrían llegar al 50% o 60% como potenciales cambios a las políticas detalladas en el IRA, en total podría reducir la cantidad de proyectos de energía renovable en Estados Unidos hasta en un 30% en la próxima década. Estas predicciones, basadas en un análisis realizado por Wood Mackenzie, afectarían gravemente a Puerto Rico, donde el costo nivelado de energía (LCOE) de proyectos de energía renovable a gran escala ya es superior a las cifras que se encuentran en la América continental.
Además, Martes señaló que, aunque algunos distribuidores y fabricantes están considerando aumentar sus inventarios para anticiparse a los aranceles, Glenn International ha optado por una estrategia más cautelosa. «No estamos generando ‘sobre-stock’ porque hemos visto que algunos aranceles podrían aplicarse retroactivamente. Estamos educándonos de lo que está pasando en el mercado y no nos apresuramos porque sabemos que pueden haber sorpresas», afirmó.
La administración de Trump también ha dado señales de adoptar políticas proteccionistas, lo que podría afectar la importación de equipos fotovoltaicos y otros componentes clave para la industria de la energía renovable.
De acuerdo con la especialista, las nuevas instalaciones de manufactura en Estados Unidos para paneles y celdas no serían suficientes para abastecer la demanda proyectada para la próxima década, por lo que algunos desarrolladores tendrían que pagar un sobreprecio por traer productos con altos impuestos.
Aquello no sería todo. Estos aranceles no solo afectarían a las importaciones de paneles solares, sino también a las baterías, un componente crucial en la transición energética.
Según información que pudo relevar Jemaris Martes las tarifas para las baterías de litio provenientes de China podrían aumentar del 7.5% al 25% a partir de 2026, lo que afectaría el costo de los sistemas de almacenamiento de energía, aumentando los precios hasta en un 10% para ese año.
Ahora bien, a pesar de la incertidumbre generada por las políticas comerciales de la administración entrante, el mercado renovable en Puerto Rico no se detiene en estas instancias previas al cambio de gobierno.
“Nosotros estamos trabajando muy de cerca con la mayoría de los los desarrolladores de RFP tranche 1, hemos seguido cómo se han ido aprobando poco a poco los préstamos de la Oficina de Programas de Préstamos (LPO) del Departamento de Energía (DOE), estamos esperanzados de que la mayoría sino todos los proyectos que comenzaron el proceso del LPO logren aprobación antes de que hayan cambios de mandato drásticos.
Por lo tanto, esperamos que por lo menos para mediados del 2025 haya claridad con respecto a qué desarrolladores y contratistas van a poder moverse hacia adelante con sus obras . Nosotros esperamos oficializar acuerdos y ser partícipes del suplido de equipos, material, y servicios de logística para que Puerto Rico avance en su transición hacia energías renovables”, concluyó Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios en energías renovables de Glenn International.
Chemik Group, líder en la fabricación de cuadros eléctricos con más 25 años de trayectoria, se posiciona como aliado estratégico para nuevos proyectos fotovoltaicos en la región.
Héctor Erdociain, Chief Strategy Officer (CSO) de la compañía, confirmó durante el Future Energy Summit Southern Cone que las expectativas para el próximo año son prometedoras. Según Erdociain, el crecimiento estará impulsado por la capacidad de la empresa para adaptarse y fidelizar a sus clientes a través de productos y soluciones innovadoras.
“No creo que se vaya a construir más que el año anterior, pero sí que nosotros prevemos un crecimiento casi de un 50% con respecto al año anterior”
“La inversión en el I+D lo que nos permite es que del mismo pastel, de la misma capacidad de construcción, absorbamos más capacidad nosotros, porque nos diferenciamos con nuestros productos”, aseguró el ejecutivo.
Soluciones integrales para la energía solar
Chemik Group, que abarca las empresas Chemik, Simeca y Chemik Automation, se distingue por su enfoque multidisciplinario y complementario. Esta estructura permite integrar experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, la ejecución de proyectos industriales y la monitorización de plantas solares. “La industrialización del proceso es nuestro fuerte, en lo que basamos nuestra fabricación, y en eso hemos basado todos los productos que tenemos”, explica Erdociain.
Este enfoque, respaldado por 25 GW suministrados en más de 40 países, ha posicionado a la empresa como un actor clave en el sector energético. En Chile, por ejemplo, Chemik Group ya ha suministrado 1.5 GW de soluciones solares, demostrando su capacidad para adaptarse a las necesidades del mercado local.
Innovación al servicio de la eficiencia
Chemik Group, lleva 9 años suministrando Harness en el mercado chileno. De hecho, ya cuenta con grandes casos de éxito en proyectos renovables de clientes de envergadura como Acciona.
Pero aquello no sería todo. Los Chekness, que es el equipo que monitoriza el harness, viene conquistando mercados con más de 4 GW suministrados en tres años desde su lanzamiento en 2021. Este avance tecnológico ya ha comenzado a implementarse en proyectos relevantes, como uno cercano a Arequipa (Perú), donde la empresa suministrará Chekness a un parque solar de 465 MW.
Entre las últimas innovaciones de Chemik Group también destaca el String Plus, un producto desarrollado en respuesta a problemas específicos de los clientes. El String Plus permite la integración de dos módulos adicionales por string, lo que reduce la cantidad de strings, trackers, cableados y zanjas requeridos, con gran receptividad en el mercado chileno.
“Al introducir dos módulos más por string consigues que cada 28 strings te ahorres dos trackers. Por lo tanto, hay menos strings, cableados, zanjas y menos superficie real para introducir la misma potencia. Todo ello permite ahorrar un 4% o 5% del capex total del proyecto”, explicó Erdociain durante el evento FES Southern Cone.
Desafíos y expectativas para 2025
Erdociain reconoce que el mercado solar enfrenta desafíos significativos, especialmente en regiones como la andina. “En Chile hay estos inconvenientes de incertidumbre del curtailment, de que hay que meter el storage en el mix. Bueno, pues de eso dependerá también que a nosotros luego nos compren nuestro producto, porque al final nosotros somos fabricantes y necesitamos que haya promotores que decidan invertir”, reflexiona.
No obstante, Chemik Group mantiene una perspectiva optimista gracias a su capacidad para responder a estas demandas con soluciones innovadoras. “Tenemos como 25 GW suministrados en los cinco continentes y en más de 40 países, siempre desde España. A día de hoy somos la empresa con el mayor portafolio de producto para el eBOS de un parque fotovoltaico”, concluye el CSO.
Ibereólica, empresa española con más de 30 años de experiencia en el sector de las energías renovables, busca seguir consolidando su posición en Chile como referente de la transición energética.
GuillermoDunlop, CEO Latinoamérica de Ibereólica, reveló que la compañía tiene el objetivo de ampliar su capacidad instalada en los próximos años, de modo que cuenta con un vasto pipeline de proyectos renovables en desarrollo tras superar los 800 MW eólicos en operación junto a socios estratégicos en el país.
“Tenemos un portafolio en desarrollo de alrededor de 2 – 2,5 GW y proyectos en construcción de la central termosolar de 360 MW de capacidad en Taltal (provincia de Antofagasta). De esas cifras, más de 1 GW están ready to build”, afirmó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
“Nos centramos en activos híbridos donde mezclamos tecnologías como la eólica, solar y baterías para maximizar la generación y competir con otras tecnologías”, añadió en el panel de debate “Perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur”
Es decir que la compañía se enfoca en el desarrollo de sistemas híbridos entre generación y almacenamiento que favorezcan las curvas planas y permitan ofrecer suministro energético constante durante las 24 horas del día de los 7 días de la semana.
Por tal motivo es que se remarcó la importancia de tener soluciones adaptadas a las particularidades del mercado chileno, como turbinas diseñadas para maximizar la generación en condiciones de vientos bajos o proyectos en el desierto de Atacama, donde se exploran desarrollos de gran envergadura.
in embargo, el CEO Latinoamérica de Ibereólica también advirtió que, para garantizar el éxito de esta transición, es necesario implementar cambios regulatorios y mejorar la infraestructura de transmisión.
“Necesitamos una penetración clara de nueva transmisión del sistema eléctrico nacional para que todos los proyectos puedan instalarse”, Necesitamos que la energía renovable no cueste cero, que los costos sistémicos que están en aumento se relajen o se les reconozca a las empresas renovables”, subrayó el ejecutivo.
El contexto global también está influyendo en los modelos económicos del sector. Mientras los precios de las baterías han disminuido considerablemente, los costos de los aerogeneradores han mostrado un ligero aumento, lo que ha llevado al mercado a un proceso de reajuste. Este cambio, según Dunlop, redefine las reglas del juego y exige estrategias innovadoras para mantener la competitividad.
“El éxito de la transición energética requiere atención y compromiso por parte de todos los actores del sector”, sostuvo Dunlop, quien también destacó la importancia de que las políticas energéticas no se vean interrumpidas por cambios en la administración gubernamental.
El Poder Ejecutivo de Brasil sancionó la ley de energía offshore (Ley Nº 15097/2025), que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de proyectos de generación eléctrica marina, por lo que el avance de parques eólicos fuera de la costa parecería estar cada vez más cerca.
La particularidad es que el presidente Luiz Inácio Lula da Silva vetó los artículos N° 22, 23 y 24, que no formaban parte del proyecto original y que incluían disposiciones incentivos para las termoeléctricas a carbón y gas natural.
El motivo del rechazo se debió a que el objetivo principal de la ley es “situar a Brasil como líder en la transición energética global, ajustándose a las principales tendencias de explotación de energías renovables” y que las tecnologías contaminantes mencionadas tendrían un impacto negativo en las tarifas eléctricas de los consumidores y en el “equilibrio” de las cuentas públicas.
“Este marco regulatorio llegó en un buen momento para dar la señal necesaria a las inversiones eólicas offshore y Brasil no debía perder ese tren. Por lo tanto, estamos empezando el año 2025 con perspectivas muy favorables”, manifestó Elbia Gannoum, directora ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), en conversación con Energía Estratégica.
“El veto del presidente fue de vital importancia. Hablamos de una política de renovables, para reducir las emisiones de CO2. No tenía sentido tener proyectos térmicos con contratación obligatoria”, agregó.
“También fue necesario mucho coraje por parte del Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, para enfrentar las presiones e intereses específicos. En estos 25 años de carrera nunca vi una situación como esa en la que el Presidente de la República vetara lo que tenía que ser vetado en cuanto a las presiones políticas”, continuó.
Más allá del desarrollo de nuevas tecnologías y proyectos renovables en aguas jurisdiccionales del país, el gobierno permitirá su uso para la producción de hidrógeno verde, o mismo que se vendan créditos de carbono (o activos similares) provenientes de los parques instalados.
Cabe aclarar que Poder Ejecutivo será quien deba definir las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental.
Aunque en aquellas zonas cercanas a bloques petroleros, los operadores tendrán preferencia para obtener la subvención, debiendo ser escuchada previamente y demostrar si existe incompatibilidad entre las actividades (electricidad con exploración petrolera).
Para avanzar con la definición de las áreas correspondientes, se exigirán manifestaciones de interés (MDI), incluso en relación con la disponibilidad de un punto de interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Una vez presentada la MDI, el gobierno deberá abrir una convocatoria pública, con un plazo mínimo de 120 días, para identificar la existencia de otros interesados; y en caso de que los hubiera se buscará una composición entre las firmas presentadas o redefinir el bloque marino, presentándolo en estos casos a oferta permanente.
El contrato de cesión de uso del área offshore deberá prever dos fases: evaluación y ejecución. La primera incluye el análisis de viabilidad técnica y económica, de las externalidades de los proyectos, estudio de impacto ambiental e información georeferenciada sobre el potencial energético del bloque.
Mientras que la segunda etapa es la propia construcción del proyecto, generación de energía, conservación del mar territorial, monitoreo ambiental de la empresa y comunicar si hubiese un descubrimiento de evidencia u ocurrencia de cualquier yacimiento petrolífero, gas natural u otros hidrocarburos o minerales de interés comercial o estratégico.
“Con esta ley el gobierno está sentando las bases para una política industrial adecuada que priorice el desarrollo de equipos dentro del país, la nacionalización de bienes de capital y una política centrada en el uso de los recursos energéticos del país, con énfasis en las renovables”, concluyó Gannoum.
DASSolar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, asistió a la Cumbre Mundial de Energía del Futuro (WFES, por sus siglas en inglés) celebrada en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Durante el evento, la empresa exhibió sus productos estrella, incluidos los módulos de tipo N, los módulos DBC y los módulos livianos, que atraen una atención significativa de los clientes de Medio Oriente y más allá.
Medio Oriente está ubicado en regiones tropicales y subtropicales, con largas horas de luz solar y alta intensidad, lo que lo convierte en una de las regiones más abundantes en recursos de energía solar del mundo. En los últimos años, basándose en la «Visión Económica 2030» y la «Estrategia Energética de los Emiratos Árabes Unidos 2050», el gobierno de los Emiratos Árabes Unidos ha implementado una serie de políticas para alentar la penetración de la energía renovable. Han establecido una plataforma regulatoria y de gobernanza responsable que favorece la innovación, la rentabilidad y las políticas favorables a los inversores en el sector energético, lo que proporciona un entorno favorable para el rápido desarrollo de la industria solar.
En la exposición, DAS Solar presenta el módulo rectangular tipo N de 720 W, el módulo autolimpiante de 630 W, el módulo DAS Black de 515 W, el módulo DBC de 470 W, el módulo de marco liviano y otras soluciones populares. Esta cartera integral potencia de manera eficiente varios escenarios de aplicación. Como empresa líder en tecnología tipo N, las células TOPCon 4.0 Plus de última generación de DAS Solar han logrado un avance en la eficiencia de producción en masa de más del 26,7 %, con un voltaje de circuito abierto que alcanza hasta 742 mV, rompiendo récords mundiales varias veces.
Con su diseño óptimo y su estrategia tecnológica líder, el módulo rectangular tipo N establece una base sólida para la cooperación de beneficio mutuo a lo largo de la cadena industrial a través de dimensiones estandarizadas. Destaca las ventajas intensivas en eficiencia, energía, fabricación, tecnología y costos de transporte, reduciendo efectivamente los costos de BOS y LCOE, asegurando la generación de energía confiable y a largo plazo durante todo el ciclo de vida.
Actualmente, DAS Solar ha creado un diseño tecnológico integral y ha formulado una estrategia de «un núcleo y tres ramas». Basándose en la tecnología de células TOPCon más avanzada y tres tecnologías de apoyo, DBC, TSiP y SFOS, DAS Solar tiene como objetivo mejorar la eficiencia de las células al 40 %. Entre ellas, el módulo DBC se basa en la tecnología de capa de tunelización TOPCon 4.0, que no solo logra una eficiencia de conversión ultraalta de más del 26,88 %, sino que también es ampliamente aplicable en escenarios distribuidos con valores estéticos excepcionales.
El problema de la acumulación de polvo en los módulos en entornos desérticos es un factor importante que limita su eficiencia y vida útil, especialmente en la región de Oriente Medio y África. Para abordar este desafío, los módulos autolimpiantes de DAS Solar cuentan con un innovador diseño sin marco de borde corto que evita eficazmente la acumulación de polvo, demostrando un excelente rendimiento en entornos arenosos. Los módulos han superado rigurosas pruebas de carga estática de 5400 horas/2400 ciclos, verificando una estabilidad sobresaliente en condiciones de carga extremas. Si bien mantienen la capacidad de carga mecánica y el rendimiento de generación de energía de alta eficiencia de los módulos tradicionales, estos módulos mejoran aún más la confiabilidad y durabilidad del producto, lo que garantiza una salida de energía eficiente en diversos desafíos ambientales.
Para los techos con capacidad de carga limitada, los módulos de media celda livianos de DAS Solar han revolucionado los conceptos de diseño tradicionales para el mercado distribuido. A través de la optimización de aspectos clave como los materiales y la tecnología de encapsulación, los módulos logran una reducción de peso del 70%, lo que no solo facilita un proceso de instalación conveniente y eficiente, sino que también exhibe un excelente rendimiento de disipación de calor. Este diseño innovador garantiza de manera efectiva la seguridad estructural y la estabilidad de los tejados de los edificios, marcando el comienzo de una era de peso ligero para la generación de energía solar.
Además, para satisfacer las necesidades de diversos escenarios de aplicación, DAS Solar presenta una nueva generación de sistemas de montaje flexibles en el evento. Diseñados para entornos naturales vastos y hostiles de regiones desérticas, demuestran una adaptabilidad extraordinaria y brindan un soporte confiable para los módulos para maximizar el uso de la luz solar. Además, con una resistencia excepcional al viento y la arena, garantizan el funcionamiento estable a largo plazo del sistema en entornos hostiles.
El modo de aplicación tridimensional de los sistemas de montaje flexibles de DAS Solar ofrece una solución excepcional para el control de la desertificación en las regiones de Oriente Medio y África, lo que destaca el papel crucial de la innovación tecnológica para impulsar el desarrollo de la energía verde.
En los últimos años, DAS Solar ha acelerado sus esfuerzos de globalización, posicionándose estratégicamente en múltiples mercados centrales en todo el mundo. Al establecer subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, la empresa ha construido con éxito una sólida red de ventas que cubre Europa, Latinoamérica, Asia Pacífico y Oceanía. Guiada por profundas estrategias de localización, DAS Solar avanza de manera constante en los principales mercados solares, con envíos globales de módulos que se ubican constantemente entre los TOP8 durante años consecutivos como fabricante de módulos de nivel 1 de BNEF.
Como capital y motor económico de los Emiratos Árabes Unidos, la ubicación geográfica única de Abu Dabi no solo la posiciona como una ciudad central en Medio Oriente, sino que también sirve como un puente que conecta Asia, Europa y África. Con las crecientes demandas de energía renovable, el mercado solar local está preparado para perspectivas de desarrollo más amplias. Aprovechando la oportunidad que presenta esta exposición, DAS Solar profundizará aún más su despliegue estratégico en la región MEA, facilitando la transición limpia en los Emiratos Árabes Unidos y más allá, y marcando el comienzo de un nuevo capítulo de colaboración en energía verde.
YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y Central Puerto S.A. (CEPU) anunciaron hoy la firma de un acuerdo estratégico para avanzar conjuntamente en el estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
Este acuerdo marca un importante hito donde por primera vez dos grandes empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera.
El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. Además, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.
Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra. El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140km, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles.
“Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética. Junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles.” manifestó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo. Este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales.”
El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) y el Ministerio de Energía e Infraestructura de los Emiratos Árabes Unidos suscribieron un memorándum de entendimiento (MOU) vinculado con áreas clave para el desarrollo. En representación de nuestro ministerio firmó el director nacional de Energía, Christian Nieves Lauz, presente en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, debido a su intervención en la 15.ª Asamblea de la International Renewable Energy Agency (IRENA).
El MOU tiene como objetivo establecer un marco de cooperación en áreas clave relacionadas con la industria, la energía y la infraestructura. Las partes se comprometen a promover actividades conjuntas de intercambio de información, buenas prácticas y desarrollo de políticas públicas en estos sectores.
Las áreas principales de colaboración incluyen la innovación en energía, especialmente en hidrógeno verde, y el fortalecimiento de capacidades a través de actividades como seminarios, talleres, investigaciones y desarrollo de metodologías. También se fomenta la cooperación en inversiones y el intercambio comercial, así como el desarrollo de redes de colaboración entre los sectores público, privado y académico.
En la firma participó la Embajada de Uruguay en Estados Unidos.
Uruguay en Emiratos Árabes Unidos
En el país asiático, Uruguay fue el único país participante de la 15.ª Sesión de la Asamblea de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA, por sus siglas en inglés). En el encuentro, el director Nieves ratificó la postura uruguaya de respaldo al trabajo de IRENA y su compromiso con la cooperación internacional para avanzar en la transición energética global.
El director nacional de Energía recordó que la matriz eléctrica uruguaya alcanzó el 99% de energías renovables en 2024, lo que demuestra la resiliencia de un sistema basado en fuentes complementarias como eólica, solar, biomasa e hidráulica. Estas energías son “un medio para alcanzar la soberanía energética, fortalecer la integración regional y descarbonizar la economía”.
“Basándonos en nuestra matriz de generación consolidada, avanzamos hacia una segunda etapa de transformación energética, enfocándonos en la descarbonización del transporte e industria; electrificando usos; y desarrollando una economía del hidrógeno verde y derivados, fundamentalmente para la exportación. Nuestro potencial renovable, ubicación estratégica y estabilidad institucional hacen de Uruguay un destino ideal para estas inversiones, respaldado por una hoja de ruta hacia 2040”, explicó.
También comentó los logros en movilidad eléctrica, otro pilar de esta transición. En 2024, se triplicaron las ventas de vehículos eléctricos, que se situaron en el 9% del total de ventas. El MIEM desarrolla diversas políticas para promover la electromovilidad, al que Nieves resumió. A esto se suman los instrumentos de impulso de la eficiencia energética, que también constituye un eje de la segunda transición energética.
En Abu Dhabi, Uruguay participó en otros eventos vinculados con la asamblea de IRENA, siendo el único país latinoamericano en participar de los mismos. En el Building Community Support for the Energy Transition (Construyendo apoyo comunitario para la transición energética), Uruguay presentó su experiencia en transición energética y resaltó su enfoque en garantizar el acceso universal a la energía, logrando una electrificación del 99,9% en áreas urbanas y rurales. Además, subrayó su avance hacia una segunda etapa de transformación, con énfasis en la economía del hidrógeno, la electromovilidad y la eficiencia energética.
Uruguay destacó que su éxito se sustenta en el apoyo social y político, basado en valores nacionales como democracia plena, instituciones sólidas y estabilidad social y jurídica, elementos clave para establecer una política de Estado en energía.
En tanto, en el panel Policy Recommendations for Achieving 100% Renewable Energy by 2050 (Recomendaciones de políticas para alcanzar un 100% de energía renovable para 2050), Uruguay también compartió su experiencia y su visión hacia la descarbonización total de su matriz energética. Se destacó que los logros fueron posibles gracias a un acuerdo político transversal y un enfoque estratégico que priorizaron la soberanía energética mediante la incorporación de energías renovables no convencionales, complementando los recursos hidroeléctricos históricos.
Nuestro país también presentó su estrategia climática a largo plazo hacia 2050, desarrollada con una amplia participación de actores nacionales y validada mediante consulta pública. Esta estrategia incluye alcanzar una matriz 100% renovable y asumir el desafío de descarbonizar completamente la economía.
En una jornada de altas temperaturas, con térmicas que superaron los 33 grados centígrados en el AMBA, la demanda de energía eléctrica a nivel país registrada por CAMMESA tuvo un pico de 25.854 MW a las 15.10 horas, todavía distante del nivel récord histórico de 29.653 MW alcanzado el 1 de febrero de 2024 para un día hábil.
No obstante, desde la Secretaría de Energía se monitorea la situación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y del parque generador, conforme se combinen la persistencia de días consecutivos con altas temperaturas, y previsible mayor consumo, con el estado operativo de las diversas fuentes de generación.
En particular las usinas térmicas, en un contexto de menor aporte de la energía nuclear por la salida de servicio de Atucha I (en proceso de renovación), y también de limitaciones en la generación hidroeléctrica por merma de caudales.
Así las cosas, resulta sustantivo el aporte que realizan las energías renovables, sobre todo la eólica, mientras se observa un incremento de la importación de energía eléctrica desde Brasil.
La situación de la demanda residencial en ascenso, contrasta con una contenida demanda industrial y comercial.
La torta de la matriz de generación eléctrica medida en porcentajes de participación, actualizada por CAMMESA, reveló en la tarde del martes 14 que el aporte térmico representó el 55 % del total; el de las renovables eólica y solar el 16 %; la hidroelectricidad alcanzó un registro de 15 %, la nuclear fué del 5 %, y la importación se ubicó en el 9 por ciento.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las empresas de servicios Proshale y SLB participaron de la completación del pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, propiedad de YPF. Alcanzaron una profundidad total de 7.436 metros. En total fueron 46 horas de operación y 66 tapones rotados.
“Este logro fue posible gracias al uso de herramientas creadas y desarrolladas en Neuquén, que desempeñaron un papel clave en el éxito de la operación. Este avance, llevado a cabo en una sola corrida con Coiled Tubing de 2 ⅜”, representa un hito histórico para la Cuenca Neuquina y establece un nuevo estándar para las operaciones técnicas en la industria del Oil & Gas en la Argentina. El equipo Proshale logró establecer un nuevo estándar de eficiencia, velocidad y alcance en la industria del Oil & Gas en Argentina”, destacaron desde Proshale.
Hito en la Cuenca Neuquina
Para llevar a cabo la operación, se utilizó un BHA (Bottom Hole Assembly) – conjunto de fondo de pozo que se encuentra en una plataforma de perforación petrolera, la parte más baja de la sarta de perforación- de 3.13” OD, que integró el motor TRX, la válvula multi-ciclo STEGO y herramientas de alcance extendido, que jugó un rol crucial en la operación.
Estas tecnologías, producto del ingenio y desarrollo neuquino, lograron reducir significativamente el coeficiente de fricción y la fatiga de los componentes, además de manejar caudales de hasta 5 BPM para garantizar una limpieza óptima del pozo y preparar el terreno para futuras operaciones exitosas.
“Con este logro, Proshale reafirma su compromiso con la innovación, la excelencia operativa y el desarrollo de soluciones eficientes que impulsan el crecimiento sostenido de la industria en Vaca Muerta y en todo el país”, remarcaron desde la empresa.A su vez, destacaron que este récord fue gracias a la sinergia entre todos los actores y compañías involucradas. “El trabajo conjunto y una planificación meticulosa fueron fundamentales para alcanzar este resultado. La coordinación eficiente no solo garantizó la seguridad durante la ejecución, sino que también permitió optimizar los tiempos operativos en un entorno técnico desafiante”, concluyeron.
YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y Central Puerto S.A. (CEPU) anunciaron la firma de un acuerdo estratégico para avanzar en el estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
Las dos empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera.
El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. Además, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.
Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra. El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 km, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles.
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental para el crecimiento económico de nuestro país, en un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética.
Junto con YPF Luz procuramos mejorar la competitividad (de las mineras) a través de soluciones energéticas eficientes y sostenibles”, agregó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo. Este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar con distintos actores del sector”.
“Juntos, impulsaremos infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”, agregó.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de Nación aprobó el ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los parque solares Aconcagua, de 90 MW y Aconcagua III, de 25 MW, ambos ubicados en Luján de Cuyo.
Con esta aprobación, ambos parques se conectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y la provincia da un paso más hacia su meta de duplicar su capacidad de generación de energías limpias, llegando a un total de 1000MW de potencia solar.
“La Empresa Mendocina de Energía ha desarrollado y colaborado en proyectos, atrayendo inversiones privadas. La gran expansión de proyectos solares es posible gracias a la construcción y puesta en operación de la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que nos permite ampliar la capacidad de transporte”, afirmó Pablo Magistocchi, presidente de Emesa.
“Cruz de Piedra no solo permite ampliar la capacidad de transporte eléctrico al Sistema Argentino de Interconexión sino que además equilibra las cargas eléctricas de las fuentes renovables intermitentes”, explicó.
Cabe recordar que la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV, es una obra proyectada hace más de 40 años que se concretó en 2024 y aporta estabilidad a la red de todo Cuyo, permitiendo que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías renovables, con cero emisiones.
Magistocchi confirmó que, con estas obras, Mendoza va a duplicar la capacidad de generar energía eléctrica. “En un esfuerzo público privado, se están ejecutando más de 1000MW de potencia solar con capitales de origen privado”, sostuvo.
Seis parques solares y un objetivo: más energía y menos emisiones
De esta forma, Mendoza consolida su posición como líder en el desarrollo de proyectos sostenibles. Gracias al trabajo conjunto entre la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y el Ministerio de Energía y Ambiente, se ha logrado atraer inversiones privadas que fortalecen el sector con iniciativas que generan energía limpia y emisiones cero.
Este éxito es resultado de una planificación estratégica que promueve la diversificación de la matriz energética de Mendoza potenciando fuentes renovables. Al ingreso de Aconcagua y Aconcagua III al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se suma la primera solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de 2025 para el Parque Solar El Quemado, un proyecto con una inversión superior a los 200 millones de dólares.
El proyecto El Quemado fue desarrollado por Emesa en cuatro etapas de 100 MW cada una. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto de referencia y estima una inversión de 230 millones de dólares para la primera etapa, que tiene proyectadas más inversiones con ampliaciones a futuro.
A estas obras energéticas se suman:
Malargüe. Cercano a la ciudad cabecera de ese departamento, fue construido por Genneia, con capacidad de generar 93 MW. Este proyecto ya comenzó a operar este inicio de 2025.
Anchoris. Con capacidad para generar 180 MW, que se inyectarán en su totalidad a la red gracias a un acuerdo con Cammesa. También ejecutado por Genneia, se encuentra en etapa de construcción avanzada. Entra en operación en 2025.
El Marcado 1. Desarrollado por la Federación de Cooperativas Eléctricas Nuevo Cuyo, tendrá una capacidad de 5 MW y entra en operación en 2026.
San Rafael (Agua del Toro). La empresa Genneia se hacer cargo de la construcción. Tendrá capacidad de generar 200MW. Entrará en operación en 2026.
Mendoza Sur (Diamante). Estará a cargo de Genneia y tendrá capacidad de 345 MW. Entrará en operación en 2029.
El ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, analizó la situación de YPF en la provincia, señalando los efectos de la desinversión de años anteriores y destacando la necesidad de avanzar en políticas que impulsen el desarrollo del sector petrolero.
Según la agencia de noticias especializadas en energía, Econojournal, “la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, que se convirtieron en activos anti-económicos”.
Es importante recordar que durante este período, YPF estuvo bajo la dirección del santacruceño y ex vicegobernador Pablo González, quien tuvo a su cargo todas las decisiones para la empresa. Esto, según especialistas y funcionarios, llevaron a Santa Cruz a un escenario de desinversión sostenida durante varios años, derivando en la actual crisis del sector.
En referencia a esta situación, el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo: “Esto que dice el medio nacional es real, y nosotros lo venimos diciendo, no desde ahora. El gobernador Vidal, como líder del sindicato de Petroleros Privados y como diputado nacional, lo denunciaba todos los días desde hace varios años”.
El ministro también cuestionó las decisiones de la gestión anterior frente a YPF: “Pablo González, como presidente de la empresa y como santacruceño, tendría que haber priorizado mayores inversiones en la provincia. Debería haber iniciado la transición buscando terceros inversores en el borde de la cuenca. Pero no se hizo. Sólo se dilataron los tiempos, dejando a Santa Cruz en una situación de declinación continua en su producción petrolera. González destinó el 85% de la inversión de YPF a Vaca Muerta y, cuando exploró recursos no convencionales en Santa Cruz, lo hizo en un área de terceros y no en una propia de YPF”, expresó.
Respecto a las consecuencias para la provincia, el editorial de Econojournal agregó: “Una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo”.
Para Álvarez, “la realidad es una sola, y es la que nos toca vivir hoy. No buscamos culpables, estamos trabajando para resolverlo, pero tampoco podemos dejar de refrescar la memoria de la gente”, concluyó el ministro.
El Gobierno convocó a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas junto con la metodología de futuros ajustes periódicos, mediante la Resolución 16/2025 publicada este martes en el Boletín Oficial.
La convocatoria realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) fue dispuesta para el jueves 6 de febrero a partir de las 9:00 horas, de manera virtual, tal como vienen realizándose en las últimas oportunidades.
El llamado a la audiencia se da en el marco del actual procedimiento de revisión tarifaria llevado adelante por el mencionado ente y abarca a todas las Licenciatarias de Transporte y de Distribución de gas de todo el país.
La normativa especificó que la instancia participativa se llevará a cabo con “el objeto de poner a consideración: 1) Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas; 2) Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas; 3) Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”.
Al argumentar la decisión, aclaró que “la participación de la ciudadanía y de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas es previa a la adopción de la decisión pública, y coadyuva a que sean ponderados conforme la normativa de aplicación, las exposiciones o presentaciones que se formulen”.
De esta manera, el Ejecutivo se dispone a cumplimentar la revisión del sistema de ajuste de tarifas estipulado cada cinco años para fijar las nuevas tarifas máximas en materia de transporte y distribución de gas.
Las tarifas se deberán ajustar a determinados principios
a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable.
b) Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante.
c) El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición.
d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.
En cuanto a la reformulación del punto 11, inciso a), apartado iii) del Reglamento de Servicio de Distribución, el texto oficial precisó que la misma es conveniente “a fin de que quede claro que la facultad de corte del servicio sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio, conforme la determinación que efectuare la Autoridad Regulatoria”.
Ante el inminente pico de calor que impactará en todo el país, el presidente de Edenor, Edgardo Volosín, advirtió que “no es sólo la cantidad de energía que se consumirá” sino también la forma.
“El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, afirmó el ejecutivo durante una entrevista radial.
“Este jueves la temperatura alcanzará los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que tuvimos históricamente, pero sí pondrá estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, señaló
Ayer, CAMMESA alertó a través de un comunicado sobre la situación que se enfrenta esta semana en materia energética.
“Muchas veces en una casa vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”, explicó Volosín.
Precisó que estos aparatos en simultáneo pueden tomar el 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda.
“Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”, agregó.
En ejecutivo volvió a cargar las tintas sobre la desinversión en el pasado por la política tarifaria aplicada: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
Con relación a lo que viene, Volosín señaló que es habitual que se importe energía de países limítrofes.
“Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”, señaló
Consultado sobre si la relación diplomática actual con Brasil podría complicar estos intercambios, Volosín minimizó esa posibilidad: “Estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El presidente de Edenor dijo que “la Secretaría de Energía está trabajando en un análisis para definir con mayor precisión qué usuarios deben ser subsidiados. Esto incluye poner un tope al consumo subsidiado para sectores medios y ajustar los requisitos para acceder a la tarifa social”, explicó.
“Lógicamente, con los aumentos en las tarifas, uno esperaría que los usuarios sean más cuidadosos con el consumo de energía, pero no estamos viendo eso en la práctica. El aire acondicionado, por ejemplo, se ha convertido en una necesidad para muchas personas, incluso en contextos donde antes ni se consideraba”, ejemplificó Volosín.
Los alumnos de la Escuela de Educación Secundaria Técnica No. 1 «Mario El puerto» de Necochea instalaron un aerogenerador de minieólica con el objetivo de iluminar las aulas de la institución educativa.
“Gracias a este proyecto, que ha contado con el apoyo Genneia e Insur, los estudiantes han podido comprobar de una forma práctica los beneficios de la generación distribuida y su importante papel para alcanzar los objetivos de transición energética”, informaron desde la institución.
La institución, que ofrece un ciclo básico de tres años y otro ciclo superior de cuatro en el que se puede optar por cursar la Tecnicatura en Electrónica o la Tecnicatura en Energías Renovables, se ha sumado a la lista de escuelas argentinas que han desplegado equipos renovables para iluminar sus aulas de forma sostenible.
Energía renovable
Los alumnos de séptimo año de Energías Renovables han instalado un aerogenerador acoplado a un equipo facilitado por Genneia -una empresa especializada en la generación renovable- y por Insur -una empresa argentina dedicada al diseño y fabricación de equipos didácticos para Escuelas Técnicas, Centros de Formación Profesional, Institutos Terciarios y Universidades- que permite combinar fuentes de energía solar y eólica.
María Carolina Langan, responsable del área de Desarrollo con la Comunidad de Genneia, aseguró: «Con este tipo de proyectos aportamos nuestro granito de arena para acortar la brecha entre la escuela y el mundo laboral. En este caso, acercando a los jóvenes a un campo en pleno desarrollo en nuestro país como es el de la energía eólica.
El equipo
En concreto, el equipo entregado a la institución educativa ha consistido en unos Tableros Didácticos de Energía Solar Fotovoltaica fabricados por Insur.
Este equipo es una herramienta educativa integral diseñada para proporcionar un aprendizaje teórico-práctico sobre energías renovables. El sistema incluye paneles solares que capturan la luz solar y la convierten en energía eléctrica en forma de corriente continua, la cual es gestionada por un regulador de carga que controla el flujo hacia una batería de almacenamiento, asegurando un aprovechamiento eficiente de la energía generada.
Este tipo de equipamiento puede ser utilizado para el entrenamiento y capacitación de docentes, alumnos de escuelas técnicas, centros de formación profesional y de institutos técnicos terciarios que deseen adquirir experiencia para contribuir a un futuro más sostenible con iniciativas renovables.
Mientras el Servicio Meteorológico Nacional advirtió sobre una importante ola de calor durante esta semana en casi todo el país, desde el sector energético advirtieron que se pueden batir récords históricos en demanda de energía de todo el país. Y como consecuencia de ello, aparece el temor de todos los veranos: los cortes en el servicio.
A partir de este martes por la tarde, en la región del Área Metropolitana, las temperaturas comenzarán a subir de manera fuerte y se prevé un pico de 37°C para el jueves. En el interior de la provincia de Buenos Aires habrá máximas de 36 grados, aunque en algunas localidades como Bolívar o Pehuajó podría trepar hasta 38 el miércoles.
En este contexto, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en el último informe semanal, informó que “la demanda tiene alta probabilidad de alcanzar o superar los récords vigentes de energía y potencia (597.7 GWh y 29.653 MW)”.
En este sentido y para que el servicio no se resienta como suele ocurrir durante los últimos veranos, se tendrá en cuenta la posibilidad de importación de energía. Y los primeros a los que se les consultará para comprar serán Brasil, Uruguay, Bolivia y Chile. Dependiendo, claro está, de la disponibilidad que haya en cada uno de los países. Hasta el momento, y según publicaron “las condiciones de transporte y distribución están en condiciones normales”.
De acuerdo a las previsiones publicadas, la peor situación se prevé para este jueves. Se estima que habrá “un pico de demanda” de 29.662 MW, en lo que sería un nuevo récord. El máximo histórico de consumo de energía fue el 1° de febrero del año pasado: 29.653 MW.
Con el informe publicado, las administradoras del servicio eléctrico avisan de antemano que la “altísima demanda” puede provocar algunos cortes en el servicio.
Cuáles son y en qué estado se encuentran los proyectos que podrán incrementar la evacuación del gas de Vaca Muerta para acercarse al sueño exportador. La producción de gas natural desde Vaca Muerta es el segmento más promisorio del mediano y largo plazo, pero hasta entonces el avance de las obras de infraestructura será clave para asegurar las condiciones de su desarrollo con vista al horizonte exportador regional y global del abundante recurso de la formación neuquina. El 2025 arrancó con una oferta de gas nacional en torno a los 110 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), inyección de […]
Argentina totalizó en 2024 una producción gasífera de más de 51 mil millones de metros cúbicos, lo que representó un crecimiento interanual del 7,1%, el mayor volumen extraído desde 2006 y el tercer mejor registro en lo que va de este siglo. Récord de producción La tendencia en la producción es a la suba, motivo por el cual tanto analistas como funcionarios estiman que 2025 podría cerrar con una producción de gas de 53 mil millones de metros cúbicos, la mayor desde el 2000, impulsada fundamentalmente por Vaca Muerta. «Argentina batió el récord de producción de gas de los últimos […]
Cerca de Senillosa, en la región sur de la cuenca neuquina, se encuentra Los Bastos, un área de producción de petróleo convencional que la empresa Tecpetrol viene operando de forma ininterrumpida desde hace más de 30 años. Pero en esa zona se asienta Puesto Parada, el primer yacimiento de shale oil en desarrollo de la compañía del Grupo Techint, que busca incrementar el volumen de petróleo producido en la cuenca. Allí, Tecpetrol acaba de poner en operación las primeras obras para el desarrollo de una planta de procesamiento de crudo con capacidad de 6.000 barriles por día y la construcción […]
El sector energético argentino se prepara para un año clave con el tratamiento de cuatro proyectos legislativos que buscan fortalecer áreas estratégicas como las energías renovables, los biocombustibles y el desarrollo del hidrógeno. Estos proyectos, impulsados por los diputados de La Libertad Avanza, apuntan a garantizar la continuidad de negocios en sectores que han crecido gracias a leyes de incentivos. Entre las iniciativas más relevantes se encuentra una nueva ley para incentivar las inversiones en energías renovables. La actual normativa, sancionada en 2015, expira a finales de este año y, aunque no se alcanzará la meta del 20% de energía […]
El gobierno de Santa Cruz, mediante el Ministerio de Energía y Minería implementó acciones para fomentar la producción hidrocarburífera, con el foco puesto en la necesidad de incrementar la producción, en el desarrollo de Palermo Aike y el sostenimiento del empleo en zona norte, siguiendo la transición de los yacimientos que deja YPF. Es lo que reflejan las acciones llevadas adelante en 2024, y marcadas por el Gobernador Claudio Vidal. Las expectativas puestas en Palermo Aike, junto a transiciones ordenadas que garanticen la continuidad de las operaciones en el Golfo San Jorge. El Ministerio de Energía y Minería, a través […]
El gobernador de Santa Cruz enfrenta el desafío de mitigar el impacto de la salida de YPF del norte de la provincia. La readecuación de los campos maduros y la apuesta por el desarrollo de Palermo Aike marcan la hoja de ruta. La salida de YPF de las operaciones convencionales en el norte de Santa Cruz, genera incertidumbre en el sector. En este contexto, el gobernador Claudio Vidal, delineó un plan que busca minimizar los efectos de esta transición, incluyendo incentivos para la explotación de yacimientos maduros y una visión a largo plazo centrada en el desarrollo del potencial no […]
Será a una tasa del 8,5% anual. Una parte de ese monto será utilizada para refinanciar deuda de próximo vencimiento. La petrolera YPF consiguió una colocación de bonos récord por U$S 1.100 millones a una tasa del 8,5% anual. De ese total, unos U$S 750 millones se utilizarán para refinanciar deuda que vence a mediados de julio, mientras que el resto ingresará cash a la compañía para nuevas inversiones. De la operación participaron cuatro bancos internacionales (BBVA, Deutsche Bank, Itaú BBA y Santander) como coordinadores globales, a los que se sumó Latin Securities. Esta mega emisión de bonos ocurre en […]
Con el boom de Vaca Muerta en pleno auge, invertir en acciones relacionadas con la explotación de este yacimiento de hidrocarburos se convierte en una oportunidad cada vez más atractiva para los inversores. Empresas como Pampa Energía se posicionan como líderes en el sector, ofreciendo a los inversores la posibilidad de apostar por el crecimiento y el potencial de esta zona clave para la economía argentina. Pampa Energía es una de las compañías más destacadas en el mercado energético argentino, con una amplia presencia en la exploración y producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Su sólido desempeño financiero y su […]
La provincia de Neuquén avanza en la diversificación de su matriz productiva con la incorporación del cultivo de cáñamo industrial. Este proyecto, liderado por la Fundación GEN en asociación con la empresa Tecnocomahue S.A. y respaldado por el Centro PyME-Adeneu, se implementará en Chos Malal y en la margen sur del lago Mari Menuco. La iniciativa busca aprovechar las propiedades multifacéticas de esta planta, destacando su capacidad para capturar dióxido de carbono (CO2) y su amplia gama de aplicaciones industriales. El secretario de Producción e Industria, Juan Peláez, encabezó la firma de un convenio con la Fundación GEN para dar […]
La Asociación Argentina de Ingenieros Químicos (AAIQ) realizó la asamblea ordinaria de socios y anunció la elección del Ing. Néstor Farías Bouvier (CEO de SAPIN S.A. Business Consultants) como nuevo presidente de la institución por el próximo período. La elección se enmarca en un proceso participativo, consolidando el compromiso de la AAIQ con la representación de los ingenieros químicos a nivel nacional y su misión de promover el desarrollo profesional, académico y científico de la disciplina. Durante dicho encuentro se trataron importantes temas para el desarrollo de la institución y se ratificó la elección de las nuevas autoridades que conducirán […]
El Ente Nacional Regulador del Gas convocó a una Audiencia Pública (106) para “poner a consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas, la Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas, y la Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con la facultad de corte de servicio por falta de pago.
La Audiencia Pública (no vinculante) se realizará el 6 de febrero próximo desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 9:00 horas, y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual, puntualizó el Enargas a través de la resolución 16/2025, publicada en el Boletín Oficial con la firma del interventor Carlos Casares.
En los considerandos de dicha resolución se indica que el Decreto DNU 1023/24 determinó que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función de lo ordenado por el DNU 55/23 ” no podría exceder del 9 de julio de 2025″.
Por cuerda separada a esta RQT, el gobierno nacional continuará, a través del ministerio de Economía, con la reducción total o parcial de los subsidios del Estado en las facturas por el suministro de gas.
Las empresas de transporte y distribución de gas natural por redes comprendidas por la revisión tarifaria son licenciatarias desde 1992. DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR S.A. (actualmente CAMUZZI GAS DEL SUR); DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE S.A. (actualmente NATURGY NOA); DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL LITORAL S.A. (actualmente LITORAL GAS); DISTRIBUIDORA DE GAS PAMPEANA S.A. (actualmente CAMUZZI GAS PAMPEANA); TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE; TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR; DISTRIBUIDORA DE GAS METROPOLITANA S.A. (actualmente METROGAS); DISTRIBUIDORA DE GAS BUENOS AIRES NORTE S.A. (actualmente NATURGY BAN). También, desde 1997, a la entonces DISTRIBUIDORA DE GAS NEA MESOPOTÁMICA S.A. (actualmente GAS NEA).
A través del Decreto 55/23 se determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme lo establece la Ley Marco 24.076, correspondiente a las prestadoras de los servicios de distribución y transporte de gas natural.
Dicha Ley establece que “Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas y fijará nuevas tarifas máximas”.
En la resolución ahora oficializada se hace referencia a que la Ley Marco establece que “Los servicios prestados por los transportistas distribuidores serán ofrecidos a tarifas que se ajustarán a los siguientes principios: a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable”.
También, que se “Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante”.
Además, que “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente considere equivalentes”.
“Sujetas al cumplimiento de los requisitos señalados (las tarifas) asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento”.
La resolución 16/2025 refiere también que la Ley 24076 establece: “A los efectos de posibilitar una razonable rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia, las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán contemplar: a) Que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; b) Que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios”.
La gira 2025 de Future Energy Summit (FES) ya está en marcha. El próximo 26 y 27 de febrero, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables realizará la cumbre FES Argentina y congregará a CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.
Por segundo año consecutivo, FES arribará a la ciudad de Buenos Aires en lo que será una nueva oportunidad para establecer alianzas, explorar oportunidades de inversión y seguir contribuyendo a la transición energética.
Visto que se espera una gran convocatoria de más de 500 asistentes, quedan Future Energy Summit comunica que hoy y mañana, 15 de enero, son los últimos días para adquirir entradas Early Bird. Por ende, todos los interesados en obtener ingresos regulares o VIP con descuento, pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de este mega evento.
JA Solar, Trina Solar, Goldwind, Canadian Solar, Chemik, Yingli Solar son algunas de las empresas de renombre que formarán parte del encuentro que promete paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking.
La agenda de FES Argentina incluirá temáticas vinculadas a las perspectivas para el desarrollo e inversión de las energías renovables, el futuro de los proyectos solares y eólicos, la hibridación con baterías, las claves y tendencias para el desarrollo de parques de nuevas escalas, tecnologías y estrategias, el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo de las renovables.
También habrá espacio para que tanto las grandes empresas energéticas multinacionales como aquellas compañías locales o regionales aporten su mirada sobre el futuro de las renovables en el contexto de la transición energética global y nacional.
La cumbre contará con cobertura periodística completa por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.
En este último caso, el objetivo es resolver la crítica situación de diversos puntos del AMBA y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes. Como consecuencia, los sistemas BESS se instalarán en las redes de Edenor y Edesur (harán de off-takers de la convocatoria), mientras que CAMMESA realizará la propia licitación, calificación y adjudicación, a la par que actuará como garante de pago.
Cabe resaltar que la cumbre contará con la cobertura periodística completa por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.
Con disertantes de envergadura y una agenda diseñada para abordar las tendencias más relevantes del sector, FES Argentina dará comienzo a la gira 2025 de Future Energy Summit y se posicionará como evento imprescindible para quienes lideran la transición energética en la región.
¡No deje pasar la oportunidad de asistir a FES Argentina y adquiera su entrada para el 26 y 27 de febrero!
Seraphim, fabricante solar de primera clase mundial que cuenta con oficinas en más de 25 países y un alcance de sus productos en más de 110 países, avanza en una transformación estratégica que marca un antes y un después en su enfoque tradicional de módulos fotovoltaicos.
José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de la compañía, reveló en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que el cambio responde a una visión que busca no solo ampliar su alcance global, sino también liderar en el mercado de baterías y electrónica de potencia.
Este nuevo camino se apoya en alianzas estratégicas con dos grandes empresas chinas, Xiamen New Energy Company y CRRC Corporation, con quienes firmaron un memorándum de cooperación para proveer soluciones ‘turnkey’ que incluyen paneles, inversores y sistemas de almacenamiento de energía.
“Las dos compañías tienen participación del gobierno chino y escogieron a Seraphim como el brazo ejecutor en oversea. Es decir que estamos saliendo a trabajar el segmento BESS y electrónica de potencia con marca Seraphim, con el back up de las empresas chinas”, indicó Blesa González.
Estas alianzas no sólo proporcionan un respaldo técnico y financiero sólido, sino que convierten al fabricante en la ejecutora internacional de sus soluciones avanzadas, asegurando calidad y capacidad competitiva respaldada por una experiencia técnica.
Cabe recordar que CRRC es una de las principales firmas en almacenamiento energético en China, que cuenta con más de 40 GWh de potencia instalada y 25 GWh de capacidad de producción anual, lo que garantiza acceso a tecnología de punta y capacidad para responder a las demandas de mercados emergentes con soluciones integradas y adaptadas.
“Este acuerdo también resulta positivo porque vemos un crecimiento significativo en los sistemas de almacenamiento para 2025, y estamos preparados para capitalizar esa tendencia,” enfatizó el director para Latinoamérica de Seraphim.
“Por ejemplo, ya dimos los primeros pasos en Sudáfrica, con proyectos para EDF y TotalEnergies. Mientras que para LATAM estamos desarrollando fuertemente el mismo modelo de negocio, con foco principal en Chile y concretar las metas trazadas”, añadió.
Pero a medida que avanza en su posicionamiento regional, Seraphim también busca replicar los éxitos logrados en China en mercados como Brasil, Colombia, México, Perú y Ecuador, consolidando así una red de operaciones diversificada y robusta.
Además de sus colaboraciones internacionales, Seraphim ha establecido importantes acuerdos en mercados clave de la región. En Brasil, recientemente firmaron una alianza por 300 MW para el suministro de paneles para distribución utility scale con Vertis Solar Group, mientras que en México, la empresa trabaja de cerca con distribuidores como Ener Point y Corporativo Soles, entre otros hitos.
“Nuestro enfoque es claro: complementar la oferta de productos y soluciones para que la calidad se mantenga y se proyecte en soluciones integradas, tanto con los módulos fotovoltaicos como también en soluciones llave en mano, incluyendo BESS stand alone o híbridos conectados a la red”, subrayó Blesa González.
En Latinoamérica, además de mercados estratégicos como Brasil y Chile, Argentina se posiciona como un país clave en los planes de expansión de Trina Tracker. De acuerdo con Santiago Ballester, gerente de ventas de Latinoamérica de la compañía, el potencial de instalación de proyectos renovables en territorio argentino podría alcanzar los 3 GW o más en menos de dos años, dependiendo de las condiciones regulatorias.
«Argentina es un mercado que, de mantenerse la legislación, se prevé que haya una instalación de 3 GW en los próximos dos años o por ahí más», sostuvo Ballester durante el evento Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone) llevado a cabo en el cierre del 2024.
Este optimismo se fundamenta en el contexto actual. Argentina adjudicó alrededor de 633 MW renovables en la licitación pública RenMDI, proyectos que aún cuentan con un plazo de un año y medio para finalizarse. Paralelamente, en el marco del programa MATER, hay alrededor de 4.200 MW designados que no han sido habilitados comercialmente. Por ello, las estimaciones de Ballester no serían desacertadas, aunque su ejecución efectiva dependerá de la continuidad del escenario actual o de posibles cambios que puedan acelerar o frenar la interconexión de estos proyectos.
Para Ballester, uno de los pilares fundamentales para garantizar este nivel de desarrollo es la certeza en el marco legal y regulatorio. «La estabilidad regulatoria y la previsibilidad de las reglas de juego son fundamentales», afirma, haciendo referencia a la Ley 27.191, que entraría en evaluación en los próximos meses. Según el ejecutivo, es clave que de proponerse nuevas políticas de fomento a las inversiones renovables, el nuevo plan mantenga mecanismos exitosos como las licitaciones públicas para adjudicar PPAs y las prioridades de despacho a través del MATER para contratos renovables entre privados.
Además, el ejecutivo destacó un desafío recurrente a nivel regional: la infraestructura de transmisión eléctrica. «Se producen distintos cuellos de botella a nivel transmisión. Sería bueno que cada país logre resolver estos temas de infraestructura», puntualizó durante FES Southern Cone.
Innovación tecnológica como ventaja competitiva
Trina Tracker apuesta a consolidar su liderazgo en la región mediante un portafolio de productos innovadores. Actualmente, la compañía ocupa el tercer puesto en fabricación de trackers a nivel regional, tras escalar desde el decimoquinto lugar en 2022. Según Ballester, el objetivo para 2025 es «aumentar nuestra participación en cada una de las unidades de negocio: paneles solares, trackers y sistemas de almacenamiento».
Dentro de su oferta tecnológica destaca el Vanguard 1P, un tracker de hasta 110 metros presentado en 2024, que ya avanza con una versión actualizada con un alcance de hasta 140 metros y capacidad para llevar hasta cuatro strings por tracker, lo cual reduce significativamente el LCOE de los proyectos. «Es nuestro caballito de batalla», señala Ballester, quien también destaca otras soluciones como el Vanguard 2P, diseñado para geografías complejas, y las estructuras fijas, útiles para sitios con altas velocidades de viento.
Otra innovación es SuperTrack, un software de optimización basado en inteligencia artificial que incrementa la producción de los parques fotovoltaicos entre un 3% y un 8% dependiendo de las condiciones. Estas herramientas, según Ballester, refuerzan el compromiso de la empresa de «acompañar al mercado en esta transición energética brindando un servicio y un producto de primera calidad».
En el Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), Miguel Covarrubias, director de ventas de Jinko Solar para la región andina, presentó la estrategia de la empresa para consolidar su liderazgo en el sector.
Entre los anuncios destacados, resalta el lanzamiento del módulo Tiger Neo 3.0, este modelo redefine los estándares del mercado al ofrecer hasta 670W de potencia y una eficiencia del módulo del 24.8%, ideal para aplicaciones tanto residenciales, como comerciales-industriales y utility. Su prioridad es seguir optimizando estos desarrollos tecnológicos, Covarrubias lo describe como “haciendo un símil con la Fórmula 1, estamos ganando un segundo por vuelta”.
El Tiger Neo 3.0 combina células N-Type TOPCon de última generación con una bifacialidad de hasta el 85%, garantizando un rendimiento excepcional en condiciones de baja luz. Además, su diseño apunta a la sostenibilidad, al reducir costos y prolongar la vida útil, aspectos certificados por prestigiosos laboratorios.
En adición, Jinko Solar avanza en su visión integral de sostenibilidad, desde la producción de módulos hasta su reciclaje. Covarrubias describe el enfoque «cradle to grave» de la empresa y enfatiza que “ya vemos que se acerca una etapa de revamping, lo vivimos ya en parte en Europa con módulos que se instalaron de 240 Wp que hoy día pueden ser reemplazados por casi el triple de potencia en la misma área”. Este compromiso incluye alianzas regionales para gestionar eficientemente el reciclaje, anticipando una etapa de revamping en América Latina.
La durabilidad y confiabilidad de los módulos Tiger Neo 3.0 también refuerzan esta estrategia sostenible, al reducir la necesidad de reemplazos frecuentes y promover el uso eficiente de los recursos. “Nosotros creemos fielmente en el 24/7 solar a través de la línea de fabricación de baterías, lo tenemos funcionando, estamos pronto a cerrar proyectos bastante importantes en la región”, destaca Covarrubias.
Energía 24/7: más soluciones de almacenamiento
Covarrubias también se refirió al avance de Jinko Solar en el almacenamiento energético mediante baterías. Un ejemplo emblemático es el proyecto «BESS Amanecer Nueva Energía 3», una instalación de 2.400 MWh en Diego de Almagro, región de Atacama, que recibió la concesión de terrenos fiscales del Ministerio de Bienes Nacionales.
Pero los horizontes de negocios van más allá considerando que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile en el Plan de Obras de Generación del Sistema Eléctrico Nacional para el periodo 2025 – 2044 proyecta un elevado desarrollo de sistemas de baterías con capacidad de almacenamiento de 6 a 8 horas, del orden de 8000 MW de potencia hacia el año 2044 para los casos de demanda media, adicional a los desarrollos existentes y en construcción (actualmente, hay 54 MW operativos).
“Parte un poco de lo que del sueño del 2025 es concretar los distintos proyectos en los que estamos ya en etapas avanzadas”, asegura Covarrubias. Además, explica que la necesidad de almacenamiento se extiende más allá de Chile, mencionando: “vemos también ciertos mercados como Argentina y alguna oportunidad en Colombia que pronto va a empezar a ser necesario el tema de baterías para ciertos cuellos de botella en las redes”.
Desafíos regulatorios: un llamado a la estabilidad
A pesar de los avances tecnológicos, los desafíos regulatorios siguen siendo una barrera significativa en los mercados andinos. Covarrubias enfatiza que “la certeza jurídica en los distintos países para nosotros y para los inversionistas con los que trabajamos es clave, entonces para mí es el principal reto”.
Asimismo, advierte que en muchos países, los procesos de permisos son largos e inciertos: “vemos en distintos países de la región muchas dificultades de permisología desde el principio de un proyecto hasta que eventualmente se aprueba por las distintas autoridades, pero finalmente llega un comité de ministro que le baja el dedo y perdiste no sé cuánto tiempo y plata”.
Covarrubias concluye: “Confiamos en que tenemos un producto premium de la mano de un servicio de alta gama, pero creemos que las condiciones de mercado de alguna manera facilitan entregar ese producto”.
El Director de Desarrollo Rural del USDA para Puerto Rico, Maximiliano J. Trujillo-Ortega, anunció durante una conferencia de prensa con la Secretaria del DOE, Grandholm, que el Departamento de Desarrollo Rural del USDA ha otorgado $5,520,498 a 22 empresas rurales en Puerto Rico. Los premiados han invertido de sus propios fondos $6,774,002 para una inversión total de $14,815,210. Estos premios ayudarán a los agricultores y propietarios de pequeñas empresas a ampliar el acceso a la energía limpia, crear empleos y ayudar a reducir sus facturas de energía a través del Programa de Energía Rural para América (REAP).
“Los agricultores y los dueños de negocios rurales son la columna vertebral de nuestra economía y nos estamos asociando con ellos para expandir sus operaciones mientras crean empleos y reducen los costos de energía”, dijo Trujillo-Ortega. “Esta inversión apoya a las comunidades rurales en su transición a la energía limpia e impulsa la prosperidad económica en todo el archipiélago de Puerto Rico”.
Las inversiones de REAP reducen los costos y crean empleo
Desde el inicio de la administración Biden-Harris, el USDA ha invertido más de $2.4 mil millones en aproximadamente 8,500 mejoras de energía renovable y eficiencia energética desde que el presidente Biden asumió el cargo. Esto incluye más de 3,000 proyectos de energía limpia por un total de más de $800 millones que fueron posibles gracias a la Ley de Reducción de la Inflación del presidente Biden.
Las inversiones anunciadas ayudarán a que los productores agrícolas y los propietarios de pequeñas empresas rurales puedan ampliar las fuentes de energía renovable y realizar mejoras en la eficiencia energética.
Algunos ejemplos:
Bach and Stern LLC, una pequeña empresa rural ubicada en Carolina, recibió $844,662 para desarrollar un sistema de energía renovable que le permitirá ahorrar $510,749 por año. Aportaron $2,021,262 de sus propios fondos, lo que suma una inversión total de $2,865,924.
Trofima Corporation, una pequeña empresa rural ubicada en Arecibo, recibió un premio de $1,000,000 para desarrollar un sistema de energía renovable que le permitirá ahorrar $532,663 por año. Aportaron $1,076,901 de sus propios fondos, lo que suma una inversión total de $2,076,901.
Bananera Fabre Inc., una finca de producción agrícola ubicada en Sabana Grande, recibió $200,000 para realizar mejoras de eficiencia energética en sus operaciones. Aportaron $200,000 de sus propios fondos para una inversión total de $400,000.
Otros 19 pequeños empresarios rurales y productores agrícolas recibieron fondos para desarrollar sistemas de energía renovable o mejoras de eficiencia energética.
Además, el municipio de Aibonito recibió $993,000 para reparar el sistema de aguas pluviales; los fondos provienen de los Fondos de Instalaciones Comunitarias para Desastres del año fiscal 2025.
Bajo la administración Biden-Harris, el Departamento de Desarrollo Rural del USDA ofrece préstamos y subvenciones para ayudar a ampliar las oportunidades económicas, crear empleos y mejorar la calidad de vida de millones de estadounidenses en áreas rurales. Esta asistencia apoya mejoras de infraestructura; desarrollo empresarial; vivienda; instalaciones comunitarias como escuelas, seguridad pública y atención médica; y acceso a Internet de alta velocidad en áreas rurales, tribales y de alta pobreza. Visite el Portal de Datos Rurales para conocer cómo y dónde estas inversiones están impactando a las áreas rurales de Estados Unidos. Para obtener más información, visite www.rd.usda.gov . Para suscribirse a las actualizaciones del Departamento de Desarrollo Rural del USDA, visite la página de suscriptores de GovDelivery . Puede seguirnos en nuestra cuenta X, @RD_PuertoRico.
CVE, una empresa dedicada al desarrollo, construcción y operación de parques de generación distribuida a nivel global, ha decidido ajustar su estrategia de negocios en Chile debido a la creciente incertidumbre regulatoria.
Aquello es de vital importancia para la empresa cuya casa matriz está en Francia y que considera a Chile como su segunda unidad de negocio más importante, después del país europeo. Así lo explicó Erich Schnake, director de asuntos públicos y temas regulatorios de CVE, durante el evento Future Energy Summit Southern Cone.
Schnake reveló que el pipeline de la empresa asciende a 1 GW, pero que el contexto regulatorio ha obligado a CVE a empezar a privilegiar proyectos utilty scale por sobre PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida). “Todavía tenemos aproximadamente un 20% de pipeline que es solo PMGD, aunque por razones conocidas en los financiamientos están suspendidos los pagos, así que van a estar ahí en hold on un tiempo hasta que se despeje la incertidumbre regulatoria”, comentó.
Pero aquello no quita que la empresa continúe apostando al modelo PMGD. De hecho tiene algunos proyectos avanzados que continuará impulsando para obtener su operación comercial próximamente. Tal es es caso de proyectos en hidrógeno en los que ha incursionado recientemente.
«Tenemos un proyecto donde somos coejecutores. Es un proyecto CORFO que lo está desarrollando una minera y nosotros estamos colaborando en la parte de energía pero esa es una planta PMGD o de tamaño pequeño que la idea es que se utilice para suministrar energía para el proceso de hidrólisis», explicó.
Además, Schnake señaló que trabajan en otro proyecto de mayor escala en la región norte del país: “Está todavía un poco verde como para anticipar, pero la idea es avanzar en esa línea también”.
Obstáculos regulatorios y expectativas
A pesar de sus esfuerzos por diversificar su cartera, Schnake destacó los obstáculos que enfrenta la industria en Chile, particularmente en temas de transmisión, plazos de permisos y vertimiento de energía. “Los niveles de vertimiento que tenemos hoy día son grandes, eso desincentiva nuevos proyectos”, señaló, subrayando que los atrasos en los tiempos de tramitación también afectan significativamente el desarrollo de iniciativas.
“Cuando partimos hace 10 años, uno contemplaba 2 años, 2 años y medio para tener un proyecto desde su origen hasta su producción; hoy día estamos viendo por lo menos cuatro años en PMGD, y en proyectos de otra escala, los plazos pueden llegar a ser de cuatro a ocho años”.
En cuanto a las expectativas para 2025, Schnake manifestó la necesidad de estabilidad regulatoria y socialización de la importancia de las energías renovables.
“Mi mensaje final es recuperar la senda que tenía Chile en el sentido de mandar señales claras a los inversionistas y a las empresas para reactivar los temas de inversión”, afirmó.
También enfatizó la relevancia de abordar los desafíos ambientales y sociales: “Tiene que haber un esfuerzo de parte de todos los que trabajamos en esta industria y también de las autoridades por socializar esa importancia para que los proyectos puedan ver la luz lo más rápido posible”.
Varela Hermanos S.A. dio inicio oficial a la Zafra de Caña de Azúcar 2025, un evento que simboliza no solo el comienzo de una nueva temporada de cosecha, sino también el compromiso inquebrantable de la empresa con el desarrollo económico, social y ambiental del país. Este esfuerzo anual representa una importante inyección a la economía local de aproximadamente $3.5 millones en salarios y prestaciones laborales, generando más de 300 empleos directos e indirectos y fortaleciendo la cadena de valor del sector agroindustrial en la provincia de Herrera.
La jornada inaugural comenzó con la tradicional misa en honor a San Isidro Labrador en la Hacienda San Isidro, ubicada en el distrito de Pesé. Este momento de reflexión y agradecimiento resaltó los valores de unidad, esfuerzo y dedicación que distinguen a los colaboradores de Varela Hermanos, al tiempo que destaca el papel clave del sector agrícola como motor del desarrollo económico sostenible.
El inicio de la zafra 2025, no solo marca el comienzo de una nueva temporada de cosecha, sino que transforma al distrito de Pesé en un vibrante escenario festivo durante 100 días, que deja un impacto económico indirecto de $10 millones en insumos y equipos esenciales para la operación.
Como parte de los hitos de esta celebración, se anunció la firma de un acuerdo entre Varela Hermanos y la empresa Celsia para la instalación de un sistema de energía solar compuesto por más de 1,450 paneles en un área de 3,600 m². Este proyecto, alineado con la estrategia de responsabilidad social empresarial (RSE) de la compañía, refuerza su compromiso con la sostenibilidad mediante la adopción de energías limpias en sus operaciones.
“Estamos orgullosos de iniciar esta zafra 2025 con una visión fortalecida hacia un futuro más sostenible. Este acuerdo para la instalación de paneles solares es un paso clave en nuestra estrategia para reducir la huella de carbono y contribuir activamente al desarrollo económico y ambiental. Esto también se traduce en que el 100% de los productos de Varela Hermanos serán embotellados mediante el uso de energía limpia. Para este 2025, se estarán embotellando 1 millón de cajas de 9 litros bajo esta modalidad, marcando un precedente en el país, afirmó José Javier Dopeso, Vicepresidente de Operaciones de Varela Hermanos.
Por su parte, Javier Gutiérrez, Líder de Celsia Centroamérica, destacó que: “en Celsia, nos llena de orgullo colaborar con Varela Hermanos en este proyecto que va más allá de la optimización del consumo energético. Esta alianza estratégica demuestra cómo podemos generar un impacto significativo en nuestras comunidades y en el cuidado del medio ambiente. Estamos comprometidos a liderar la transformación energética con soluciones innovadoras que potencien la sostenibilidad y la eficiencia de nuestros clientes”.
El sistema fotovoltaico permitirá reducir la emisión de aproximadamente 378.2 toneladas de CO2 al año, equivalentes a la absorción de 21,013 árboles maduros, consolidando a Varela Hermanos como un referente en sostenibilidad en el país.
Con 116 años de historia, Varela Hermanos se ha distinguido por su búsqueda constante de mejoras que le permitan operar de manera 100% sostenible, minimizar su impacto ambiental, promover el bienestar de sus colaboradores y contribuir al desarrollo justo de las comunidades donde opera.
El Ente Nacional Regulador de la Energía(ENRE) modificó los parámetros para exigir una mayor calidad en el servicio a las distribuidoras Edenor y Edesur, las únicas que permanecen bajo la órbita del Estado nacional. Como condición necesaria para aprobar el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que definirá el Valor Agregado de Distribución (VAD) que percibirán las empresas en el período 2025-2030, las compañías eléctricas —que comercializan, en conjunto, el 40% de la energía que se consume en el país— tendrán que mejorar su servicio en el próximo lustro. En los hechos, las distribuidoras eléctricas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) tendrán que reducir la cantidad y extensión de los cortes en hasta un 50%. En algunas zonas del conurbano y comunas porteñas que tienen mayores problemas con los cortes las exigencias del ENRE serán mayores.
El ENRE, a cargo del interventor Osvaldo Rolando, publicó la semana pasada la resolución 3 que modifica los parámetros sobre la calidad del servicio en aspectos técnicos y comerciales y respecto a las penalidades a las distribuidoras por distintos incumplimientos.
En paralelo, el ente también lanzará un cronograma para avanzar en la Revisión Tarifaria de Distribución. Para esto, el 28 de enero convocará a una audiencia pública que se realizará el 27 de febrero. Por su parte, Edenor y Edesur tendrán que presentar el 27 de enero el informe final para la propuesta tarifaria y el 3 de marzo se publicarán en el Boletín Oficial las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios.
El ente regulador quiere que Edenor y Edesur vayan reduciendo entre 2025 y 2029 la duración y frecuencia de los cortes de electricidad a los usuarios, que son los dos indicadores centrales que se utilizan para controlar la calidad del servicio de distribución eléctrica. El primer artículo de la resolución señala las modificaciones en “los Parámetros de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, el Costo de la Energía Eléctrica No Suministrada (CENS) y las Penalizaciones por Calidad de Servicio, Producto Técnico y Comercial”.
En los considerando, el ENRE también remarca que en el régimen de calidad de servicio se contemplarán el mismo nivel para las zonas geográficas del AMBAcon densidades de demandas de energía similares. “De este modo se establece una mayor exigencia en la mejora de la calidad del servicio en zonas donde se registran niveles deficientes”, aclara el texto. Esto permite que cada localidad bonaerense y comuna porteña tengan objetivos de reducir duración y frecuencia de cortessegún su densidad de demanda eléctrica.
GBA
Una de las zonas con peores indicadores del AMBA es General Rodríguez. En este caso, Edenor tendrá que reducir las 10,2 horas de duración de los cortes por semestre a 3,3 horas en los próximos cinco años. Al mismo tiempo, en General Rodríguez se tendrá que reducir la frecuencia semestral de los cortes de 4,6 a 1,4 horas. Otros casos similares de Edenor con alta cantidad de cortes son General Las Heras y Marcos Paz.
En Edesur la zona con mayor cantidad de cortes es Presidente Perón, que tendrá que bajar de 8,4 a 3 horas por semestre de la duración y de 3,2 a 1,3 horas la frecuencia de las interrupciones del suministro. Otras zonas críticas de Edesur son Cañuelas, Ezeiza y Florencia Varela.
CABA
La zona del AMBA con menos cortes es la Comuna 2 (Recoleta), que comparten ambas distribuidoras. En ese caso, Edenor tiene que mantener en 2,5 las horas de duración de los cortes por semestre (y bajar de 2,7 a 2,5 horas en Edesur) y reducir la frecuencia de 1,094 a 1,084 horas en Edenor y mantener en 1,084 horas en Edesur.
La peor zona de Edenor en CABA es la Comuna 11 (Devoto y Villa del Parque), donde la empresa eléctrica tendrá que reducir la duración de 5,8 horas a 2,5 horas entre 2025 y 2029 y bajar la frecuencia de 2,1 a 1,08 horas. Otras comunas críticas de la zona norte son la 15, 13 y 12. En el caso de Edesur, la comuna porteña más comprometida es la 10, que deberá reducir la duración en cinco años de 4,1 a 2,8 horas por semestre y la frecuencia de 1,8 a 1,1 horas.
Además, la resolución del ENRE incluye cambios en el aspecto comercial. En este caso, el ente propone que las distribuidoras cuenten con un plazo de no más de 15 días hábiles para responder ante reclamos por error en la facturación. Por último, luego de los cortes por falta de pago las distribuidoras tendrán 24 horas para reestablecer el servicio una vez “abonadas las sumas adeudadas y la tasa de rehabilitación”.
Baja de rentabilidad
Al mismo tiempo, el ENRE publicó la resolución 4/2025 que actualizó a la baja la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur que aplica para calcular la estructura tarifaria de ambas empresas eléctricas. El organismo contrató a la consultora Quantum para que, a partir de una revisión de algunos parámetros principales de la macroeconomía argentina (el riesgo país, el costo de la deuda corporativa y la estructura de capital de las empresas), reevalúe el costo promedio ponderado del capital (WACC, por sus siglas en inglés) de ambas compañías reguladas. En la resolución firmada por Rolanda, el ente regulador destaca que desde el último bimestre del año pasado se observa una baja muy pronunciada del riesgo país, que pasó de 1600 puntos a principios de agosto a menos de 600 en la actualidad. Eso redundará en una baja del costo de financiamiento que deben afrontar las empresas, advirtió el ente regulador, por lo que corrigió de manera significativa la tasa de rentabilidad real que se aplica para calcular la estructura de tarifas de las distribuidoras.
En rigor, la resolución 4 corrigió las alícuotas que había fijado la resolución 553/2024, publicado en agosto del año pasado, que había establecido que la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur después de impuestos ascendiera a 10,31% y a 15,87% antes de impuestos. A partir de la mejora de los indicadores macroeconómicos, el ENRE —con el respaldo del Ejecutivo— tomó una decisión lógica y fijó la tasa de rentabilidad en 6,22% después de impuestos y en 9,56% antes de impuestos.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó a una audiencia pública el próximo 6 de febrero para poner en consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los ajustes en los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029. La RQT permitirá otorgarle un horizonte de ingresos a las empresas de distribución y transporte y también tendrán que realizar planes de inversión.
La convocatoria se publicó este martes en el Boletín Oficial a través de la resolución 16 del ente regulador, que está a cargo del interventor Carlos Casares. En paralelo, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) también convocó a una audiencia pública para el 27 de febrero sobre la Revisión Tarifaria de Distribución.
La audiencia pública se realizará desde la ciudad de Buenos Aires el jueves 6 de febrero a partir de las 9 de la mañana y la participación será exclusivamente de manera virtual. Además, se debatirá la “Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas” y la “Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”, indica la resolución. Los interesados en participar de la audiencia podrán inscribirse a partir de este miércoles y hasta el 3 de febrero.
Las licenciatarias del servicio de transporte -TGN y TGS- y distribución de gas natural por red de todo el país – Metrogas; Grupo Naturgy (BAN y Gasnor); Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur); Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana); Litoral Gas; y Gasnea- tendrán tiempo hasta el 23 de enero para presentar sus consideraciones sobre los temas de la audiencia que convocó el ENARGAS.
Además de los segmentos regulados por el ENARGAS de transporte y la distribución, el otro ítem de los tres que componen las facturas (excluyendo los impuestos) es el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que lo establece la Secretaría de Energía y permite observar el nivel de subsidios a las tarifas del Estado. Este ítem no estará incluido en la audiencia pública de febrero.
El directorio del Banco Provincia del Neuquén (BPN) aprobó el financiamiento para el Gasoducto Cordillerano, una obra esperada desde hace años por 25 localidades tanto de Neuquén como de las vecinas provincias de Río Negro y Chubut. Su ampliación es considerada prioritaria debido a que beneficiará a 12.000 hogares, hospitales y escuelas donde el sistema actual de abastecimiento de gas natural no tiene disponibilidad para incorporar más usuarios.
En territorio neuquino, el foco está puesto en asegurar la provisión del servicio en Villa La Angostura, San Martín y Junín de los Andes, destinos turísticos por excelencia, donde muchos pobladores se enfrentan -durante los meses fríos del invierno- a la imposibilidad de conectarse al servicio de red que está saturado.
Así lo reflejó el gobernador Rolando Figueroa durante una gira reciente por la región de los Lagos del Sur, ocasión en la que se reunió con los intendentes y adelantó la inversión provincial para asegurarse esta obra. “Los neuquinos vamos a invertir a través de un préstamo que le hará la provincia a la empresa Camuzzi para que ejecute la obra”, dijo.
El llamado a licitación tiene la particularidad de ser financiado en partes iguales a través de los bancos provinciales tanto de Neuquén como de Chubut, dada la importancia que reviste la ampliación de este gasoducto para los gobiernos patagónicos.
Inicialmente el monto a financiar era 10 mil millones de pesos, sin embargo la evaluación de la documentación y el tiempo transcurrido hizo necesario incrementar esa cifra hasta $12 mil millones, que es lo que finalmente aprobó ayer el BPN. El banco de la provincia del Chubut hará lo propio, ya que se trata de préstamos espejo. De esta forma Camuzzi tendrá hasta 24 mil millones de pesos disponibles para dar inicio a la obra.
Sobre la obra La obra a ejecutar permitirá incrementar la capacidad de transporte en 300.000 metros cúbicos diarios: al pasar de los actuales 1.200.000 metros cúbicos a 1.500.000 metros cúbicos diarios. Se estima estará concluida en septiembre de este año.
Los trabajos contemplan la puesta en servicio y habilitación de la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Cordillerano, mediante la instalación de una nueva Planta Compresora en Río Senguer y la instalación de un equipo motocompresor de Back-Up, en la existente Planta Compresora Gobernador Costa, en la Provincia del Chubut.
Al aumentar la capacidad de transporte e ingresar el volumen adicional diario de 300.000 metros cúbicos por día desde el Yacimiento el Zorro, se podrán eliminar las actuales restricciones en el sistema Cordillerano–Patagónico que abastece a 25 ciudades de las provincias, pero desde hace varios años se encuentra saturado.
Adicionalmente, la obra de Ampliación-Montaje Plantas Compresoras también permitirá abastecer con gas por redes a escuelas, hospitales y dependencias públicas, que hoy no cuentan con ese servicio esencial.
Así lo expresó el vicepresidente del Instituto General Mosconi, Gerardo Rabinovich, quien luego añadió: “Se produce una presión con esta buena noticia para la industria y para el país sobre los habitantes de la provincia de Neuquén”. El auge de la producción en Vaca Muerta está teniendo un impacto significativo en la vida de los habitantes de la provincia de Neuquén, una mayor cantidad de gente está yendo en busca de una oportunidad laboral y eso empieza a impactar en los valores de los distintos servicios. Es por eso que para analizar este tema en profundidad, este medio se puso […]
Un informe del banco de inversión sugirió a sus clientes aumentar su exposición a las acciones de la petrolera dadas las perspectivas favorables del sector energético argentino, la baja del riesgo país, las inversiones en infraestructura y hasta un potencial regreso a la categoría de mercado emergente en caso de que se eliminen los controles de capitales. El JP Morgan recomendó aumentar la exposición en acciones de YPF en vista del potencial de desarrollo de desarrollo del petróleo y gas natural de Vaca Muerta, mientras que destacaron que la eliminación del cepo al dólar podría ser el factor más determinante […]
Se trata del mayor desarrollo petrolero del país, que contempla 30.000 kilómetros cuadrados. Los detalles del contrato y la propuesta. Técnicas Reunidas, la reconocida empresa de ingeniería española, ha sido adjudicada con un contrato por 440 millones de dólares (unos 424 millones de euros) para trabajar en el proyecto de Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos de petróleo y gas no convencionales del mundo. Así lo informó la compañía este jueves. El proyecto, ubicado en el centro de Argentina, abarca 30.000 kilómetros cuadrados y constituye el mayor desarrollo petrolero del país. Técnicas Reunidas se encargará de los servicios de […]
La actividad offshore en el Mar Argentino toma nuevo impulso con la exploración sísmica de Shell. La empresa busca replicar el éxito de Namibia en estas costas. Shell y Qatar Petroleum trabajan en los bloques CAN 107 y CAN 109. Ambos bloques podrían contener importantes reservas de hidrocarburos. Las operaciones tienen una duración estimada de tres meses. Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata, destacó el progreso. “Hasta ahora, todo está funcionando bien”, afirmó. Los barcos operativos se encuentran centralizados en el puerto sin inconvenientes. El Sunrise G, un barco de apoyo logístico, llegó recientemente. Este […]
Así lo informaron representantes de la operadora al gobernador Claudio Vidal. Para este año, se espera una inversión de 90 millones de dólares en Cerro Dragón. Estos anuncios se dieron luego de la autorización de la cesión de las áreas Piedra Clavada y Koluel Kaike a Crown Point Energía S.A., en las que se realizarán inversiones superiores a los 40 millones de dólares hasta el 2026. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó este martes la firma del acuerdo por el que Pan American Energy (PAE) cede derechos sobre las áreas Piedra Clavada y Koluel Kaike a la operadora […]
La minería argentina se encuentra en un momento histórico, con 44 meses de crecimiento ininterrumpido, consolidándose como uno de los sectores más dinámicos de la economía. Según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (Indec), en noviembre de 2024, la actividad minera creció un 3,7% interanual, acumulando una mejora del 6,1% en los primeros once meses del año. El sector lleva casi cuatro años de crecimiento constante desde marzo de 2021, cuando aún bajo los efectos de la pandemia, se registró la última caída del 2,2%. Este desempeño sostenido contrasta con otros sectores de la economía nacional que han mostrado […]
La Secretaría de Minería y Energía presentó su Balance de Gestión 2024, en el que destaca los logros como resultado de una política firme y objetivos claros que afianzan el posicionamiento de la provincia de Salta como un referente en minería y energía, impulsando inversiones, empleo y sostenibilidad. Minería y Energía dos sectores con firme crecimiento en 2024 que potencian el desarrollo de Salta Informe de Gestión. Desde el inicio de su gestión, el gobernador Gustavo Sáenz estableció lineamientos clave para asegurar que los sectores estratégicos de Minería y Energía contribuyan al crecimiento de la provincia mediante una conducción centrada […]
La eficiencia operativa y las nuevas inversiones podrían llevar al sector a un nuevo nivel en 2025, pese a desafíos estructurales y regulatorios. Vaca Muerta cerró 2024 con un crecimiento del 20% en etapas de fractura y alcanzó 17,796 operaciones, por lo que se consolidó como el motor energético de la Argentina. Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, anticipó que la eficiencia operativa y las nuevas inversiones podrían llevar al sector a un nuevo nivel en 2025, pese a desafíos estructurales y regulatorios. El año pasado cerró con un estruendoso éxito para Vaca Muerta. Según Luciano Fucello, country manager […]
En 2024, el yacimiento de Vaca Muerta requirió 4 millones de toneladas de arena para sostener su creciente producción de petróleo y gas. Este insumo crítico para la industria de los hidrocarburos no convencionales proviene mayoritariamente de Entre Ríos y Río Negro, con aportes menores desde Chubut. Sin embargo, la provincia de Neuquén está intensificando la búsqueda de recursos locales para reducir costos y optimizar la logística. Carlos Portilla, director provincial de Minería de Neuquén, explicó que se están desarrollando varios proyectos para identificar arenas silíceas viables dentro de la región. “Hay algunos proyectos en etapa de ensayo a escala […]
El gobierno provincial cerró el 2024 con nuevo concesionario para EFO, sus primeros pasos en el shale y prórrogas para el convencional. El Gobierno de Río Negro pudo cerrar el 2024 con el compromiso de inversiones en Estación Fernández Oro (EFO), un bloque que le aporta el 30% del gas que produce la provincia, a través de un nuevo operador, Quintana Energy que se postuló dentro del Plan Andes de YPF. Pero también fue el año donde empezó a dar sus primeros pasos en Vaca Muerta. Mariela Moya, secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, indicó que los resultados preliminares de […]
Un estudio realizado por 11 cámaras de empresas metalúrgicas reveló que el sector podría consolidarse en la próxima década como uno de los actores clave para impulsar el crecimiento y desarrollo económico de la Argentina de la mano de cuatro industrias estratégica: Oil&Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. En rigor, el trabajo señala que esos cuatro sectores podrían traccionar, en conjunto, inversiones que traccionarían un crecimiento de alrededor de US$ 7.400 millones por año del sector metalúrgico en el país; equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035.
Frente a este escenario, el estudio elaborado por las empresas metalúrgicas, que se titula “Eliminar impuestos distorsivos para competir en una cancha nivelada” y contó con el acompañamiento del programa Propymes del Grupo Techint, advierte sobre la necesidad de mejorar las condiciones estructurales de competitividad local parar sustituir importaciones y generar productos que puedan escalarse a nivel internacional, expandiendo las exportaciones de bienes con alto valor agregado. “Se necesitan políticas micro, como el recientemente anuncio de un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones y Empleo para Pymes. La agenda que viene es la que nos permitirá generar un verdadero entorno competitivo: bajar la carga impositiva, el costo laboral no salarial, potenciar el financiamiento al sector privado y reducir los costos logísticos”, puntualiza el reporte.
Impacto en los sectores productivos
El aporte de la industria metalmecánica -que agrupa a fabricantes de maquinaria agrícola, acoplados, tubos y perfiles, construcciones livianas de acero, línea blanca, electro y gasodomésticos, autopartes y envases de acero- es clave puesto que junto con el sector automotriz generan 11.500 millones de dólares en exportaciones y más de 350.000 empleos directos, lo cual tiene un impacto significativo en la economía del país. Las actividades metalúrgicas integran el complejo industrial más importante de la economía nacional y explican el 5,6% del PBI de la Argentina, según precisaron.
Las empresas indicaron que para la industria del Oil&Gas, la minería, las renovables y la foresto industria se proyectan inversiones cercanas a los US$ 130.000 millones en 10 años. Los desembolsos para Vaca Muerta explican más del 60% del total y en segundo lugar se ubica la industria minera con el 23%. Además, se espera que el valor de producción de estas actividades se expanda en más de US$ 66.000 millones por año, lo cual permitiría traccionar la producción de diversas actividades proveedoras de bienes y servicios. ´
En cuanto al análisis de las estructuras de costos de estos cuatro sectores, surge que el 11,3% del valor de producción esperada está destinado a la adquisición de bienes metalúrgicos: 8,3% en el caso de minería, 9,8% en petróleo y gas, 7,6% en foresto-industria y en el caso de la construcción de un parque eólico alcanza el 56%. Esto es así ya que las diferentes industrias precisan estructuras metálicas, módulos habitacionales, partes y piezas para la operación de maquinarias, equipos eléctricos como motores, transformadores, bombas, válvulas, maquinaria pesada, vehículos y equipos de procesos de diversa índole a fin de desarrollar su actividad. Este es otro de los factores clave que demuestra la sinergia que se puede dar entre los diferentes sectores.
Para la industria del Oil&Gas se proyecta una inversión acumulada a 10 años de US$ 80.000 millones, para la minería de US$30.000 millones, para las renovables de US$ 12.000 millones y para la foresto industria de US$ 7.000 millones.
Carga impositiva
En el estudio también se hizo foco en la carga impositiva que afecta a la industria y se llevó a cabo una comparación con otros países de la región a fin de graficar este escenario. “Hoy los productos metalúrgicos en la Argentina soportan una carga impositiva del 32% promediosobre el costo de fabricación, más del doble que Brasil y México. Además, un tercio de estos impuestos son distorsivos, es decir que se acumulan en la cadena de valor (débitos y créditos, Ingresos brutos, tasas municipales, sellos/otros)”, plantea el informe.
La Argentina se encuentra en las peores posiciones en los ranking mundiales de competitividad. Esto está relacionado a la inestabilidad macroeconómica, la carga impositiva, el costo laboral no salarial, la falta de financiamiento al sector privado y los costos logísticos. “Trabajar primero en estos factores es clave para una secuencia de integración inteligente al mundo”, remarcaron desde las Cámaras.
Las empresas explicaron que más de un tercio de la carga tributaria sobre la actividad metalúrgica son impuestos considerados “distorsivos”, por su menor incidencia en países comparables y su impacto acumulativo en la cadena de valor.
En el informe se toma como ejemplo una sembradora. Sobre el costo de producción de esta maquinaria, el 33% son impuestos. Mientras que en Brasil representan sólo un 15% y en México el 19%. También, el costo de producción de un acoplado en el que el 33% son impuestos.
Otros desafíos
Las Cámaras dieron cuenta de otros de los obstáculos que afectan al sector además de la carga impositiva y que se deberán sortear para lograr el pleno crecimiento. En ese sentido, se refirieron a los costos laborales no salariales y costos logísticos, sumado a la falta de crédito, todos factores que le han quitado dinamismo a un sector privado. El estudio demuestra que el costo laboral en la Argentina es el 67% de la masa salarial. Y que, a pesar de tener índices de siniestralidad similares, la litigiosidad laboral en Argentina es 10 a 20 veces superior al de países comparables.
En línea con el desarrollo de la industria y con las medidas de apertura que quiere impulsar el gobierno, las empresas también advirtieron que a nivel global los países están cuidando al sector. “Las principales economías del mundo están intensificando su estrategia de política industrial con incentivos y financiamiento al sector privado local e incorporando medidas de defensa comercial (dumpings, salvaguardas) especialmente contra China. En este escenario, competir en igualdad de condiciones es imprescindible para generar desarrollo a largo plazo”, aseveraron.
En la última década se multiplicó por 10 la cantidad de medidas de política industrial con afectación al comercio internacional. Estados Unidos ha invertido US$ 739 millones en su política Inflaction reduction Act – además, anunció aumentos arancelarios de hasta el 100%, dirigidos a sectores estratégicos como semiconductores, vehículos eléctricos, baterías, metales básicos, minerales críticos y varios productos médicos.
Por su parte, la Unión Europea desembolsó 95 millones de euros en Horizon Europe y Brasil US$ 60 millones en Nova Industria Brasil. “Hoy apostar por la industria local es una decisión geopolítica y estratégica”, concluyeron desde el sector.
El estudio
El Informe de Competitividad fue realizado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas nucleadas en Adimra. ProPymes acompañó el estudio, como programa de cadena de valor de desarrollo de la cadena metalmecánica. El estudio fue realizado por equipos técnicos de las cámaras participantes con apoyo de economistas.
A su vez, en el marco del programa del Grupo Techint se llevó a cabo una misión comercial de clientes metalúrgicos a Vaca Muerta para conocer las oportunidades de negocio. En el encuentro, recorrieron las instalaciones del yacimiento Fortín de Piedra de Tecpetrol, con el objetivo de sumarse como proveedores del sector energético.
También, se concretaron reuniones de negocio con referentes de las empresas del Grupo Techint (Tecpetrol, Techint Ingeniería y Construcciones, Exiros y Tenaris) para analizar las necesidades concretas de abastecimiento y el potencial desarrollo de nuevos productos.
Un estudio realizado por 11 cámaras de empresas metalúrgicas reveló que el sector podría consolidarse en la próxima década como uno de los actores clave para impulsar el crecimiento y desarrollo económico de la Argentina de la mano de cuatro industrias estratégica: Oil&Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. En rigor, el trabajo señala que esos cuatro sectores podrían traccionar, en conjunto, inversiones que traccionarían un crecimiento de alrededor de US$ 7.400 millones por año del sector metalúrgico en el país; equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035.
Frente a este escenario, el estudio elaborado por las empresas metalúrgicas, que se titula “Eliminar impuestos distorsivos para competir en una cancha nivelada” y contó con el acompañamiento del programa Propymes del Grupo Techint, advierte sobre la necesidad de mejorar las condiciones estructurales de competitividad local parar sustituir importaciones y generar productos que puedan escalarse a nivel internacional, expandiendo las exportaciones de bienes con alto valor agregado. “Se necesitan políticas micro, como el recientemente anuncio de un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones y Empleo para Pymes. La agenda que viene es la que nos permitirá generar un verdadero entorno competitivo: bajar la carga impositiva, el costo laboral no salarial, potenciar el financiamiento al sector privado y reducir los costos logísticos”, puntualiza el reporte.
Impacto en los sectores productivos
El aporte de la industria metalmecánica -que agrupa a fabricantes de maquinaria agrícola, acoplados, tubos y perfiles, construcciones livianas de acero, línea blanca, electro y gasodomésticos, autopartes y envases de acero- es clave puesto que junto con el sector automotriz generan 11.500 millones de dólares en exportaciones y más de 350.000 empleos directos, lo cual tiene un impacto significativo en la economía del país. Las actividades metalúrgicas integran el complejo industrial más importante de la economía nacional y explican el 5,6% del PBI de la Argentina, según precisaron.
Las empresas indicaron que para la industria del Oil&Gas, la minería, las renovables y la foresto industria se proyectan inversiones cercanas a los US$ 130.000 millones en 10 años. Los desembolsos para Vaca Muerta explican más del 60% del total y en segundo lugar se ubica la industria minera con el 23%. Además, se espera que el valor de producción de estas actividades se expanda en más de US$ 66.000 millones por año, lo cual permitiría traccionar la producción de diversas actividades proveedoras de bienes y servicios. ´
En cuanto al análisis de las estructuras de costos de estos cuatro sectores, surge que el 11,3% del valor de producción esperada está destinado a la adquisición de bienes metalúrgicos: 8,3% en el caso de minería, 9,8% en petróleo y gas, 7,6% en foresto-industria y en el caso de la construcción de un parque eólico alcanza el 56%. Esto es así ya que las diferentes industrias precisan estructuras metálicas, módulos habitacionales, partes y piezas para la operación de maquinarias, equipos eléctricos como motores, transformadores, bombas, válvulas, maquinaria pesada, vehículos y equipos de procesos de diversa índole a fin de desarrollar su actividad. Este es otro de los factores clave que demuestra la sinergia que se puede dar entre los diferentes sectores.
Para la industria del Oil&Gas se proyecta una inversión acumulada a 10 años de US$ 80.000 millones, para la minería de US$30.000 millones, para las renovables de US$ 12.000 millones y para la foresto industria de US$ 7.000 millones.
Carga impositiva
En el estudio también se hizo foco en la carga impositiva que afecta a la industria y se llevó a cabo una comparación con otros países de la región a fin de graficar este escenario. “Hoy los productos metalúrgicos en la Argentina soportan una carga impositiva del 32% promediosobre el costo de fabricación, más del doble que Brasil y México. Además, un tercio de estos impuestos son distorsivos, es decir que se acumulan en la cadena de valor (débitos y créditos, Ingresos brutos, tasas municipales, sellos/otros)”, plantea el informe.
La Argentina se encuentra en las peores posiciones en los ranking mundiales de competitividad. Esto está relacionado a la inestabilidad macroeconómica, la carga impositiva, el costo laboral no salarial, la falta de financiamiento al sector privado y los costos logísticos. “Trabajar primero en estos factores es clave para una secuencia de integración inteligente al mundo”, remarcaron desde las Cámaras.
Las empresas explicaron que más de un tercio de la carga tributaria sobre la actividad metalúrgica son impuestos considerados “distorsivos”, por su menor incidencia en países comparables y su impacto acumulativo en la cadena de valor.
En el informe se toma como ejemplo una sembradora. Sobre el costo de producción de esta maquinaria, el 33% son impuestos. Mientras que en Brasil representan sólo un 15% y en México el 19%. También, el costo de producción de un acoplado en el que el 33% son impuestos.
Otros desafíos
Las Cámaras dieron cuenta de otros de los obstáculos que afectan al sector además de la carga impositiva y que se deberán sortear para lograr el pleno crecimiento. En ese sentido, se refirieron a los costos laborales no salariales y costos logísticos, sumado a la falta de crédito, todos factores que le han quitado dinamismo a un sector privado. El estudio demuestra que el costo laboral en la Argentina es el 67% de la masa salarial. Y que, a pesar de tener índices de siniestralidad similares, la litigiosidad laboral en Argentina es 10 a 20 veces superior al de países comparables.
En línea con el desarrollo de la industria y con las medidas de apertura que quiere impulsar el gobierno, las empresas también advirtieron que a nivel global los países están cuidando al sector. “Las principales economías del mundo están intensificando su estrategia de política industrial con incentivos y financiamiento al sector privado local e incorporando medidas de defensa comercial (dumpings, salvaguardas) especialmente contra China. En este escenario, competir en igualdad de condiciones es imprescindible para generar desarrollo a largo plazo”, aseveraron.
En la última década se multiplicó por 10 la cantidad de medidas de política industrial con afectación al comercio internacional. Estados Unidos ha invertido US$ 739 millones en su política Inflaction reduction Act – además, anunció aumentos arancelarios de hasta el 100%, dirigidos a sectores estratégicos como semiconductores, vehículos eléctricos, baterías, metales básicos, minerales críticos y varios productos médicos.
Por su parte, la Unión Europea desembolsó 95 millones de euros en Horizon Europe y Brasil US$ 60 millones en Nova Industria Brasil. “Hoy apostar por la industria local es una decisión geopolítica y estratégica”, concluyeron desde el sector.
El estudio
El Informe de Competitividad fue realizado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas nucleadas en Adimra. ProPymes acompañó el estudio, como programa de cadena de valor de desarrollo de la cadena metalmecánica. El estudio fue realizado por equipos técnicos de las cámaras participantes con apoyo de economistas.
A su vez, en el marco del programa del Grupo Techint se llevó a cabo una misión comercial de clientes metalúrgicos a Vaca Muerta para conocer las oportunidades de negocio. En el encuentro, recorrieron las instalaciones del yacimiento Fortín de Piedra de Tecpetrol, con el objetivo de sumarse como proveedores del sector energético.
También, se concretaron reuniones de negocio con referentes de las empresas del Grupo Techint (Tecpetrol, Techint Ingeniería y Construcciones, Exiros y Tenaris) para analizar las necesidades concretas de abastecimiento y el potencial desarrollo de nuevos productos.
La candidata a canciller de Alemania por el partido Alternativa para Alemania (AfD), Alice Weidel, prometió que recuperará el gasoducto Nord Stream para volver a importar gas natural desde Rusia. El partido de extrema derecha, que se encuentra segundo en las encuestas de cara a las elecciones federales de febrero, esta recibiendo un importante respaldo del magnate Elon Musk, quien trabajará para la próxima administración de Donald Trump en los Estados Unidos. La postura de AfD contradice la intención del presidente electo de forzar a Europa a importar más energía desde los EE.UU. bajo la amenaza de aplicar aranceles.
Alternativa para Alemania celebró este fin de semana un congreso para oficializar la candidatura de Weidel y la plataforma electoral para las elecciones que definirán un nuevo parlamento y gobierno, convocadas tras el colapso de la coalición de gobierno conformada por el Partido Socialdemócrata (SPD), Los Verdes y el Partido Democrático Libre (FPD).
Frente a unos 600 delegados, la candidata recitó los lineamientos de la plataforma electoral del partido, de corte identitaria y xenófoba. «Tengo que ser honesta con ustedes: si se va a llamar remigración, entonces eso es lo que será: remigración», dijo Weidel. Fue la primera vez que Weidel utilizó públicamente el concepto de remigración, que se entiende ampliamente como el «retorno» masivo o la deportación de personas de origen migrante.
La plataforma votada por los delegados no incluyó ninguna condena a Rusia por la invasión y guerra en Ucrania, en otra muestra de las inclinaciones pro rusas del partido. Weidel incluso fue más allá y prometió restablecer el gasoducto Nord Stream. «Pondremos nuevamente en funcionamiento el Nord Stream, pueden contar con ello», afirmó. También se manifestó en contra de los parques eólicos y a favor de reactivar las centrales nucleares.
Los sistemas Nord Stream 1 y 2 quedaron operativamente inutilizados tras un sabotaje ejecutado en septiembre de 2022, unos meses después del comienzo del conflicto bélico. La justicia de Alemania investiga actualmente a ciudadanos de nacionalidad ucraniana como posibles participes del sabotaje. Nord Stream 1 llegó a representar el 35% de las importaciones de gas ruso en la Unión Europea, mientras que Nord Stream 2 jamás entró en operación comercial.
El canciller alemán Olaf Scholz convocó a elecciones federales para el 23 de febrero tras la destitución en noviembre del ministro de Finanzas y líder del FPD, Christian Lindner. Scholz y Lindner chocaron por desacuerdos en torno al gasto público y cómo responder al aumento del costo energético de los hogares y especialmente en las industrias. La economía alemana cerraría el 2024 con una caída del PBI por segundo año consecutivo, según las proyecciones del gobierno.
La candidata de AfD, Alice Weidel.
Respaldo de Musk
Las encuestas ubican segunda a Alternativa para Alemania con un 20% de intención de voto, estando por detrás de la CDU/CSU que lidera los sondeos con el 30% de intención de voto. Todos los partidos se manifestaron en contra de formar una coalición de gobierno con AfD, lo que limita al máximo las posibilidades de acceso al poder. Pese a esto, el partido recibió en el último mes el inesperado apoyo público de Elon Musk, desatando críticas en Alemania y otros países europeos por inmiscuirse en las elecciones alemanas.
«Alemania se ha acomodado en la mediocridad. Es hora de cambios audaces y AfD es el único partido que abre este camino”, escribió Musk en un artículo publicado en diciembre en el diario alemán Die Welt. El dueño de la red social X y CEO de la automotriz Tesla reforzó su apoyo al partido de extrema derecha a través de una conversación pública y virtual con Weidel realizada la semana pasada. Musk le pidió a Weidel que comentara sobre la clasificación habitual de la AfD como partido de extrema derecha. La candidata respondió que AfD es un partido «conservador» y «libertario».
La irrupción de Musk en las elecciones alemanas no es un dato menor si se tiene en cuenta su futura participación como asesor en la administración de Trump. El magnate de origen sudafricano estará al frente de DOGE, una comisión de asesores presidenciales para la reforma del gobierno federal y la eliminación de regulaciones. Los gobiernos de Francia, España, Noruega y el Reino Unido criticaron a Musk por utilizar X como plataforma política personal.
Las declaraciones de Weidel a favor del gas ruso van en la dirección contraria a los intereses de EE.UU. Trump dijo que la Unión Europea debe elegir entre importar más gas natural licuado y petróleo de los Estados Unidoso enfrentar la posibilidad de pagar aranceles. La oficina de estadísticas de la U.E., Eurostat, indica que los Estados Unidos suministraron el 47% de las importaciones de GNL y el 17% de las importaciones de petróleo de la Unión Europea en el primer trimestre de 2024.
Weidel esta lejos de ser la única dirigente alemana a favor de restablecer las importaciones desde Rusia. AfD eligió el estado de Sajonia para realizar su congreso. El primer ministro de Sajonia e integrante de la CDU, Michael Kretschmer, también abogó por la reparación de los gasoductos. «Espero que el gobierno federal investigue el ataque contra este gasoducto y no se lo deje a los periodistas. Se está agotando el tiempo en el que ese gasoducto pudiera repararse para futuros suministros. Creo que es un hecho irresponsable», dijo Kretschmer.
La empresa argentina PCR y la filial local de ArcelorMittal Acindar han dado un paso significativo en el desarrollo de energías renovables en el país. Ambas compañías presentaron una solicitud para inscribir su nuevo proyecto de parque eólico en Olavarría dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Este parque eólico tendrá una potencia instalada de 180 megavatios en su primera etapa y estará destinado a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar. La energía generada fortalecerá la sostenibilidad y reducirá las emisiones de carbono en las operaciones industriales de la compañía.
El ministro de Economía, LuisCaputo, fue el encargado de anunciar oficialmente el proyecto a través de la red social X. “Nuevo RIGI presentado. Parque eólico en Olavarría de 180 megavatios por 255 millones de dólares. Los accionistas son PCR y Acindar”, destacó, resaltando la importancia de esta inversión para el desarrollo energético del país.
Martín Brandi, CEO de PCR, destacó la relevancia de este proyecto: “El Parque Eólico Olavarría tiene un factor de capacidad muy atractivo gracias a la calidad del recurso eólico de la región. Además, su infraestructura traerá externalidades positivas para el país y la región, posicionándonos como protagonistas en la transición energética.”
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, subrayó la evolución de la visión estratégica de la empresa: “Desde 2021, pasamos de ser consumidores a inversores en energías renovables. La experiencia en el Parque San Luis Norte con PCR fue fundamental para consolidar esta nueva inversión. Nuestro foco está en generar un impacto positivo para las personas y el planeta.”
Ambos CEOs coincidieron en que la alianza entre las compañías se basa en valores compartidos y una visión conjunta a largo plazo. “La complementariedad y la experiencia previa nos permitieron sentar las bases para este nuevo parque,” afirmó Brandi, mientras que Amos enfatizó: “Estas acciones refuerzan nuestra apuesta por la descarbonización y por un futuro más sostenible.”
El proyecto
Este proyecto no es la primera colaboración entre PCR y ArcelorMittal en energías renovables. Ambas empresas ya son socias en GEAR I, un parque híbrido de energía eólica y solar ubicado en San Luis, con una capacidad de 112,5 megavatios.
El parque eólico de Olavarría es considerado un proyecto estratégico debido a su capacidad y al impacto que tendrá en la matriz energética argentina. Además de este emprendimiento, PCR y ArcelorMittal planean expandir el Parque San Luis Norte, incorporando un parque solar con una capacidad adicional de 18 megavatios.
El RIGI, implementado este año en Argentina, es una herramienta clave para atraer inversiones de gran envergadura mediante incentivos fiscales y beneficios adicionales. Este marco ha sido crucial para que proyectos como el de Olavarría puedan avanzar.
ArcelorMittal, una de las siderúrgicas más grandes del mundo, ha intensificado sus esfuerzos por reducir las emisiones de carbono en sus operaciones. Este nuevo parque eólico refuerza su estrategia global de sostenibilidad y transición hacia energías limpias.
Por su parte, PCR continúa consolidándose como un líder en el desarrollo de energías renovables en Argentina. Su trayectoria abarca proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos, posicionándola como un actor clave en la transición energética del país.
El impacto local del proyecto también es relevante. Se estima que la construcción y operación del parque de Olavarría generará cientos de empleos directos e indirectos, impulsando la economía de la región y beneficiando a la comunidad local.
La construcción del parque está programada para iniciar en los próximos meses, una vez que obtenga la aprobación final del RIGI. Las empresas han establecido un cronograma ambicioso que prevé la puesta en marcha de la primera etapa en un plazo de dos años.
La colaboración entre empresas nacionales e internacionales para promover proyectos de esta magnitud marca un hito en la búsqueda de la sostenibilidad en Argentina. Además, subraya la importancia de las energías renovables en la lucha contra el cambio climático y la independencia energética.
El sector energético argentino está experimentando una transformación significativa, con un enfoque cada vez mayor en las fuentes renovables. Proyectos como el de Olavarría refuerzan la posición del país en el mapa global de las energías limpias.
Este tipo de iniciativas no solo contribuyen a reducir las emisiones de carbono, sino que también generan impactos positivos en el desarrollo económico y social de las comunidades involucradas.
Con una inversión de 255 millones de dólares, el parque eólico de Olavarría se perfila como uno de los proyectos más importantes del sector renovable en Argentina.
La experiencia de PCR y ArcelorMittal en el desarrollo de proyectos similares garantiza que este emprendimiento se llevará a cabo con altos estándares de calidad y sostenibilidad, consolidando su liderazgo en el sector energético.
La confianza de los inversores en Argentina alcanzó su punto más alto, incluso a pesar de las caídas en Wall Street. La reciente colocación de bonos por parte de YPF es prueba de ello. La petrolera estatal logró captar un monto récord de USD 1.100 millones a diez años, con una tasa anual del 8,5%, considerada más que atractiva en el actual contexto económico.
En esta transacción participaron cuatro bancos internacionales —BBVA, Deutsche Bank, Itaú BBA y Santander— como coordinadores globales, junto con Latin Securities, liderada por Eduardo Tapia. La elevada demanda permitió superar las expectativas iniciales, logrando no solo un monto mayor, sino también tasas más bajas de las previstas.
Del total obtenido, USD 750 millones se destinarán a refinanciar deuda con vencimiento en julio, mientras que el resto será utilizado para financiar nuevas inversiones de la compañía. Este éxito posiciona a YPF como un referente para futuras operaciones del propio Gobierno, que busca reducir su riesgo país, actualmente en 580 puntos, para emular transacciones similares en los mercados internacionales.
Además, esta operación evidenció el “riesgo corporativo” más favorable de las empresas argentinas, con un diferencial de 400 puntos básicos frente al riesgo país del país. Los analistas destacan que esta brecha podría cerrarse en los próximos meses si se mantiene el interés internacional por los activos locales.
Por su parte, los tours de inversores por Buenos Aires continúan activos incluso en enero, un mes inusual para este tipo de visitas. Muchos de los que no participaron del rally alcista de acciones y bonos en 2023 ahora buscan evaluar si todavía están a tiempo de aprovechar las oportunidades.
Técnicas Reunidas, la reconocida empresa de ingeniería española, ha sido adjudicada con un contrato por 440 millones de dólares (unos 424 millones de euros) para trabajar en el proyecto de Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos de petróleo y gas no convencionales del mundo. Así lo informó la compañía este jueves.
El proyecto, ubicado en el centro de Argentina, abarca 30.000 kilómetros cuadrados y constituye el mayor desarrollo petrolero del país. Técnicas Reunidas se encargará de los servicios de ingeniería, compras y gestión de la construcción de una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos, situada en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
La terminal contará con una capacidad de almacenamiento de 600.000 metros cúbicos, distribuidos en cinco tanques. Además, tendrá una capacidad de despacho de 62.000 metros cúbicos diarios mediante dos monoboyas que permitirán la carga de buques tanque.
Inversiones y Proyección a Futuro
El contrato adjudicado por VMOS, sociedad participada por YPF, Vista Energy Argentina, Pampa Energía, Chevron Argentina y Pan American Sur, representa una inversión total de 440 millones de dólares. De este monto, más de 70 millones (67,5 millones de euros) se destinarán a los servicios de ingeniería y gestión.
Sin embargo, el costo total de la terminal, financiado por YPF y sus socios, alcanzará los 1.800 millones de dólares (1.736 millones de euros). Además, el desarrollo global del proyecto, que incluye la construcción de un oleoducto de exportación de crudo de 437 kilómetros, demandará una inversión estimada de 3.000 millones de dólares (casi 2.900 millones de euros).
Trabajo y Planificación
Los trabajos a cargo de Técnicas Reunidas serán realizados por ingenieros de los centros que la compañía tiene en Madrid, Argentina y Chile, y requerirán casi un millón de horas de trabajo. Según informó la empresa, el contrato se enmarca dentro del plan estratégico ‘Salta‘, presentado en mayo, enfocado en minimizar los riesgos durante la construcción.
Operación Comercial en 2027
VMOS, la sociedad responsable del desarrollo del proyecto, tiene como objetivo iniciar la operación comercial de la terminal en julio de 2027. Este hito incluirá el funcionamiento de la terminal de carga y descarga, monoboyas interconectadas y un patio de tanques y almacenaje.
La adjudicación de este contrato posiciona a Técnicas Reunidas como un actor clave en el desarrollo de infraestructura energética en Argentina. Su participación en Vaca Muerta refuerza la capacidad del país para incrementar su potencial exportador de hidrocarburos y consolidar su liderazgo en el mercado energético regional.
El Gobernador Alfredo Cornejo recibió la semana pasada a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy, empresa interesada y oferente en el proceso que permitirá el saneamiento y privatización de IMPSA.
Nos reunimos con Jason Arceneaux, representante de ARC Energy, empresa interesada y oferente en el proceso que permitirá el saneamiento y privatización de IMPSA. Hoy, con la recomendación de la Comisión Evaluadora para adjudicar las acciones clase C a Industrial Acquisitions… pic.twitter.com/e0AtVOPmdT
También participó en el encuentro la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien aseguró que “en el día de hoy se alcanzó un hito significativo en el proceso licitatorio para la venta de las acciones de IMPSA pertenecientes al Fondep y a la provincia”.
Así, la funcionaria señaló que “la empresa ARC, oferente en este proceso, ha mostrado un firme interés en capitalizar la compañía y devolverla a su histórico nivel de liderazgo en el sector, tanto a nivel nacional como internacional”.
Luego del encuentro, Latorre también mencionó que el representante de ARC y de IAF ha mantenido desde hace tiempo un diálogo constante con el Gobierno provincial. De esta manera, destacó su intención de adquirir las acciones, fortalecer la estructura empresarial de IMPSA y recuperar el ritmo de trabajo e inversión que la ha caracterizado durante décadas.
Proceso de adjudicación definitiva y traspaso de acciones
El Comité de Adjudicación realizó la preadjudicación de las acciones, paso clave sujeto al cumplimiento de las condiciones establecidas por el comité evaluador de la licitación. Este comité, integrado por representantes de la provincia y del Fondep, evaluó de manera satisfactoria la oferta presentada por ARC, así como las mejoras propuestas por la empresa durante el proceso.
De cumplirse todas las condiciones comprometidas por ambas partes antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones en los próximos días.
El Gobierno provincial celebra este avance y confía en que, bajo la administración privada de ARC, IMPSA recupere su potencial como líder en su sector, impulsando el desarrollo económico y productivo en la región.
Mendoza sigue dando pasos firmes para incrementar su actividad hidrocarburífera y mantener en producción las áreas maduras: la Compañía General de Combustibles (CGC) llegó a un acuerdo preliminar para ceder las operaciones de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta a VenOil y ya solicitó el permiso formal al Gobierno de Mendoza, que debe autorizar por decreto.
Estos acuerdos, por los que empresas más pequeñas se hacen cargo de áreas maduras en las que aún se puede producir, permiten revitalizar campos maduros, incrementar la producción, atraer nuevas inversiones y generar impacto económico positivo en las comunidades mendocinas.
“VenOil hace una propuesta de inversión similar a la comprometida por CGC en el pedido actual de prórroga. Lo interesante es que hay operadores nuevos, operadores quizás de una escala un poco menor, pero que tienen la capacidad de inversión para emular a los grandes y poner en valor los recursos hidrocarburíferos provinciales. VenOil es una industria que tiene sus raíces y sus antecedentes en Mendoza, por lo cual también nos pone muy orgullosos de que siga creciendo nuestra provincia con trabajadores mendocinos y con la visión de arraigo y desarrollo que queremos”, afirmó el subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel Sánchez Bandini.
“Ambas áreas tienen una producción conjunta que supera los 200 metros cúbicos diarios y las concesiones tienen vencimientos programados en 2025 y 2026 respectivamente. Junto con la solicitud de autorización, VenOil ha presentado un plan de inversiones orientado a revitalizar estas áreas. De aprobarse la cesión, este plan también será evaluado para considerar la prórroga de las concesiones”, explicó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Este entendimiento es parte de un proceso natural en la industria de hidrocarburos en Argentina, donde las grandes empresas están ajustando su enfoque hacia activos de mayor interés estratégico, abriendo oportunidades para que empresas más pequeñas asuman la operación de áreas consideradas marginales por las grandes operadoras”, amplió.
“Lo más importante es que existe una transformación de la cadena de valor hacia una mayor eficiencia, menores costos y prolongación de la explotación de estos recursos en el tiempo”, agregó Sánchez Bandini.
Una tendencia en alza
Un ejemplo de esta tendencia es el Proyecto Andes de YPF. La empresa concentra su esfuerzo en activos estratégicos como Vaca Muerta en Neuquén, mientras transfiere áreas convencionales a operadores especializados. Este modelo busca optimizar la producción y revitalizar campos maduros mediante inversiones focalizadas y planes de desarrollo sostenibles.
En Mendoza, esta dinámica también se refleja en casos recientes como la cesión de áreas en Malargüe de Phoenix Global Resources a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y la transferencia del área Vega Grande a la operadora local G&G Service SRL. Estas iniciativas permiten que empresas de menor escala impulsen la actividad, maximizando el valor de activos considerados secundarios por operadores más grandes.
En línea con esta estrategia, CGC está enfocando sus proyectos en Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz, donde se desarrolla el potencial de la cuenca austral. Este redireccionamiento permite a empresas como VenOil, con experiencia en campos maduros, enfocarse en la optimización de áreas como Piedras Coloradas y Cacheuta, con planes de inversión específicos que buscan maximizar la producción y el impacto económico regional.
“Estamos entusiasmados con este entendimiento, que representa un paso significativo en nuestra estrategia de expansión. Piedras Coloradas y Cacheuta ofrecen un alto potencial, y nuestra intención es implementar prácticas responsables que optimicen su desarrollo. Esperamos avanzar tan pronto como se emita el decreto provincial”, afirmó Gustavo Naves, presidente y director ejecutivo de VenOil.
Por su parte, Pablo Chebli, codirector ejecutivo de CGC, comentó: “El acuerdo con VenOil refuerza nuestra visión de colaboración y nuestro compromiso en la búsqueda de maximizar la producción y el desarrollo remanente de las áreas maduras, dando a cada área el foco necesario”.
El avance de este acuerdo está sujeto a la aprobación y decreto provincial, que habilitaría formalmente la cesión de las áreas.
Acerca de VenOil
VenOil Energía es una empresa petrolera argentina especializada en el desarrollo de campos maduros, con sólida trayectoria en la industria del oil & gas. Tiene su sede en Luján de Cuyo y opera campos petroleros en las provincias de Mendoza y Santa Cruz.
Acerca de Compañía General de Combustibles (CGC)
CGC es una empresa argentina de energía dedicada a la exploración, producción, distribución de hidrocarburos y transporte de gas. Desde hace más de 100 años, está comprometida con crear valor de manera sustentable para las comunidades, sus colaboradores, proveedores, accionistas y clientes.
Con la próxima Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático programada para celebrarse en Brasil en noviembre de 2025, Rosilena Lindo Riggs, experta regional en energía y clima, enfatizó la importancia de llegar «full armados como región» a esta que será la 30ª Conferencia de las Partes 30 (COP30). Esto incluye fortalecer los planes incluidos en las Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC, por sus siglas en inglés) y consolidar las actividades voluntarias de la alianza global Race to Zero.
«Latinoamérica y el Caribe tienen el potencial renovable más grande del planeta. Nos corresponde demostrar que hemos avanzado significativamente desde la última COP en Bakú. Necesitamos planificar proyectos inclusivos que integren a comunidades vulnerables y demuestren nuestra capacidad de mover la aguja climática sin haber agotado todavía el financiamiento disponible», expresó Rosilena Lindo Riggs en una entrevista con Energía Estratégica.
Según un análisis de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad instalada renovable en Latinoamérica pasaría de 322.1 GW en 2022 a unos 448 GW estimados para 2030. Sin embargo, esta proyección de crecimiento aún está lejos de representar el triple de la capacidad que se persigue como objetivo global. «Hay países que, por limitaciones de espacio, no podrán alcanzar este objetivo, pero otros tienen un potencial renovable excedente que podría beneficiar a toda la región», consideró Lindo Riggs, quien fue Secretaría de Energía de Panamá.
La variabilidad climática que impactó a la región en 2023 y 2024 subraya la necesidad de robustecer la infraestructura energética regional. La entrevistada destacó cómo «mientras algunos países enfrentaban inundaciones que requerían abrir compuertas de represas, otros sufrían sequías agravadas por el Fenómeno del Niño». La falta de infraestructura adecuada, como variedad de alternativas de generación y mecanismos para optimizar el uso de los recursos, limitó la capacidad de adaptación y mitigación.
«Aún no tenemos una interconexión completa de punta a punta en el continente americano. Esta es una oportunidad crítica que debemos abordar en nuestra planificación regional», observó Lindo Riggs.
Además, insistió en la urgencia de reforzar la cooperación técnica y financiera sobre el hidrógeno por su importancia estratégica para la región, no solo como un vector energético limpio, sino como un elemento que puede transformar las dinámicas económicas de los países latinoamericanos. «El hidrógeno verde debe ser accesible y competitivo para todos los países de la región. Esto implica no solo desarrollar tecnologías avanzadas, sino también asegurar que su implementación sea inclusiva y equitativa», observó.
En tal sentido, hizo un llamado a abordar la solidaridad energética para algunos Estados como pueden ser los insulares con alta dependencia a combustibles fósiles en su matriz energética, como Trinidad y Tobago. «Debe existir un espacio de negociación para garantizar que los derivados del hidrógeno verde lleguen a estos países a precios accesibles, evitando inequidades como las vistas durante la pandemia con las vacunas», apuntó.
Renovables en la cumbre de presidentes del continente americano
Antes de la COP30, la X Cumbre de las Américas, que se llevará a cabo en Punta Cana en el mes de octubre del 2025, representa una instancia clave para avanzar hacia una decisión política de alto nivel. Lindo subrayó la importancia de que este encuentro de jefes de Estado y de gobierno de los Estados soberanos de América «cree un espacio formal de organización y planificación estratégica del sector energético orientado a mejorar las redes de transmisión y distribución, considerando la seguridad energética y la resiliencia climática».
Si bien la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ya ha comenzado a trabajar en la planificación energética regional, Lindo resaltó que «una decisión presidencial garantizaría la participación de cancillerías y otros ministerios, promoviendo una planificación intersectorial y coordinada local y regional».
Para que Latinoamérica pueda posicionarse como el mayor proveedor global de energía limpia, Lindo exhortó a desarrollar en estas instancias un plan estratégico regional robusto. «Tenemos la oportunidad de liderar en tecnología y planificación energética limpia. Esto no solo nos permitirá alcanzar las metas de descarbonización, sino también consolidarnos como iguales frente a otras regiones históricamente dominantes en el suministro de energía no limpia».
Con la COP30 como telón de fondo, Latinoamérica enfrenta un momento decisivo. «No podemos permitir que esta oportunidad se diluya. Debemos planificar con tiempo, garantizando que el acceso a energía sostenible sea equitativo y resiliente para todos los países de la región».
Nuevas oportunidades para aumentar el compromiso climático desde el sector privado
Desde la aprobación del Acuerdo de París en la COP21, se instituyeron iniciativas y figuras emblemáticas como los Climate Champions, cuyo objetivo es conectar las acciones gubernamentales con iniciativas voluntarias de ciudades, regiones, empresas y filantropías. Estas acciones, aunque no siempre contabilizadas en su totalidad dentro del financiamiento climático oficial, están generando avances significativos.
Un ejemplo notable es la alianza global Race to Zero, creada en 2020, que actualmente cuenta con más de 14,500 miembros, incluyendo empresas, ciudades, regiones y entidades financieras. Esta coalición representa más del 15% del PIB mundial y abarca más del 10% de las emisiones globales, con una participación destacada de Latinoamérica y el Caribe.
En Panamá, la participación en Race to Zero es aún incipiente, con solo nueve miembros, entre ellos cinco universidades y cuatro empresas, destacando la Bolsa Latinoamericana de Valores (Latinex). Lindo Riggs resaltó la importancia de que más empresas, especialmente las micro, pequeñas y medianas (PyMEs), se sumen a esta iniciativa. Race to Zero ofrece un programa específico para PyMEs denominado «PyMEs resistentes al cambio climático«, que en los últimos años ha movilizado más de mil millones de dólares en financiamiento, incluyendo préstamos y fondos no reembolsables. Este programa proporciona recursos personalizados para el desarrollo de capacidades, fomenta el liderazgo en adaptación al cambio climático y promueve la replicación de ejemplos exitosos en diversas regiones.
El proceso para que una empresa se una a Race to Zero es accesible. Primero, la empresa debe expresar su interés y compromiso de reducir emisiones, alcanzando la neutralidad de carbono a más tardar en 2050 y una reducción a la mitad para 2030. Luego, con el apoyo de la alianza, debe elaborar un plan de acción en un plazo de 12 meses y publicarlo para garantizar la transparencia y responsabilidad.
Lindo Riggs enfatizó que tanto grandes como pequeñas empresas del sector privado pueden acceder a recursos y cooperación técnica para adaptarse al cambio climático. Es fundamental que las PyMEs, que constituyen el núcleo de muchas economías y suelen ser las más vulnerables financieramente, aprovechen estas oportunidades para fortalecer su resiliencia y contribuir a la acción climática global.
Enel Américas ha definido a Chile como un pilar estratégico en su plan de transición energética, priorizando el desarrollo de proyectos híbridos que integren baterías para almacenamiento y una expansión significativa de parques eólicos en sitios clave del país.
Según Fernando Meza, Head de Business Development Chile de la empresa, Chile ha sido un “laboratorio de innovación”, permitiendo probar tecnologías que posteriormente se replican en otros mercados, a fin de garantizar flexibilidad y estabilidad en la red eléctrica.
“Queremos enfocarnos en baterías para almacenamiento de energía, ya sea en plantas existentes y evaluamos proyectos stand alone. De hecho, ya tenemos cuatro baterías funcionando en Chile”, aseguró durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Souther Cone.
Tal es así que la compañía avanza con la ejecución de nuevos proyectos solares con baterías en la región central, mientras concluye el emblemático proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, de 150 MW de capacidad, siendo el último proyecto hidráulico de la empresa generadora de capitales italianos, el cual prevé una generación anual estimada d 542 GWh, con una inversión que superó los US$1.000 millones,
Mientras que hacia el futuro, Enel Américas definió centrará sus esfuerzos en el desarrollo de proyectos eólicos en ubicaciones específicas, destacando que la tecnología solar ya cuenta con un pipeline sólido.
“Nuestra estrategia para el mediano y largo plazo está enfocada en el almacenamiento y en el desarrollo eólico, áreas en las que vemos un gran potencial para consolidar nuestro liderazgo en la región”, manifestó Meza.
Además, durante el 2024, Enel se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01 (para abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028) al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.
El éxito de esta estrategia también depende de un marco regulatorio adecuado. Para Enel, la certidumbre regulatoria es esencial para atraer inversiones y garantizar el desarrollo de proyectos en una industria intensiva en capital.
“Modernizar y adecuar las leyes a las realidades del mercado no solo reduce riesgos para los inversores, sino que acelera la transición energética”, sostuvo el ejecutivo frente a un auditorio de más de 400 referentes del sector renovable de Latinoamérica.
“Estaremos abiertos a impulsar inversiones en la región. Pero resulta clave tener certidumbre regulatoria, infraestructura eléctrica capaz de sostener las inversiones y los acuerdos entre el área pública y privada y las comunidades para avanzar”, subrayó.
Marcos Donzino, gerente de ventas para Argentina, Paraguay y Uruguay de JA Solar, compartió su visión sobre oportunidades que observan en la región durante el Future Energy Summit Southern Cone. Según Donzino, el sector de energía renovable en el Cono Sur presenta niveles diversos de madurez, lo que abre oportunidades específicas en cada país.
“No es lo mismo Chile, que es un mercado más saturado, que Argentina o Perú, donde la curva de crecimiento recién comienza a ascender”, explicó. Siguiendo su lectura, mientras que Chile está más enfocado a soluciones de almacenamiento para abordar el curtailment, en Argentina el desarrollo de proyectos fotovoltaicos continuaría en expansión.
En el caso argentino, varios factores clave podrían dinamizar el sector en los próximos meses. “El acceso al mercado de cambios ha mejorado, pero aún no está completamente liberado. Esto podría impulsar significativamente la ejecución de proyectos”, destacó Donzino.
También subrayó la importancia del acceso al financiamiento, un elemento crucial en un mercado donde muchos proyectos dependen de condiciones financieras favorables. “Mejorar un poco la tasa de interés ya podría hacer que los proyectos cierren y se ejecuten, lo que movería la aguja del sector”, agregó.
Además, Donzino se refirió a los ~500 MW de capacidad que permanecen pendientes de ejecución. “Estos proyectos están ocupando potencia, pero aún no se han construido. La liberación de esta capacidad y la finalización de obras de transmisión podrían abrir paso a nuevos desarrollos”, explicó.
Todo este análisis sobre oportunidades de mercado le es posible a JA Solar por una presencia local en alza no sólo para conocer las particularidades de cada mercado sino también para aumentar el compromiso con los clientes en sitio.
“Nos enfocamos en brindar asistencia local y un servicio personalizado que contemple las especificidades técnicas y financieras de cada cliente. Este enfoque humano y cercano es clave para construir relaciones a largo plazo”, observó.
En cuanto a tecnología, JA Solar apuesta por mantener su enfoque en módulos de tecnología TOPCon, que se perfilan como la tendencia actual y predominante en los próximos años a nivel global.
“Nuestra filosofía incluye no lanzar un producto al mercado sin un buen track record. Eso, sí, anticipamos mejoras en eficiencia y potencia de los TOPCon, manteniendo las dimensiones de los paneles, lo cual consideramos clave para la estandarización de la industria”, señaló Donzino.
Ahora bien, aquello no sería todo. Marcos Donzino, gerente de ventas para Argentina, Paraguay y Uruguay de JA Solar, también adelantó en el marco de FES Southern Cone que la empresa planea expandirse en el segmento de almacenamiento, tanto en escala utility como comercial y residencial en los próximos meses.
La Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan está muy cerca de tener operativa su fábrica de paneles solares, que generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes nacionales.
Tras las demoras dadas durante el último año, producto de condiciones en el mercado de comercio exterior, la entidad logró destrabar el contrato y adquisición del laminador necesario para la adecuada operatividad.
“El laminador debería llegar entre marzo y abril del 2025. A partir de ese momento, empezaríamos las pruebas de puesta en marcha de la fábrica y para a mediados de este año tener la fábrica funcionando. Eso también le dará un gran impulso al sector, sobre todo porque nuestros paneles van a ser muy competitivos en precio y en calidad”, señaló Lucas Estrada, presidente de EPSE.
“La fábrica debería estar operativa para mediados del 2025, en julio para ser preciso. Si bien recibiremos el laminador antes y haremos las pruebas, hay una curva de aprendizaje y pruebas de aceptación para hacer el ajuste fino de todas las máquinas”, añadió en diálogo con Energía Estratégica.
Asimismo, el tecnólogo que colabora con EPSE en la puesta en marcha implementará un plan de capacitación para todo el personal, permitiendo que la producción alcance su capacidad plena en la segunda mitad del corriente año.
El proyecto busca alcanzar una capacidad de producción anual de 71 MW, lo que equivale a la fabricación de cerca de 230,000 módulos solares, y que cual incluye cuatro líneas de producción, con un valor agregado nacional estimado del orden del 85%:
lingotes de silicio monocristalino
fábrica de obleas de silicio
celdas fotovoltaicas
paneles solares fotovoltaicos
Y según estimaciones, la producción anual de energía será de aproximadamente 170 GWh, suficiente para cubrir las necesidades de entre 55,000 y 60,000 hogares con consumos promedio de 250 kWh al mes, de acuerdo con los cuadros tarifarios actuales de la provincia.
“Puma”: el primer modelo de panel solar
En línea con la tradición de ciertas empresas de la industria solar de utilizar nombres de fauna autóctona, EPSE ha decidido denominar “Puma” a su primer modelo de panel solar, que incorporará tecnología Topcon de media celda para competir en el mercado nacional e internacional.
“El nombre no solo refleja las características técnicas del módulo, sino también la potencia y resiliencia asociadas al puma, un animal emblemático de nuestra región”, explicó Estrada.
Con los paneles fabricados en esta planta, EPSE tiene previsto construir una planta solar de 350 MW, desarrollada en etapas de 70 MW durante cinco años, hasta alcanzar su capacidad total; a la par que podría atender la creciente demanda de generación distribuida en Argentina y fortalecer el mercado local con productos que combinen eficiencia, tecnología de vanguardia y valor agregado nacional.
“Entendemos que no solamente la generación a escala de utility va a crecer en la Argentina, sino que va a crecer muchísimo la generación distribuida en la Argentina. Es un segmento donde seremos muy competitivos y nos ayudará con el proyecto de la fábrica”, cerró el presidente de EPSE.
Astronergy, fabricante de celdas y módulos fotovoltaicos del Grupo CHINT, asistió a la cumbre FES Southern Cone que organizó Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago (Chile) y que reunió a más de 400 líderes de las renovables de la región.
Mauricio González Méndez, country manager para Argentina y Chile de Astronergy, destacó la presencia de la compañía en todos los países de la región y dio a conocer cuál es la estrategia 2025 para seguir aumentando su market share.
“En Chile tenemos cerca de 5 distribuidores, en Argentina estamos partiendo con dos distribuidores grandes, en tanto que en Paraguay y Uruguay nos encontramos cerrando los contratos de distribución de nuestras soluciones”, indicó.
“En Chile son netamente proyectos de distribución, domiciliarios, comerciales e industriales. Y esperamos que a partir del 2025 se destraben las oportunidades y tengamos más proyectos en todos los segmentos. Argentina tiene bastantes proyectos de gran escala y participamos de, al menos, 5 licitaciones dentro de un portafolio de alrededor de 20 clientes”, agregó.
Mientras que en Paraguay, Astronergy está atento a las posibilidades que pudieran surgir en el ámbito de la utility scale, considerando que el gobierno prometió una licitación pública para la construcción del primer parque fotovoltaico a gran escala del país, de más 100 MW de capacidad en Chaco Central, a la par de otra central solar de 20 MW en la ciudad de Mariscal Estigarribia.
La apuesta de Astronergy se fundamentará con módulos fotovoltaicos N-Type TOPCon, al garantizar el 100% de su producción en este tipo de tecnología y al poder “acomodar los precios” a lo que el mercado requiera.
Cabe recordar que la tecnología bifacial de Astronergy ofrece potencias garantizadas de hasta 30 años y productos con una garantía de 15 años, ventajas superiores frente a las opciones tradicionales P-Type.
Y en cuanto a las soluciones para el mercado latinoamericano, el fabricante ofrece tres opciones de módulos bifaciales Astro:
Los N-5 van de 580 a 595 W de potencia, con frame de 30-35 milímetros.
El N-7 resulta el más vendido para proyectos en LATAM, siendo un módulo de 605 a 630 W, también con frame de 30-35 milímetros.
El N-8 es de 210 milímetros de celda y llega desde los 705 a 710 W de capacidad
Con una visión clara hacia 2025, Astronergy busca mantenerse dentro del Top 6 de fabricantes Tier-1 a nivel mundial, respaldado por su capacidad de producción y un mayor enfoque centrado en sus clientes.
“Queremos seguir cumpliendo metas con los usuarios, ofreciendo servicio y adaptándonos a las necesidades del mercado. Al tener una de las máximas capacidades de fabricación a nivel mundial, podemos tomar cualquier tipo de proyecto por el período de tiempo que el cliente determine”, aseguró González.
Antai Solar, con una trayectoria de casi dos décadas en la industria de la energía solar, ha logrado consolidarse como un referente en sistemas de seguimiento y estructuras fijas. En una destacada ponencia durante el Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Ángel Latour, Latam Senior Sales Manager de Antai Solar, presentó los avances en trackers con algoritmos inteligentes que están transformando la generación distribuida y el almacenamiento energético en la región.
Latour inició su keynote subrayando la creciente importancia del almacenamiento de energía como un pilar fundamental para la evolución del sector. “El almacenamiento es la columna vertebral de la industria, dado que cada vez es mayor la necesidad de incorporarlo, ya sea por requerimientos estatales, como en República Dominicana, o por la evolución natural del mercado, como en Chile”, señaló. Este cambio, añadió, requiere una coordinación eficiente entre todas las partes del sistema, donde las soluciones tecnológicas pueden jugar un papel clave.
Soluciones adaptadas a desafíos complejos
Con una capacidad de producción anual de 33 GW en trackers, Antai Solar combina innovación tecnológica y adaptabilidad a diversos entornos. Según explicó Latour, los algoritmos inteligentes integrados en sus trackers permiten un seguimiento preciso del movimiento solar, optimizando no sólo la generación de energía sino también el almacenamiento.
“Nuestros trackers entregan un flujo de energía constante durante todo el día, lo que no solo aumenta la producción, sino que también reduce el estrés en el sistema de almacenamiento, prolongando la vida útil de las baterías y reduciendo costos operativos”, afirmó.
Además, Antai Solar ofrece diseños que responden a desafíos geográficos complejos, como terrenos con topografía irregular o zonas con condiciones climáticas extremas. “Los terrenos disponibles para proyectos fotovoltaicos son cada vez más difíciles en términos de topología, cargas de viento o nieve. Nuestras estructuras están diseñadas para adaptarse a estas condiciones sin comprometer la eficiencia del sistema”, agregó.
Uno de los aspectos más destacados de las soluciones de Antai Solar es su capacidad de lograr hasta un 30% más generación de energía con sus trackers que con una estructura fija. Latour subrayó que este aumento de eficiencia se debe al uso de algoritmos astronómicos avanzados que optimizan la posición de los paneles para evitar sombras y maximizar la absorción solar.
Mantenimiento predictivo: una ventaja competitiva
Otro de los avances que Latour destacó en su intervención fue la incorporación de sistemas de monitoreo remoto que permiten estar un paso adelante con estrategias de mantenimiento predictivo que se traducen en mayor eficiencia de costos.
“Nuestro sistema SCADA entrega datos en tiempo real que nos permiten anticiparnos a cualquier evento que pueda afectar el funcionamiento del sistema. Esto no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también reduce costos al priorizar el mantenimiento predictivo sobre el reactivo”, puntualizó.
Pero aquello no sería todo. Las innovaciones de Antai Solar garantizan sostenibilidad ambiental, flexibilidad y escalabilidad, permitiendo una mejor adaptación a los cambios tecnológicos y regulatorios del sector. En tal sentido, Latour hizo hincapié en que su equipo comercial y técnico, distribuido en toda América Latina y respaldado por centros de diseño en España y México, está preparado para afrontar los retos específicos de cada proyecto.
Con presencia activa en mercados clave como Brasil, Chile, Argentina y Colombia, Antai Solar ha implementado cerca de 130 GW en proyectos solares en total. Según Latour, el objetivo para este 2025 sería duplicar su participación.
El gobierno de Brasil publicó los lineamientos para la realización de la subasta de suministro con generación eléctrica y almacenamiento para sistemas aislados de la red (Sisol), anunciada a finales del año pasado por el Ministerio de Minas y Energía.
La principal novedad es que habrá una exigencia de participación mínima de, al menos, 22% de la energía renovable con o sin soluciones de almacenamiento asociadas, con inicio de suministro a partir de diciembre del 2027 y por un período de suministro de 15 años.
Además, otros dos requisitos estipulan que las empresas con soluciones renovables deben emitir menos CO2 y como resultado, recibirán una bonificación en el precio de clasificación de propuestas de R$ 150 por tCO2eq (tonelada por equivalente de CO2).
La otra medida es que las propuestas deben incluir un plan logístico para brindar electricidad a comunidades aisladas en períodos de sequía extrema.
La subasta se dividirá en tres lotes y la expectativa del MME con la medida es contratar cerca de 50 MW para atender a 169.000 personas en diez localidades de la Amazonía Legal (una en el estado de Pará y nueve en Amazonas), con inversiones estimadas de R$ 452.000.000.
Se espera que la licitación se lleve a cabo durante el primer semestre del 2025, mientras que el plazo para la presentación de solicitudes, con la respectiva entrega de documentos, será hasta las 12 horas del 20 de febrero de 2025.
De este modo, será la primera convocatoria basada en las directrices del Programa Energético de la Amazonia (PEAM), que tiene como objetivo reemplazar generación forzada y beneficiar a los 3,1 millones de personas atendidas por los llamados sistemas aislados, que no forman parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Hasta 2030, el PEAM apunta a fortalecer las sinergias entre las políticas públicas, además del marco regulatorio, la finalización de las obras de interconexión y la operación de las plantas híbridas contratadas en la subasta de Sistemas Aislados de 2025 en Brasil que abastecen de energía eléctrica a los consumidores de los estados de Acre, Amapá. Amazonas, Pará, Rondônia y Roraima, además de la isla Fernando de Noronha, en Pernambuco.
Detalle de Lotes a Ofertar en la Subasta de Sistemas Aislados 2025
LOTE I – AMAZONAS – Comprador: Amazonas Energia – Distribuidora de Energia SA
LOTE II – AMAZONAS – Comprador Amazonas Energia – Distribuidora de Energia SA
LOTE III – PARÁ – Comprador Equatorial Pará Distribuidora de Energia SA
El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, explicó por qué desde el distrito aún no le concedieron el libre de deuda a YPF tras el traspaso de sus áreas a Pecom. “Hay una deuda que está vigente en concepto de un canon por cada pozo ubicado en el ejido urbano, y si bien hubo un acuerdo para eximir del pago, el mismo sigue vigente y fue aprobado recientemente en la Ordenanza Tributaria Anual 2025, por lo que corresponde que YPF cancele la deuda acumulada desde 2014”, remarcó.
A su vez, el mandatario aseguró que la empresa de energía del grupo Pérez Companc no tiene impedimentos para iniciar sus operaciones cuando lo considere necesario.
La deuda de YPF
Macharashvili precisó: “Vamos a hacer todo lo que sea necesario para recuperar esta acreencia que corresponde al municipio”. Esto es así ya que esos fondos se pautaron para la realización de obras en la ciudad.
Respecto al traspaso de los activos convencionales, el intendente de Comodoro Rivadavia detalló que “en diciembre se ha certificado que la empresa Enap pagó al municipio más de 600 millones de pesos, que era la parte que le correspondía por el acuerdo transaccional, y hemos entregado esa certificación. Pero lo que está pendiente de pago es el canon, que ha estado vigente todos estos años y que no fue abonado”.
Sobre el inicio de las operaciones en las áreas por parte de Pecom destacó que “nadie puede pensar que porque el municipio reclame lo que le corresponde se pueda poner en riesgo todo el acuerdo. Pecom ha accedido a estas áreas porque quiere volver a ser operador petrolero, con expectativas de crecimiento”.
El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili
Los activos
Pecom adquirió la operación de las áreas Campamento Central–Cañadón Perdido y El Trébol–Escalante en Chubut, por unos US$ 130 millones.
A su vez, en diciembre, la empresa del grupo Pérez Companc cerró un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada en 2024 por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, para poder optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas.
Neuquén, epicentro de la industria energética en la Argentina, reafirma su papel como motor de innovación con el lanzamiento de Svant, un software diseñado para cuantificar, gestionar y reportar inventarios de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Este desarrollo, 100% neuquino, surge como un spin-off de Proshale, una empresa con amplia trayectoria en servicios para la industria de Oil & Gas.
“En Proshale entendemos que la sustentabilidad es una oportunidad estratégica tanto para nuestros clientes como para nosotros. A través de servicios innovadores vinculados a la gestión de emisiones de GEI, buscamos agregar valor, anticiparnos a las demandas del mercado y contribuir al desafío global de reducir el impacto ambiental”, aseveró Christian Cerne, CEO de Proshale.
Un contexto de regulaciones crecientes
En un mundo donde las regulaciones ambientales evolucionan rápidamente, conocer las emisiones de GEI se volvió esencial. Normativas como el Acuerdo de París, la Ley Nº 27.520 de Presupuestos Mínimos para la Gestión de las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero y el Registro Nacional de Huella de Carbono establecen marcos claros para la cuantificación y reporte de emisiones.
En este contexto, contar con soluciones tecnológicas resulta crucial para cumplir con las regulaciones, optimizar procesos operativos y tomar decisiones informadas que promuevan la sustentabilidad.
La tecnología como aliada de la sustentabilidad
Svant permite crear inventarios de emisiones completos y precisos, diseñados para adaptarse a las necesidades específicas de cada organización. La plataforma considera parámetros como fuentes de emisión, factores específicos, categorías personalizadas y regiones, entre otros, que garantizan una gestión de datos ordenada y segura.
Los resultados se presentan a través de gráficos intuitivos y claros, que simplifican la interpretación de los datos y facilitan la comunicación de hallazgos. Además, las herramientas analíticas de Svant proporcionan información esencial para optimizar procesos, monitorear indicadores de desempeño (KPI) y respaldar decisiones estratégicas orientadas a la sustentabilidad.
La esencia de Svant se resume en una idea clara: “Lo que se mide, se puede optimizar.” Al proporcionar datos confiables, impulsa oportunidades para reducir el impacto ambiental y mejorar la eficiencia operativa. Svant es una herramienta clave para la gestión sustentable, según precisaron desde la compañía.
Un paso adelante en un mundo que exige sustentabilidad
Svant está operativo en la Argentina, y ya fue adoptado por empresas líderes del sector Oil & Gas para enfrentar los desafíos ambientales del futuro. Con su capacidad para simplificar procesos y ofrecer resultados concretos, representa un avance tecnológico que impulsa a la industria hacia una gestión más eficiente y responsable de sus emisiones.
Durante el año 2024, el saldo de exportaciones e importaciones de gas natural, medido en volumen, fue negativo en poco más de 300 millones de m³. Esto representa una reducción del 89 % en comparación con el año 2023.
El volumen total anual exportado fue de 2.537.760 Mm3, mientras que la importación sumó 2.839.654 Mm3.
La información proviene de un análisis realizado por la Comisión de Energía del CAI (Centro Argentino de Ingenieros), basado en datos publicados por ENARGAS (partes de distribución y transporte, partes de importación y partes de exportación).
La reducción mencionada se logró gracias a un menor caudal importado del 43 % y un incremento del 11 % en las exportaciones.
Entre los factores que contribuyeron a este resultado, se destaca el aumento en la producción de la cuenca neuquina, que pudo ser transportada hasta los puntos de consumo gracias a la puesta en marcha del Gasoducto Perito Francisco Moreno (Ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner), y las plantas compresoras de Tratayen y Salliqueló.
Sin embargo, a pesar de esta mejoría, el saldo continúa siendo negativo. Se prevé que esta situación se revierta durante el corriente año ante la suspensión del envío de gas por parte de Bolivia y su reemplazo por el producido en la cuenca neuquina, visto la finalización de las obras de reversión del gasoducto del Norte, señaló el informe del CAI.
En materia de exportaciones de gas natural se destacaron el incremento de 114 % en las ventas a Metanex EGS (Chile); del 127 % a Metanex YPF (Chile); y una reducción de apenas 2,7 % en el volumen exportado por Gasandes con el mismo destino.
Por el lado de las importaciones el mayor impacto en la balanza fue la reducción del 100 % del GNL por el puerto de Bahía Blanca; del 49 % en el volumen ingresado desde Bolivia; de casi 18 % del GNL ingresado por el puerto de Escobar.
El desarrollo de Vaca Muerta sigue consolidándose con importantes incrementos en la producción. Qué áreas lideraron el crecimiento en noviembre. La producción de recursos no convencionales en Argentina ha mostrado un notable crecimiento durante el 2024, consolidándose como uno de los sectores más dinámicos de la economía energética del país. El mercado del Oil&Gas está en pleno auge y se espera que el 2025 sea un año de despegue de la mano de diversas obras de infraestructura. El año pasado fue, sin lugar a duda, un año bisagra para Vaca Muerta. La actividad tocó valores históricos y la producción alcanzó […]
El desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta está posicionando a la Argentina en un lugar expectante dentro del mercado global de la energía. Para el autor de esta columna, que recientemente editó el libro De Neuquén a Rusia, este es el momento para que los distintos actores de esta industria se pongan de acuerdo para consolidar esa posición y no dejar pasar la oportunidad histórica. Vivimos en un mundo en crecimiento, con una población que ya superó el inquietante número de 8.000 millones de seres humanos, y en una etapa histórica en cuanto los adelantos científicos, tecnológicos e industria del […]
La ampliación del Gasoducto Cordillerano entra en una etapa clave esta semana con la adjudicación de su primera fase. Este proyecto, financiado en conjunto por las provincias de Neuquén y Chubut, busca resolver el abastecimiento de gas natural en 25 localidades de la región patagónica, beneficiando a más de 12,000 hogares. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó la importancia de la obra, subrayando que su prioridad es garantizar el suministro de gas a toda la región sur, incluyendo Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes. La ampliación del sistema permitirá aliviar una red […]
La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de Impsa – integrada por el Fondep del Ministerio de Economía, la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la provincia de Mendoza – resolvió recomendar la preadjudicación de las acciones de la compañía en poder del Estado nacional y provincial al consorcio IAF cuyo socio principal es Arc Energy.
IAF ofertó 27 millones de dólares en concepto de aporte de capital sujeto a un cronograma de integración de acuerdo a las necesidades de la empresa y solicitó un plazo hasta el 31 de enero para obtener el refinanciamiento de la deuda que guarda con los acreedores de Impsa, que alcanza la cifra de 576 millones de dólares.
La Comisión evaluó la única oferta presentada para la adquisición de las acciones, la cual mejoró en forma significativa las condiciones de la oferta inicial.
En su análisis, la Comisión concluyó que se acreditaron las condiciones de idoneidad, capacidad económica y financiera de los principales accionistas de IAF para cumplir con la capitalización que requiere Impsa y su gerenciación; que se mantuvo la vigencia del seguro de caución para garantizar la oferta que se realizó; y que la misma se adecua a las necesidades que presenta la empresa para que esté en marcha y operativa.
IAF deberá obtener la conformidad de los acreedores para la renegociación de la deuda y en caso de que se cumpla con la condición, se procederá a la redacción del contrato de compra venta de acciones y su posterior transferencia.
El capital de IMPSA, empresa fundada en 1907, se integra con tres tipos de acciones: las clase A, en manos de la familia Pescarmona con un 5,3%; las clase B, en manos de los acreedores con un 9,8%; a través de sendos fideicomisos de garantía, y las acciones clase C, que pertenecen al FONDEP en un 63,7% y el 21,2% restante a la provincia de Mendoza.
La decisión de desprenderse de las acciones en poder del sector público se encuentra alineada con el objetivo de déficit cero del Gobierno nacional y la no asignación de recursos federales a empresas privadas, abriendo así la posibilidad de que la empresa continúe la actividad de forma saneada en un marco de economía de mercado. La provincia de Mendoza, manifestó su voluntad explícita de acompañar la decisión del gobierno federal.
IMPSA SA se dedica a la fabricación de equipos tales como turbinas, grúas, reactores abasteciendo a los sectores de metalurgia, de generación de energía y tecnología.
La compañía fue seleccionada en el Xplor de la gigante del mundo minero. Además, posee uno de los proyectos de Malargüe Distrito Minero Occidental. La industria del cobre a nivel mundial está en un momento de desafíos complejos, dada la alta demanda que se prevé del mineral en el futuro y la falta de nuevos yacimientos que se pongan en producción alrededor del mundo. En ese contexto, las compañías líderes mundiales del sector -puntualmente BHP- están posando la mirada sobre etapas que antes parecían lejanas para su día a día, como la exploración. En ese nuevo rumbo, la empresa Cóndor […]
Alcanzaron un acuerdo preliminar mediante el cual la Compañía General de Combustibles (CGC) cederá las operaciones de las áreas, ubicadas en la Cuenca Cuyana, a la mendocina VenOil, que se compromete a realizar inversiones para revitalizar los yacimientos maduros. Ya se envió la solicitud al Gobierno de Mendoza. Mendoza sigue dando pasos firmes para incrementar su actividad hidrocarburífera y mantener en producción las áreas maduras: la Compañía General de Combustibles (CGC) llegó a un acuerdo preliminar para ceder las operaciones de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta a VenOil y ya solicitó el permiso formal al Gobierno de Mendoza, que […]
Se trata de áreas que se encuetan en la zona norte de la provincia. Se trata de Yacimientos de baja rentabilidad, las que pasaran a manos de la empresa CGC. Hay preocupación por la gran cantidad de personas que se quedaran sin trabajo de manera directa y al igual de quienes trabajan en empresas que están tercerizadas. El periodista del diario Tiempo Sur, Daniel Torres, en diálogo con Radio Provincia indicó que, se trata del, “traspaso se la titularidad de aquellos yacimientos maduros convencionales”, que comprenden “55 bloques de baja rentabilidad”. “La empresa que va a tomar estas áreas, va […]
La Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe fijó su postura sobre los hidrocarburos en la transición energética y el rol del Estado. Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, brindó una conferencia en el marco de la primera edición del Congreso de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia, sobre “Los hidrocarburos en la transición energética y el rol del Estado” que contó con la presencia de expertos nacionales e internacionales, así como de líderes, representantes y delegados de instituciones gubernamentales y privadas, y gremios. Durante su presentación, Garibaldi destacó que […]
Cerro Vanguardia, una de las principales empresas mineras de oro y plata de Argentina, anunció la adquisición de los derechos mineros del proyecto Michelle. Este acuerdo, firmado con Minera Don Nicolás, incluye una extensión de 14.328 hectáreas al noroeste de su actual operación en la provincia de Santa Cruz. El proyecto Michelle se encuentra en una etapa de exploración temprana a intermedia, lo que lo convierte en una apuesta estratégica para extender la vida útil de Cerro Vanguardia más allá de 2028. Los resultados de las tareas de exploración determinarán el potencial del área y su impacto en las operaciones […]
El Gobierno de Neuquén estima que la cifra crecerá a lo largo de 2025, por lo cual está intensificando la búsqueda de este insumo en la propia provincia. Neuquén continúa con los cateos en la búsqueda de arenas silíceas para contribuir a la alta demanda de la industria de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. La Provincia explora los mejores recursos para acortar el transporte hacia los yacimientos, aunque todavía restan análisis de laboratorio para verificar su factibilidad en los pozos shale neuquinos. Carlos Portilla, Director Provincia de Minería de Neuquén, explicó que hay varios proyectos en marcha en […]
Circula una humorada que refleja las expectativas existentes sobre Vaca Muerta y el impacto en la economía argentina. «La FIFA designó a Arabia Saudita como sede del Mundial de Fútbol del 2034. El del 2038 se jugará en Neuquén» reza la ironía sobre un Mundial que en realidad debería tener como otras sedes a Mendoza y Río Negro. La formación geológica ya es un cambio crucial para el país y pondrá en segundo plano a las exportaciones de soja desde el 2027 o 2028. Cada vez son más frecuentes los informes de bancos extranjeros sobre la performance de Vaca Muerta […]
La salida de YPF de Santa Cruz dejará como correlato una crisis productiva y laboral con epicentro en el norte de la provincia. Es una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo. El gobernador Claudio Vidal tendrá esa desafío de mitigar los daños de esa compleja herencia. Cerca del mandatario patagónico advierten, sin embargo, que “no es momento de buscar culpables, sino de mirar hacia adelante”. “No vamos a olvidar, nos abandonaron y también se miró para otro lado cuando había que exigir inversiones y controlar lo que YPF hacía. Pero hoy tenemos que encontrar soluciones porque la queja sola no resuelve nada”, indicó un colaborador del gobernador patagónico.
El desafío por delante —tanto de la política como del entramado productivo del Golfo San Jorge— es construir un puente entre un enrevesado presente signado por el retiro de su principal inversor petrolero y un futuro posible si se le da continuidad al deriskeo de Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral que podría ser explotada con tecnología no convencional, aunque recién se están dando los primeros pasos en esa dirección.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, tiene el desafío de encarar un complejo proceso de reconversión de la industria petrolera en la provincia.
Período de transición
Con ese norte, será clave lograr una transición planificada, de forma tal de sostener el mayor nivel posible de actividad en el norte de Santa Cruz, mientras se avanza hacia una etapa de captación de nuevas inversiones. “Sobre ese futuro, que debe ser presente cuanto antes, ya estamos trabajando. No nos vamos a quedar esperando, tenemos que garantizar producción, empleo y bienestar para muchas familias santacruceñas”, indicaron las fuentes consultadas.
No será fácil. La readecuación operativa de los yacimiento maduros de Santa Cruz —que YPF transferirá a CGC y otras compañías de menor tamaño como Patagonia Resources, Roch y Crown Point— exige elevar la eficiencia operativa y buscar de un esfuerzo conjunto entre operadoras y trabajadores para mantener la producción. “Las pymes pueden ser parte de la solución. Aunque YPF se retira, Santa Cruz cuenta con empresas locales con recursos técnicos y humanos para asumir el desafío y garantizar la continuidad de la explotación”, se ilusionan desde la provincia.
Plan de acción
Fuentes de la gobernación aseguraron a EconoJournal que, frente a este escenario, el objetivo es posicionar a Santa Cruz como una provincia elegible para nuevas inversiones, promoviendo confianza y estabilidad para nuevos actores. “Esta crisis es consecuencia de decisiones pasadas que no priorizaron el futuro ni la exploración en Santa Cruz. Se miró para otro lado cuando había que exigir inversiones y controlar lo que hacía YPF. Por eso, vamos a ser distintos con quienes decidan acompañar a la provincia, a su riqueza, a invertir para dar empleo. Queremos que tengan éxito y condiciones para que el beneficio sea para las empresas, pero que también incluya a los trabajadores”, aseguraron.
Desde la provincia buscarán operadoras independientes para trabajar en conjunto con las pymes regionales y mitigar el impacto del retiro de YPF. Además, implementarán incentivos específicos para que estas empresas puedan competir, producir y generar empleo.
Junto a legisladores nacionales, la gobernación santacruceña impulsará una Ley para yacimientos maduros. Será una normativa que contemplará beneficios para la importación y exportación, disponibilidad de divisas y amortización acelerada de inversiones, según indicaron. “Aunque este es un momento difícil, creo que estamos ante la oportunidad de transformar el modelo energético y productivo de Santa Cruz, potenciando los recursos locales y construyendo un futuro más sustentable para la provincia”, aseguró un colaborar de Vidal. “El gobernador no buscó esa crisis. La heredó por la mala praxis de gestiones anteriores, tanto públicas como privadas. Pero su compromiso a futuro es claro: garantizar el desarrollo sostenible de la provincia”, agregó.
En el marco del compromiso asumido por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres centrado en el impulso de las energías renovables en Chubut; la Subsecretaría de Energías Renovables de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación del Gobierno del Chubut trabaja en la difusión, control e implementación de sistemas de energía renovable en diversos puntos de la provincia.
Con este fin, en noviembre se inspeccionaron los sistemas fotovoltaicos instalados en albergues estudiantiles ubicados en Chacay Oeste, Blancuntre, Cushamen, Fofo Cahuel y Costa Del Lepá; y en las plantas de campamentos educativos de Piedra Parada y Lago Puelo.
Además, el equipo técnico instaló siete sistemas fotovoltaicos domiciliarios a pobladores rurales de la zona de Aldea Epulef, a través del departamento Eolo Chubut.
El proyecto presentado y aprobado oportunamente por el Comité Ejecutivo del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, busca instalar 30 sistemas de generación fotovoltaica domiciliaria (SFD) a pobladores rurales dispersos de las comunas rurales de Aldea Epulef y Colan Conhué.
La población objetivo es aquella que habita en las áreas cercanas a las comunas, y que, ya sea por razones técnicas y/o económicas, no se proveen del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ni de la generación abastecida por la Dirección General de Servicios Públicos.
Dicho equipamiento está conformado por un panel solar policristalino de 310 watts, un regulador solar MPPT/max display 20A y una batería plomo-ácido de 12 volt-110 Ah. La instalación eléctrica se realizó con luminarias de tecnología LED, con el propósito de disminuir el consumo sin sacrificar calidad de iluminación. De esta manera se dispondrá de energía suficiente para el uso de siete luminarias LED y un TV LED y su decodificador, en caso de que el usuario cuente con el adecuado inversor.
La experiencia adquirida ha demostrado que el abastecimiento de servicio eléctrico a la población rural dispersa mediante la instalación de sistemas individuales de generación renovable resulta factible, puesto que satisface las necesidades energéticas de dicha población, sin perjuicio de las mejoras que pudieren surgir en el futuro.
Capacitación a docentes
Asimismo se realizó la capacitación “Transición Energética: Escuela y Comunidad” en la Escuela Secundaria Nº 706 “Gregorio Mayo” de Río Mayo.
“Lo que me deja este encuentro es que el tema energías renovables es importante, que la transición energética tiene que ver con una responsabilidad humana del cuidado del planeta, y espero que nos sirva en el futuro del desarrollo social también para combatir problemas como es la pobreza extrema y la modernización de los lugares donde vivimos”, señaló el profesor de Ciencias Económicas, Julio Martínez.
La actividad puso de relieve el rol que tiene la escuela tanto en la recuperación de la identidad local para la transmisión y producción de conocimientos como en la construcción de hábitos relacionados con el uso de la energía. Del mismo modo que la comunidad educativa es un componente fundamental para multiplicar y fortalecer los procesos de concientización local.
Shell, segunda mayor productora de petróleo de Brasil con un promedio de 450.000 barriles de crudo diarios el año pasado, ha anunciado que planea para 2025 una perforación en una de sus concesiones y el desarrollo de un nuevo campo petrolero en el país.
El desarrollo del nuevo campo, llamado Gato do Mato, depende de la decisión de la dirección de la empresa, que se tomará entre marzo y abril, según afirmó el presidente de Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, en una rueda de prensa.
Gato do Mato es una prometedora concesión en la cuenca marina de Santos, en el sureste del país, que Shell se adjudicó hace más de una década en calidad de operadora, con el 50% de participación, y tiene como socios a la colombiana Ecopetrol (30%) y a la francesa TotalEnergies (20%).
El proyecto para este campo prevé la instalación de una plataforma con capacidad para producir 120.000 barriles diarios de petróleo y la futura explotación de gas natural en navíos.
“Si la decisión de inversión es aprobada la previsión es que Gato do Mato entre en operación al final de la década”, dijo Pinto da Costa.
La inversión de Shell
El ejecutivo no divulgó el valor de la inversión, pero recordó que en las últimas décadas Shell invirtió un promedio anual de entre 1.000 y 1.500 millones de dólares en Brasil.
Shell también planea perforar en el primer trimestre el pozo exploratorio Ariranha, en una concesión en la cuenca marina de Campos que se adjudicó en consorcio con Chevron, con una sonda que ya está a camino de Brasil.
El ejecutivo agregó que en 2025 será la primera vez en dos décadas que Shell tendrá dos sondas en operación en Brasil, una en Ariranha y la otra, para mejorar la producción, en el mantenimiento de las diez bombas del Parque de las Conchas, su principal activo en Brasil y en donde ha extraído 230 millones de barriles de petróleo en los últimos quince años.
Shell también espera un aumento de su producción en las concesiones en las que su socia Petrobras es la operadora.
En el campo de Mero, en el presal de la cuenca de Santos y en el que tiene una participación del 19,3%, el consorcio encabezado por Petrobras puso en funcionamiento en octubre una tercera plataforma de producción, con capacidad para extraer 180.000 barriles diarios, y este año tiene planeada instalar una cuarta plataforma que ya salió de China y tiene la misma capacidad.
Y en Atapú, una concesión también en el presal de la cuenca de Santos en la que tiene una participación del 16,7%, la operadora Petrobras pondrá en operación este año una segunda plataforma con capacidad para 225.000 barriles diarios.
Shell cuenta con 14 plataformas de explotación en aguas profundas activas en Brasil, que se encuentra entre los cinco países con un mayor volumen de producción para la multinacional.
TGS anunció que incrementará en un 50% la capacidad de sus gasoductos como parte de un plan de expansión. La iniciativa busca acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como la apertura de nuevos mercados internacionales.
La decisión fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, en una entrevista brindada a Judy Shaw para el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York con motivo del 30º aniversario de la cotización de TGS en ese mercado.
En la entrevista, Mindlin detalló que se construirán nuevas plantas de procesamiento de gas y que TGS aumentará su capacidad de transporte en un 50%.
Con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias, TGS conecta los principales yacimientos con los centros urbanos de consumo. En la última década, la empresa consolidó su presencia en Neuquén con la construcción de la Planta Tratayén y un sistema de gasoductos de 183 kilómetros en Vaca Muerta, publicó el portal Pregón Energético, con información de LM Neuquén.
El CEO de Pampa Energía subrayó que la compañía no solo trabaja en la ampliación de sus gasoductos, sino también en nuevas plantas de procesamiento diseñadas para extraer líquidos como propano, butano y etano del gas producido en la cuenca. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y para consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, afirmó.
La expansión en capacidad de transporte y procesamiento se alinea con la meta de duplicar las exportaciones argentinas en los próximos cinco o seis años, proyectando ingresos similares a los que genera el campo con las exportaciones agrícolas, estimados en 35.000 millones de dólares.
TGS anunció que incrementará en un 50% la capacidad de sus gasoductos como parte de un plan de expansión. La iniciativa busca acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como la apertura de nuevos mercados internacionales.
La decisión fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, en una entrevista brindada a Judy Shaw para el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York con motivo del 30º aniversario de la cotización de TGS en ese mercado.
En la entrevista, Mindlin detalló que se construirán nuevas plantas de procesamiento de gas y que TGS aumentará su capacidad de transporte en un 50%.
Con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias, TGS conecta los principales yacimientos con los centros urbanos de consumo. En la última década, la empresa consolidó su presencia en Neuquén con la construcción de la Planta Tratayén y un sistema de gasoductos de 183 kilómetros en Vaca Muerta, publicó el portal Pregón Energético, con información de LM Neuquén.
El CEO de Pampa Energía subrayó que la compañía no solo trabaja en la ampliación de sus gasoductos, sino también en nuevas plantas de procesamiento diseñadas para extraer líquidos como propano, butano y etano del gas producido en la cuenca. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y para consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, afirmó.
La expansión en capacidad de transporte y procesamiento se alinea con la meta de duplicar las exportaciones argentinas en los próximos cinco o seis años, proyectando ingresos similares a los que genera el campo con las exportaciones agrícolas, estimados en 35.000 millones de dólares.
El Índice de producción industrial minera (IPI minero) subió 3,7% en noviembre, respecto de igual mes de 2023, informó este jueves el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
De acuerdo con el indicador, el acumulado enero-noviembre de 2024 presentó un aumento de 6,1% respecto a igual acumulado del año anterior. En noviembre, el índice de la serie desestacionalizada mostró además una baja de 0,3% respecto al mes anterior.
Se destacó la extracción de 6.759,2 toneladas de carbonato de litio, que representan una suba de 46,2% respecto al mismo mes de 2023.
En tanto, la extracción de minerales metalíferos tuvo una suba de 3,2% respecto a igual mes de 2023 y una disminución de 3,7% en el acumulado enero-noviembre. La extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,1% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-noviembre aumentó 10,4%.
En noviembre, se extrajeron 1.470,9 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.091,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,2% y una suba de 27,2% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural arrojó una suba de 0,7% respecto a igual mes de 2023, mientras que en el acumulado enero-noviembre de 2024 obtuvo un incremento de 5,1% respecto.
En noviembre, se extrajeron 1.500,9 millones de m3 de gas natural convencional y 2.313,8 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, un aumento de 0,5% y 0,8% con relación a igual mes del año anterior.
