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Trina Solar anticipa reducciones sustantivas del CAPEX de proyectos híbridos PV + BESS

En el marco de Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Luciano Silva, BESS Product & Engineering Manager LAC de Trina Solar, aseguró que la compañía espera una baja significativa de los costos de inversión (CAPEX) en proyectos que integren solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías, gracias a su modelo de fabricación completamente integrado.

“Esperamos que eso agregue bastante valor al proceso de licitación en Argentina”, expresó Silva, en relación a la reciente convocatoria pública lanzada por la Secretaría de Energía del país.

La iniciativa denominada “Almacenamiento AlmaGBA” apunta a adjudicar 500 MW de potencia en BESS (Battery Energy Storage Systems), con cuatro horas de almacenamiento por ciclo completo de descarga, y será instalada en redes de Edenor y Edesur. Con ello se busca aliviar puntos críticos de la red eléctrica del AMBA y mitigar la posibilidad de cortes durante los meses de alta demanda.

Silva destacó que la empresa no solo es reconocida por su trayectoria en fabricación de módulos fotovoltaicos, sino también por su proceso de integración horizontal hacia el ámbito de almacenamiento energético en baterías. “Hoy día somos fabricantes de baterías desde celdas hasta contenedores”, subrayó. Esta capacidad de producción end-to-end permite a Trina controlar estrictamente su cadena de suministro, costos y calidad del producto final.

Ventajas diferenciales 

Trina Solar pone especial énfasis en el valor agregado que su integración vertical ofrece al mercado: “Fabricamos las celdas, los módulos y los contenedores de batería en el mismo lugar”, explicó Silva, lo que impacta positivamente en el precio final y en la competitividad frente a actores que dependen de múltiples proveedores.

Además, esta estrategia productiva permite a la empresa ofrecer garantías extendidas de hasta 24 años, especialmente relevantes para los casos de uso planteados en la licitación AlmaGBA. “Cuando ustedes ven las curvas de degradación y las propuestas económicas de batería, no es simplemente una curva indicativa. Es una curva contra la cual los proveedores tenemos la capacidad de ofrecer garantías extendidas”, sostuvo.

Trina también contempla acompañar a los clientes durante todo el ciclo de vida del proyecto. “Tenemos la capacidad no solo de ofrecer un catálogo de garantías de performance y de producto extendidas hasta por 20 años o más, sino que también podemos celebrar contratos de mantenimiento de largo plazo con alta flexibilidad”, afirmó Silva.

Esta propuesta integral incluye servicios de ingeniería y soporte técnico, especialmente útil en mercados como el argentino, donde varios actores están ingresando por primera vez a la tecnología BESS. En ese sentido, Trina pone a disposición su equipo técnico local: “Hoy día tenemos más de 15 personas exclusivamente dedicadas a BESS en Chile, dispuestos a asesorarlos técnicamente”.

Diseño, grid forming y contexto de licitación

En relación con los aspectos técnicos que deben considerarse para la licitación, el ejecutivo insiste en la importancia de realizar un dimensionamiento serio y una planificación detallada: “Esto no es simplemente seleccionar un número de baterías o inversores. Hay que hacer cálculos, tomar consideraciones de compensación de potencia reactiva, revisar bien los requerimientos de las redes”, detalló.

Silva también llama a tratar con seriedad el concepto de grid forming, una capacidad cada vez más demandada en sistemas de almacenamiento, pero aún con escasa reglamentación en varios países de la región. “Grid forming es un catálogo de capacidades y hay que hacer un diseño conforme a qué capacidades alguno quiere. La mayoría de nuestros mercados eléctricos latinoamericanos hoy día no tienen una contraprestación económica con respecto a estas capacidades”, comentó.

La licitación AlmaGBA representa un paso clave para el mercado argentino. La presentación de ofertas está abierta hasta el 19 de mayo de 2025, cuando se realizará la apertura de sobres A. La apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio, y la adjudicación se dará el 27 del mismo mes, con firma de contratos a partir del 30 de junio. Los proyectos deberán entrar en operación comercial a más tardar el 31 de diciembre de 2028, aunque se espera que comiencen a computar contratos desde el 1 de enero de 2027.

Desde Trina, creen que esta licitación será clave para movilizar el mercado BESS utility-scale en el país. “Esto puede gatillar efectivamente los primeros despliegues de BESS en Argentina”, afirma Silva.

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Innovación y almacenamiento: Chemik apuesta por eficiencia y expansión en Latinoamérica

Chemik, empresa con 25 años de experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, consolida su estrategia tecnológica en el mercado solar global con innovaciones que permiten ahorrar hasta un 5% del capex total de las plantas fotovoltaicas. 

Esta apuesta por la eficiencia se refleja en sus productos más recientes y en su fuerte presencia en Latinoamérica y Europa, y desde la dirección de la empresa aseguraron que el enfoque en investigación y desarrollo es uno de sus pilares. 

“Tenemos muy interiorizado el I+D en la empresa, acompañando a los países en el crecimiento tecnológico, ya que debemos garantizar que los clientes tengan un producto seguro, duradero en el tiempo y que optimice los los costes de capex y opex”, manifestó Héctor Erdociain, CSO & CTO de Chemik, durante la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina.

Chekness es uno de los productos insignia que ya lleva 4 GW instalados desde su lanzamiento en 2022. Se trata de una solución no invasiva que monitoriza la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión y que se alimenta de su propio módulo solar, lo que reduce significativamente los tiempos y costos operativos. 

Y la empresa ha logrado fidelizar a clientes, entre ellos un desarrollo de 200 MW con almacenamiento en Puerto Rico, bajo la norma UL 891; además que inició  el suministro para un mega proyecto en Perú, lo que refuerza su posicionamiento en la región. 

“Vamos a suministrar a un parque renovable de 465 MW en Perú, el cual es impulsado por un promotor que había construido 135 MW en España y consideró que es la mejor tecnología para ir a Perú”, indicó el directivo.

“A ello se debe añadir que otro cliente nos pidió 1,2 GW de este producto, siendo un hito muy importante para Chemik Group”, indicó Erdociain frente a más de 400 líderes del sector renovable de Latinoamérica. 

Por otra parte, el String Plus, lanzado en 2024, permite optimizar la configuración de los strings, evitando la tensión de circuito abierto y aumentando su capacidad. Ajuste técnico que permite ahorros concretos en trackers, cableado, zanjas y cajas, lo que se traduce en una reducción del 4% al 5% en el precio de mano de obra y en el capex total de la planta.

Además, desde Chemik consideran que los sistemas de almacenamiento son ya una necesidad técnica y económica, más allá de los marcos normativos actuales, por lo que remarcaron la importancia de anticiparse a futuros inconvenientes vinculados a curtailment, variabilidad y posibles cortes eléctricos.

“Ya está el punto para poder instalar ese tipo de sistemas, lo único necesario es el marco regulatorio. Y me alegra que en Argentina se hagan las cosas a tiempo porque, por ejemplo en España aún se sufre porque no está claro el mercado de capacidad y se retrasa la instalación de proyectos BESS”, apuntó haciendo alusión a la licitación de baterías de 500 MW del mercado local

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Colombia abre proceso para definir reglas sobre áreas de exploración de hidrógeno blanco

El Ministerio de Minas y Energía publicó el proyecto de resolución que establecerá el procedimiento para la asignación de áreas, así como los requisitos y condiciones para la evaluación, exploración y explotación del hidrógeno blanco y otros gases o sustancias asociadas en el territorio colombiano.

Desde el 2 hasta el 17 de abril de 2025, el documento estará disponible para consulta pública y recepción de comentarios, como parte del proceso de participación ciudadana previsto por la Ley 1437 de 2011. La presentación se realizó durante el Cuarto Congreso Internacional de Hidrógeno, organizado por la Asociación de Hidrógeno de Colombia y el Consejo Mundial de Energía – WEC Colombia.

El hidrógeno blanco, también denominado hidrógeno geológico, es una fuente de energía que se genera de manera natural en el subsuelo por procesos físicos y químicos como la radiólisis del agua, la actividad volcánica o la fricción en fallas tectónicas. Se encuentra en su forma natural como gas libre en distintos ambientes geológicos y, por su bajo impacto ambiental, ha sido reconocido como una Fuente No Convencional de Energía Renovable (FNCER) en Colombia.

El proyecto normativo define el esquema mediante el cual el Ministerio o la entidad delegada podrá otorgar autorizaciones para desarrollar proyectos en tres fases: estudios de evaluación, exploración y explotación. También se establece un mecanismo de nominación de áreas por parte de los interesados, además del inventario oficial que elaborará la entidad.

Los desarrolladores deberán demostrar capacidad jurídica, técnica y financiera, además de presentar un programa técnico-financiero, cronograma de actividades y la llamada curva S de seguimiento, que refleje el avance esperado del proyecto.

Las actividades contempladas incluyen gasometría, perforación de pozos estratigráficos, análisis geoquímicos, exploración sísmica, caracterización geológica y geoquímica del subsuelo, así como la elaboración de modelos geológicos para sustentar la estimación del potencial del recurso.

La propuesta normativa se fundamenta en las disposiciones de la Ley 1715 de 2014, modificada por la Ley 2099 de 2021 y la Ley 2294 de 2023, que incorpora al hidrógeno blanco como FNCER. A su vez, el Decreto 2235 de 2023 otorga al Ministerio la facultad para definir lineamientos técnicos, económicos, sociales y ambientales aplicables a este tipo de proyectos.

La resolución también recoge elementos del CONPES 4075 de 2022, que orienta la política de transición energética en Colombia e identifica al hidrógeno como un vector clave para la descarbonización del transporte, la industria y el sector eléctrico.

Perspectiva técnica e internacional

El hidrógeno blanco ha sido objeto de creciente interés internacional por su potencial como energético limpio. Países como Francia, Estados Unidos, Rusia, Australia y Brasil han avanzado en su exploración y evaluación comercial. En Colombia, estudios preliminares han identificado zonas con condiciones favorables en el Valle del Cauca, los Llanos Orientales y Putumayo.

Las metodologías utilizadas combinan imágenes satelitales, muestreo geoquímico, estudios sísmicos, perforación y análisis de gases, con el objetivo de localizar y caracterizar las acumulaciones naturales del recurso.

Participación ciudadana y próximos pasos

El Ministerio invita a empresas, gremios, academia, comunidades y ciudadanía en general a enviar observaciones al borrador normativo hasta el 17 de abril de 2025 al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co, utilizando el formato editable dispuesto en el sitio oficial.

El documento busca ofrecer certeza jurídica y técnica para el desarrollo de este nuevo segmento energético, con un enfoque gradual que permita ajustar los mecanismos conforme avance el conocimiento del recurso y su viabilidad comercial en el país.

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Oiltanking planea una nueva ampliación de su terminal de exportación de petróleo en Puerto Rosales

Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, planea ampliar sus instalaciones en un 50% para acompañar los envíos de crudo que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de Duplicar Plus y Duplicar X.

Guillermo Blanco, vicepresidente de Oiltanking, comentó a EconoJournal que, ante el aumento de capacidad planeado por Oldelval, la firma ahora trabaja en dar respuesta a través de una nueva ampliación de su terminal que será puesta a consideración del directorio.

Con la puesta en marcha del proyecto Duplicar Plus se incrementará a 540.000 barriles diarios la evacuación desde la Cuenca Neuquina. Un segundo proyecto, el Duplicar X, que ya fue aprobado por Oldelval, permitirá sumar 125.000 barriles más al sistema que concluye en la terminal de Oiltanking. En este sentido, Blanco explicó que esto demandará una nueva obra “del orden de un 40 o un 50% de magnitud” con respecto a las instalaciones actuales.

“Este es un único sistema logístico. Si Oldelval aumenta su capacidad de bombeo y no tiene su correlato en el almacén, claramente hay algo que está faltando. Nosotros estamos trabajando, estamos planteando ideas y recibimos solicitudes de productores. Tenemos que hacer un proceso de autorización interno junto con nuestros socios y pronto podremos anunciar que también tendremos la parte que nos corresponde con una ampliación equivalente”, afirmó el viernes desde Allen, en la inauguración de la nueva planta de bombeo de Oldelval en Río Negro.

En relación al financiamiento, esta nueva ampliación se lograría con aportes de los productores y con una financiación interna en Argentina a través de Obligaciones Negociables (ON). “El mercado ha respondido y realmente ha sido muy bueno. Eventualmente sería de la misma manera”, confirmó el vicepresidente en relación a las obras actuales que demandaron una inversión de US$ 580 millones.

Finalizan dos tanques

Oiltanking lleva adelante la ampliación de su terminal marítima y la construcción de seis tanques de 50.000 metros cúbicos. Los planes de expansión de la empresa buscan que sus instalaciones estén aptas para contar con una capacidad de 86.000 m3/día desde la Cuenca Neuquina.

En este sentido, Blanco detalló que “para responder al aumento de caudal que trae Oldelval estamos construyendo además, una posición de muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suesmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000 para reemplazar una de las monoboyas que tenemos, más una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”.

Oiltanking ya cuenta con uno de los tanques en servicio y en abril espera sumar otros dos. Mientras que el muelle estaría operativo el 22 de abril. Una vez terminada la obra, se espera que se pueda despachar entre 20 a 25 buques.

Duplicar es un hito fantástico”

La compañía operadora de la terminal de exportación celebró la inauguración del proyecto Duplicar que Oldelval puso en marcha el pasado viernes 4. Blanco afirmó que “Oldelval es un partner importantísimo.Este es un único sistema logístico que tiene dos componentes: la parte que maneja Oldelval, que es el transporte del producto, y la parte de la terminal marítima, que es el gran almacén para recibirlo y exportarlo en buques. Este es un hito fantástico para la industria que esperamos acompañar dentro de muy poco tiempo con la inauguración de nuestras instalaciones”.

, Laura Hevia

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Vista Energy sumó su apoyo al programa de becas Gregorio Álvarez para estudiantes de Neuquén

Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, renovó su acompañamiento a las Becas Gregorio Álvarez con una inversión de 500.000 dólares, el doble de lo destinado el año pasado, según informaron desde la compañía. El anuncio se realizó en Buenos Aires durante un encuentro entre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio.

Galuccio aseguró que “la posibilidad de acceder a una beca tiene un impacto enorme en la vida de las personas. Tanto el gobernador como yo vivimos esa experiencia y logramos progresar gracias a una beca y al esfuerzo personal. Sabemos de la importancia que le asigna Rolando Figueroa a la educación y por eso redoblamos nuestro compromiso con este esfuerzo que lidera para que más neuquinos accedan a una educación de calidad. Apostamos a formar nuevos talentos que impulsen el futuro de la provincia y de la industria”.

Impacto

Desde Vista Energy además destacaron que la expansión de Vaca Muerta tiene un impacto profundo en Argentina y, en particular, en Neuquén y que para sostener este desarrollo en el tiempo, la educación es clave. Es por ello que impulsan iniciativas que fortalecen el capital social. Entre ellas, el apoyo a las becas Gregorio Álvarez que lidera el gobernador, pero también el programa Genera Neuquén, en alianza con Tecpetrol, con un fuerte enfoque en la educación técnica.

“A través de iniciativas como Genera Neuquén, y los programas realizados en conjunto con Fundación Cimientos, Enseña x Argentina, TicMas y otros, Vista Energy ya impactó en miles de jóvenes, fortaleciendo la educación en las zonas donde opera”, remarcaron desde la empresa.

Estos proyectos son clave para continuar ampliando el acceso a la educación y promover más oportunidades. La formación de nuevos profesionales será un desafío central para acompañar el crecimiento productivo que se proyecta en Vaca Muerta durante los próximos 10 años, concluyeron desde Vista.

, Redaccion EconoJournal

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Autorizarán aumentos mensuales por encima de la inflación en el componente regulado de las tarifas de gas y electricidad hasta abril de 2026

El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de definir la forma y los tiempos en que autorizará un aumento real —por encima de inflación— de las tarifas de gas y electricidad a partir del 1º de mayo. No es un incremento más, sino que surgirá del proceso de revisión quinquenal (RQT) que los entes reguladores —el Enargas y el ENRE— están discutiendo con las empresas distribuidoras y transportistas.

La iniciativa apunta a garantizarle a los privados los ingresos económicos necesarios durante los siguientes cinco años para mejorar la calidad del servicio eléctrico en el AMBA y para incorporar, en el caso del gas natural, nuevos usuarios residenciales a las redes de distribución. Para dimensionar la particularidad de lo que se está discutiendo, basta decir que, en los últimos 25 años, el Estado sólo pudo empezar y finalizar una sola revisión tarifaria: la que se llevó adelante en 2017 durante la gestión de Cambiemos (aunque esa revisión tampoco llegó a cumplirse como consecuencia de la corrida cambiaria de 2019). Si hubiese cumplido con el marco regulatorio, tendría que haber realizado al menos cinco RQT’s, pero desde la caída de la Convertibilidad predominaron los congelamientos y atrasos tarifarios que impidieron este tipo de discusión de mediano plazo con las compañías reguladas de energía.

Matizar el impacto inflacionario

Desde la óptica de los funcionarios del gobierno, la complejidad de esta revisión, más allá de la negociación técnico-económica con las empresas, está ligada a cómo calzar los aumentos tarifarios que se desprendan del proceso con el plan macroeconómico del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, que orbita centralmente sobre la baja de la inflación. La necesidad, en esa clave, es que la suba del gas y la electricidad tenga —si no un efecto inocuo (algo imposible)— el menor impacto en la evolución del IPC.

Fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, adelantaron en febrero que el incremento real de las tarifas que avalará el gobierno durante 2025 no superará el 10%. Lo que no está claro aún es en qué velocidad se aplicará esa suba. Hasta hace 15 días desde la cartera energética indicaban que se aplicaría de manera gradual en tres o más cuotas. Pero algo cambió en las últimas dos semanas.

La novedad, en ese punto, es que finalmente el Ejecutivo se inclinaría por programar subas reales —por encima de la inflación— de forma mensual del Valor Agregado de Distribución (VAD), tal como se denomina al ingreso que perciben las distribuidoras, y del margen de transporte (lo que recaudan las transportistas) al menos por los próximos 12 meses, es decir, desde mayo de este año hasta abril de 2026. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privados y del área energética del gobierno. Es algo similar a lo que sucedió en los últimos meses, cuando el gobierno habilitó subas del VAD y del margen de transporte por encima de la inflación para achicar el atraso que acumuló con las compañías reguladas durante parte de 2024. En abril, por ejemplo, el VAD de las distribuidoras de gas aumentó un 2,5% —la suba final en las facturas residenciales fue del 1,8%—, por encima del IPC proyectado para marzo.

Números

Lo que sucederá, en los hechos, es que los entes reguladores definirán, en primer lugar, una fórmula polinómica —basada en sólo dos indicadores, IPC e IPIM (precios mayoristas) para el caso de las empresas eléctricas— a fin de que las tarifas no se deprecien en términos reales frente a la nominalidad de la macroeconomía. Y en segundo lugar, diseñarán un esquema para que el aumento real del componente regulado de las tarifas —el VAD y el margen de transporte— que surja de los procesos de RQT se netee durante los próximos 12 meses.

«Así, por ejemplo, si de la revisión tarifaria de una empresa se desprende que su VAD debe aumentar en términos reales un 15% en 2025, todos los meses se reconocerá un actualización por inflación para que las tarifas no se deprecien y luego se irá aumentando alrededor de un 1% por mes durante los próximos 12 meses hasta llegar al incremento establecido en la RQT», explicó un ejecutivo del sector.    

¿Eso significa que la factura final de los usuarios aumentará por encima de la inflación durante todos los meses desde mayo hasta abril del año próximo? No necesariamente. Si el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) o el precio de la energía en el mercado mayorista (PEST), que representan hasta un 50% del costo final de las facturas antes de impuestos, permanecen congelados terminarán absorbiendo el aumento del componente regulado que sí evolucionará por encima del IPC. Durante los meses en que el precio mayorista no varíe o varía menos que el IPC, la suba final del gas y la electricidad podría ser inferior a la inflación.

, Nicolas Gandini

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Oldelval inauguró el Proyecto Duplicar

Oldelval, líder en el segmento de transporte de petróleo por oleoducto y actor clave en el desarrollo de la Cuenca Neuquina, encabezó la inauguración del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta. La obra requirió una inversión de USD 1.400MM.

El acto, que contó con la participación de la Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti se llevó a cabo en la Estación de Bombeo Allen de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) y, además, se trasmitió en vivo por el canal de YouTube de la empresa.

Hoy estamos inaugurando la obra de infraestructura privada más importante de los últimos 20 años en la Argentina. El Proyecto Duplicar es una bisagra fundamental para el desarrollo de la cuenca neuquina y del país. Esta obra hoy permite que Vaca Muerta exprese todo su potencial, lo que llevará a multiplicar las exportaciones, con el consecuente beneficio de ingreso de las tan necesitadas divisas para la Argentina”, comenzó expresando Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, quien también agradeció a todos los empleados y clientes de la compañía, además de resaltar la labor de los contratistas y entes gubernamentales.

Por último, anunció otros dos ambiciosos proyectos de la empresa, que iniciarán a mitad de año: “Lejos de detenernos y relajarnos, estamos listos para nuevos desafíos. Las obras de ampliación de Oldelval continúan con Duplicar X y Duplicar Norte, 2 obras que, en conjunto, superarán los 900 MM de dólares y que permitirán seguir ampliando la capacidad de transporte de petróleo de la cuenca neuquina hasta los 900 mil barriles por día para 2026”.

Con el Proyecto Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día. El 100% del proyecto Duplicar, tendrá destino de exportación, otorgará previsibilidad a las compañías productoras, y generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país.

Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas.

Al respecto, Federico Zárate, Gerente de Proyectos en Oldelval, añadió: “Duplicar no es solo un proyecto de infraestructura es una muestra concreta de lo que podemos lograr cuando se combina conocimiento técnico, experiencia y, sobre todo, pasión por lo que hacemos. Logramos llegar a este importante hito, atravesando un contexto donde la importación de materiales, indispensables para el proyecto, se hacía imposible y en conjunto con las contratistas y el equipo de trabajo logramos establecer estrategias constructivas diferentes a las planificadas originalmente para tener el menor impacto posible en los tiempos”,

Cabe destacar que el Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto. A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6000 indirectos, generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.

Participaron del acto el Subsecretario de Combustibles, Federico Veller; el ex gobernador de Neuquén, Jorge Sapag; el Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquen, Gustavo Medele; el Vice gobernador de la provincia de Rio Negro Pedro Pesatti; autoridades provinciales, intendentes, diputados, clientes, proveedores y sindicatos.

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El desafío de repensar el perfil productivo de la Argentina desde una visión estratégica

Rapetti: “Según las mejores proyecciones, la energía y la minería traerán u$s 50.000 millones para 2030. Se trata de un escenario muy beneficioso, pero son u$s 1.000 per cápita de exportaciones. Chile tiene u$s 3.000 per cápita con la venta de cobre”

Royon: “Si bien el RIGI está corriendo, todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. Para que eso cambie se tienen que resolver cuestiones como la Ley de Glaciares. También habría que repensar el Código Minero”

Gadano: “La Ley de Glaciares es una ley antiproductiva. Esto no significa que no haya que cuidar los recursos naturales. De Mendoza hacia el norte creció mucho la licencia social para la minería, pero en el sur sigue siendo un problema”

Carbajales: “Todavía necesitamos importar gas para cubrir el mercado interno. La buena noticia es que la Secretaría de Energía está dando los pasos necesarios para ampliar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina”

Arceo: “Sin planificación estatal, el sector nuclear en la Argentina nunca hubiera existido. Y sin la reestatización de YPF y el cambio de políticas en el sector hidrocarburífero, el desarrollo de Vaca Muerta hubiera sido mucho más lento”

El crecimiento que en los últimos años mostraron las exportaciones de crudo y la sustitución de importaciones que promovió el gas de Vaca Muerta hicieron posible revertir el déficit de la balanza comercial energética de la Argentina. Un aporte similar se espera de la actividad minera, que hoy sigue teniendo al oro como su principal recurso de exportación, pero promete dar un salto cuantitativo de la mano del cobre. 

El respaldo que la industria extractiva le brinda y le seguirá brindando a las arcas del país monopolizó el debate en la tercera emisión de la nueva temporada de Dínamo, episodio que contó con la participación de Nicolás Arceo, director de Economía y Energía; Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú; Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear; Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra; y Flavia Royon, ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación. 

Con un espíritu desarrollista, el análisis de estos temas atravesó la realidad del mercado cambiario, la instrumentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y las normativas ambientales que rigen a nivel nacional y provincial, entre otros ítems.

Cifras favorables

La balanza energética está de parabienes. Tras cerrar 2024 con un superávit superior a los u$s 5.600 millones, para este año se aguarda un saldo positivo de entre u$s 7.500 millones (cifra que prevé Arceo) y u$s 8.000 millones (proyección de Rapetti). 

Según el director de Economía y Energía, en el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles equivalentes. “Se trata de un 50% más que en el mismo período del año pasado”, resaltó Arceo. 

No obstante, advirtió el titular de Equilibra, resultará esencial seguir de cerca la evolución de las importaciones, que se elevarán por cuestiones técnicas. “Se importarán, como mínimo, u$s 25.000 millones más que en 2024”, estimó Rapetti.

Dicho incremento sería aún más alarmante, acotó Carbajales, si Vaca Muerta no recortara fuertemente los requerimientos de gas natural licuado (GNL). “Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que el año pasado”, destacó el director de Paspartú.

¿Condenados a diversificar?

Aunque hay grandes expectativas puestas en el despegue de la industria minera y la energética luce bastante independizada de los avatares de la macroeconomía -tal como lo demuestra el caso de Vaca Muerta, que no dejó de crecer pese al cepo cambiario y a la elevada inflación-, ambos complejos no serán por sí solos la salvación económica del país. Así lo resaltó Rapetti, quien anticipó que la minería y la energía generarán en conjunto u$s 1.000 per cápita de exportaciones para 2030; es decir, un tercio de lo que mueve el cobre en Chile. “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa”, sentenció.

Para Gadano, sin embargo, la Argentina sólo recibirá capitales internacionales a gran escala por aquellos productos que puede ofrecer de manera competitiva, por lo que debe elegir bien sus prioridades estratégicas. Un buen ejemplo, citó, pasa por el uranio. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales del recurso y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial crecerá”, proyectó ex subsecretario de Energía Nuclear, quien también enfatizó la importancia de revertir la connotación negativa que en la agenda pública tienen conceptos como el “extractivismo”.

Agenda exportadora

Consciente de que la falta de dólares configura un problema estructural para la economía local, Royon consideró clave remarcar que “ningún sector económico sobra”. “Lo que necesitamos es un desarrollo exportador de alto impacto en todos los segmentos”, definió.

Para ilustrar la lentitud con la que viene desenvolviéndose ese proceso, se refirió al tan mentado “boom del litio” en el norte del país. “Hoy exportamos carbonato de litio por sólo u$s 650 millones, frente a los u$s 43.000 millones de Perú y los u$s 57.000 millones de Chile”, comparó la ex titular de la cartera minera a nivel nacional, quien también se lamentó de que todavía no haya ningún gran proyecto de cobre adherido al RIGI, por lo que planteó una doble necesidad: la de abordar los desafíos ligados a la normativa ambiental, por un lado, y la de repensar el Código Minero, por otro.

Más allá de todo, acotó Carbajales, de poco servirá la consolidación de esa agenda exportadora si las autoridades se desentienden de los principales retos sociales y económicos a sortear. “El desarrollo productivo debe traducirse en crear empleo y bajar la pobreza”, sintetizó.

Reconversión y formación

Otro escenario desafiante que puede abrir oportunidades está dado por la eventual reconversión productiva del Golfo San Jorge. No obstante, tal como señaló Arceo, no será tan simple suplir los niveles de actividad y empleo que la extracción de crudo le brindó a Chubut durante tantas décadas. “Si pensamos en el uranio, por caso, hay un problema de magnitud. Un proyecto uranífero de u$s 70 millones son cinco pozos de petróleo”, cuantificó el analista, quien de todos modos aclaró que la producción hidrocarburífera no desaparecerá de inmediato.Para abordar esta cuestión será fundamental potenciar la formación de recursos humanos, desde la óptica de Carbajales, quien se reservó el cierre del episodio para recordar que hace exactamente un siglo Albert Einstein vivió durante un mes en Buenos Aires. “Esa visita generó un auge de las ciencias en el país. Y hoy me permite hacer el desagravio de decir que lo mejor que tiene la Argentina son los argentinos”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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Oldelval puso en marcha el Duplicar, una obra clave para ampliar la capacidad de evacuación de Vaca Muerta

La compañía Oleoductos del Valle SA. (Oldelval) inauguró este viernes el proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que permite aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción proveniente de la Cuenca Neuquina. La obra demandó una inversión de 1.400 millones de dólares y se estima que podrá generar divisas por 8.000 millones de dólares anuales.

“Dimos un giro copernicano para la industria”, expresó Ricardo Hosel, CEO de Oldelval en conversación con EconoJournal. “Con 1.400 millones de dólares de inversión esta es la obra de infraestructura más grande de los últimos 20 años de Argentina”, afirmó.

La inauguración tuvo lugar en la Estación de Bombeo de Allen y contó con la presencia de la secretaria de Energía, María Tettamanti, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, y representantes de las petroleras. En cambio, los grandes ausentes fueron el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el de Neuquén, Rolando Figueroa.

La ausencia del mandatario rionegrino no pasó percibida. La obra de Oldelval no solo representa un hecho histórico para la industria, sino que además la mayor parte de su traza recorre la provincia de Río Negro. Fuentes consultadas por EconoJournal indicaron que Weretilneck aún mantiene una disputa con las operadoras por el Vaca Muerta Sur (VMOs), el proyecto que lidera YPF para exportar crudo desde Sierra Colorada. El mandatario rionegrino pretende cobrarle a las petroleras una tarifa por su paso. Las negociaciones están en la recta final, aunque aún no concluyeron.

El ducto

El ducto que nace en la Estación de Bombeo de Oldelval tiene una longitud de 545 kilómetros que suma a la red de la compañía una capacidad de 315.000 barriles diarios, permitiéndole pasar de transportar de 225.000 barriles día a 540.000 desde la terminal de Oiltanking, en Bahía Blanca.

El directivo de la firma destacó que este nuevo oleoducto “va a permitir que Vaca Muerta pueda explotar todo su potencial ya que en los últimos tres años no podía por las restricciones en el transporte”.

Oldelval -que tiene entre sus accionistas a YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14%), PAE (11,9%) Pluspetrol (11,9%) y Tecpetrol y Pampa Energía (2,1%) había logrado en 2022 la prórroga de la concesión por 10 años, hasta 2037 por parte de la Secretaría de Energía. Tiempo después presentó el proyecto de Duplicar con el fin de acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y ampliar los envíos de crudo hacia el Océano Atlántico.

El 100% del proyecto Duplicar tendrá destino de exportación y se estima que generará divisas por 8.000 millones de dólares anuales.

La obra

“Fue un desafío de proporciones, desde el punto de vista técnico como humano, atravesando el país de este a oeste, repotenciando estaciones de bombeo que estaban en plena capacidad de operación y tareas de ingeniería extremadamente complejas que tuvimos que llevar adelante de un día para el otro por la velocidad de crecimiento de la cuenca”, expresó Hosel.

Federico Zárate, gerente de Proyectos de Oldelval, agregó que la obra se finalizó dos meses antes de lo previsto, pese a los desafíos que debieron enfrentar como dificultades en las importaciones y en materiales o en la traza del oleoducto, que implicaron el paso por dos provincias, el cruce de ríos y la gestión de permisos ambientales.

“Pero lo más importante es que fue una gran oportunidad para innovar y crecer como equipo: soldamos 525 kilómetros de caños de 24 y 30 pulgadas, ejecutamos 120 mil pulgadas de soldaduras en estaciones de bombeo, 200 cruces especiales como el arroyo Pareja y el Río Colorado”.

Para concretar el Duplicar, además intervinieron en el proyecto 224 proveedores y se demandaron 2.553 trabajadores de forma directa y más de 6.000 de manera indirecta.

Nuevos proyectos

Oldelval planea continuar ahora con dos grandes proyectos: Duplicar X y Duplicar Norte. La primera obra es un ducto paralelo al Duplicar que permitirá sumar otros 125 mil barriles diarios para exportación. Demandará una inversión de 500 millones de dólares y se estima comenzará a construirse a mitad de año y se estima que estará finalizada a mitad del 2026.

“Con Duplicar y Duplicar X la capacidad de evacuación de la Cuenca va a llegar a los 900 mil barriles por día y va a darle un potencial a Vaca Muerta que nunca tuvo”, indicó Hosel a EconoJournal,

Duplicar Norte es una ampliación hacia el norte de Neuquén, hacia Puesto Hernández a través de un ducto de 200 kilómetros y demandará 400 millones de dólares de inversión. Se espera que la primera etapa esté concluida en el 2026.

Hosel afirmó que ambos proyectos aplicarán al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para poder adherir a los beneficios que establece el proyecto incluido en la Ley de Bases.

, Laura Hevia

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MEGSA-CAMMESA: 18,650 MMm3/d en segunda Q de abril. PPP U$S 3,63

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 14/04/2025 al 30/04/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 33 ofertas por un volumen total diario de 18.650.000 metros cúbicos. Los Precios Promedio Ponderados fueron U$S 2,72 el Millón de BTU en el PIST, y U$S 3,63 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios PIST fueron desde U$S 2,58 a U$S 2,81 el MBTU, y los precios en GBA fueron desde U$S 3,23 a U$S 3,94 el MBTU.

De las 33 ofertas presentadas 11 llegaron de productores en Neuquén (6 millones de m3/d); 5 desde Chubut (1,7 millones de m3/d); 5 ofertas desde la cuenca Noroeste (1,950 millones de m3/d); 8 ofertas desde Tierra del Fuego (6,8 millones de m3/d), y 4 desde Santa Cruz (2,2 millones de m3/d).

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Vaca Muerta: Finalmente es más extensa y rentable de lo que se pensaba

Las nuevas perforaciones en Río Negro y Mendoza revelan que la formación se expande más allá de Neuquén, consolidando su rol estratégico para el desarrollo energético nacional. Una década después del inicio de la explotación sistemática de Vaca Muerta, las compañías petroleras avanzan sobre una nueva etapa de exploración que está redefiniendo los límites del yacimiento más importante del país. Los resultados recientes demuestran que la roca madre se extiende a zonas antes consideradas marginales, abarcando regiones del sur de Mendoza, el norte de Río Negro y sectores de La Pampa. Vaca Muerta: cómo el nuevo gasoducto de 600 km […]

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INFRAESTRUCTURA: PROYECTO MERIDIANO 68, EL RETORNO DE LOS TRENES

Con una inversión de más de USD 1.500 millones, el proyecto «Meridiano 68» busca reducir costos logísticos y conectar yacimientos mineros con puertos clave en gran parte del país. Además, todo el sector productivo de San Juan está atento porque quieren usar estas vías para el resto del comercio. Se trata de un ambicioso plan que tiene el potencial para transformar la provincia. El proyecto Meridiano 68 es una iniciativa innovadora de conectividad ferroviaria que pretende sumarse al ya existente Consorcio Ferrocarril Unión Pacífico. Se trata de un proyecto ideado por el Instituto Argentino de Ferrocarriles que el entonces diputado […]

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Vaca Muerta: Las 5 empresas que lideran la explotación de hidrocarburos

La actividad en Vaca Muerta se mantiene en niveles elevados, con 1960 etapas de fractura realizadas durante marzo. El indicador refleja la gran intensidad de la explotación en la formación neuquina, aunque con una leve disminución respecto a febrero, cuando se alcanzó un récord de 1978 fracturas. Asimismo, el reporte elaborado por la compañía NCS Multistage, en colaboración con la Fundación Contactos Energéticos, destacó que la producción no convencional de hidrocarburos en Argentina continúa a paso firme, con un fuerte protagonismo de YPF. La compañía estatal lideró el ranking de operadoras con 1016 fracturas, reafirmando su papel clave en el […]

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Minería: La apuesta del cobre y litio podría generar 250.000 empleos

Según CAEM, las inversiones en cobre y litio podrían llevar los empleos del sector de los actuales 100.000 a más de 250.000 en los próximos años. El jefe de economía de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Nadav Rajzman, le puso números a lo que llamó el “potencial transformador del sector minero en el país. Según sus proyecciones, las inversiones en cobre y litio podrían duplicar los empleos del sector en los próximos años, pasando de los 100.000 puestos actuales —entre directos e indirectos— a 200.000, con la posibilidad de superar los 250.000. En el marco del streaming “Minería […]

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Inversiones: Volkswagen invertirá u$s 580 millones para fabricar una nueva pick-up en la Argentina

La automotriz alemana anunció el desembolso que ejecutará en su planta de General Pacheco. Reemplazará en la línea de producción a la Taos, que se dejará de hacer en julio. Cuántos volúmenes se producirán, a qué mercados se exportarán y qué pasará con la actual Amarok. Con los riffs de la Gibson SG de Angus Young y los rugidos de Brian Johnson -guitarra líder y vocalista de AC/DC- de fondo, el clásico «Thunderstruck» de la banda fue la potente cortina musical con la que Volkswagen mostró la imagen de la Nueva Amarok. Se trata de la pick-up mediana que la […]

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Minería: Vidal anunció que impulsará la exploración minera en el Macizo del Deseado

Este jueves, en la localidad de Caleta Olivia y en el marco de la presentación de un nuevo ciclo de capacitación minera, el gobernador Claudio Vidal anunció una convocatoria a operadoras para ampliar la exploración del Macizo del Deseado y generar empleo genuino a través de formación técnica con becas para jóvenes santacruceños. El Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería, puso en marcha el nuevo Ciclo de Formación en el Trabajo: Capacitación en Minería. En ese marco, el gobernador Claudio Vidal, anunció que el Ejecutivo convocará en los próximos días a operadoras y empresas […]

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Actualidad: La extracción inicial de petróleo en Malvinas superará a los 54 mil millones de dólares

Corresponde a la explotación ilegal que se avecina en las áreas Norte y Centro del yacimiento León Marino. Son 64 pozos de los cuales Rockhopper y Navitas prevén extraer 728 millones de barriles de petróleo. El FPSO, que la empresa Aibel propone para la explotacion en Sea Lión. Un buque de Producción Flotante, Almacenamiento y Descarga de hidrocarburos en alta mar. La importancia de cuantificar el saqueo. El costo de la desidia de la política argentina. La complicidad con Gran Bretaña de funcionarios y organismos quienes antes de cuidar los intereses soberanos de los argentinos, hacen exactamente lo contrario. Los […]

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Internacionales: «Hoy, China se volvió más pro-mercado que Estados Unidos»

El alineamiento en materia política entre Javier Milei y Donald Trump entró en debate después del anuncio de nuevos aranceles, se aleja la posibilidad de un tratado de libre comercio, pero sigue siendo relevante para el acuerdo con el FMI. El comercio internacional pegó un vuelco ante los nuevos aranceles anunciados por Donald Trump, la industria argentina que exportaba al país norteamericano deberá actualizar su esquema y empezar a orientar sus ventas hacia otros mercados. En relación a este tema, este medio se puso en contacto con el experto en comercio exterior, Ezequiel Vega. «Es importante resaltar cuáles son los […]

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Inversiones: Figueroa gestionará desembolsos para Neuquén en Houston

Tras reunirse con la Encargada de Negocios de EE. UU., el gobernador confirmó su viaje a Texas para establecer acuerdos con empresas del sector energético. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, mantuvo hoy un encuentro con la Encargada de Negocios de la Embajada de Estados Unidos en la Argentina, Abigail Dressel, quien se encuentra de visita en la provincia. Durante la reunión, abordaron temas relacionados con el comercio bilateral y las posibilidades de colaboración empresarial. Figueroa adelantó que en mayo visitará Houston y solicitó a la Embajada asistencia para coordinar reuniones con empresas operadoras de menor porte, distintas a las […]

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Economía: El BID Invest abre una línea de financiamiento para el Norte Grande

Será de 200 millones de dólares y apunta a pymes. Se va a implementar a través del Consejo Federal de Inversiones. El BID Invest lanzó una línea de financiamiento para el Norte Grande de 200 millones de dólares en una primera etapa, donde podrían participar las pymes, bancos intermediarios y diferentes rubros. En ese marco, los gobernadores Gerardo Zamora (Santiago del Estero), Gildo Insfrán (Formosa), Ricardo Quintela (La Rioja), Carlos Sadir (Jujuy), Raúl Jalil (Catamarca) y Gustavo Sánez (Salta) se reunieron con el Gerente General de BID Invest, James Scriven. También, participaron el gerente del Cono Sur del BID, Morgan […]

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El ministerio de Economía aprobó el nuevo Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado

La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, aprobó mediante la Resolución 145/2025, publicada el 4 de abril en el Boletín Oficial, un procedimiento específico destinado a regular las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), dando así cumplimiento al marco normativo vigente establecido por la Ley 27.742 y su reglamentación.

La Resolución, firmada por la Secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, establece que las exportaciones de GNL serán gestionadas a través de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, organismo responsable del control registral, evaluación de proyectos y emisión de certificados de autorización. El trámite deberá realizarse mediante la Plataforma de Trámites a Distancia (TAD).

Entre los requisitos que deberán cumplirse para obtener la autorización, se destacan la presentación de documentación certificada que acredite la disponibilidad propia proyectada, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con productores que cuenten con reservas probadas, posibles, probables o recursos prospectivos, y capacidad de producción comercial suficiente para cumplir con los volúmenes previstos durante al menos cinco años. También se deberá presentar la información anual sobre reservas y recursos hidrocarburíferos certificada por auditores externos.

Además, los interesados deberán informar detalladamente las cantidades máximas anuales, mensuales y diarias proyectadas para exportar, junto con la constancia del inicio del trámite de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder. Otro requisito clave es la presentación de documentación técnica completa sobre las instalaciones previstas para transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación de GNL, incluyendo localización y financiamiento.

La Secretaría de Energía dispondrá de un plazo máximo de 120 días hábiles para formular posibles objeciones a las solicitudes, pudiendo requerir aclaraciones o información adicional. En caso de que no existan objeciones, se otorgará una Autorización de Libre Exportación de GNL, documento que asegura al titular la exportación continua y sin interrupciones durante hasta 30 años desde la puesta en marcha de las plantas de licuefacción.

Asimismo, la normativa establece claras causales para objeciones y revocaciones, incluyendo falta de disponibilidad interna de gas, irregularidades documentales, y prácticas anticompetitivas.

Esta medida se enmarca dentro de la política nacional de promoción de la libertad económica, facilitando la exportación energética y atrayendo grandes inversiones en el sector, alineándose con los principios consagrados por la Ley N° 27.742 y el Decreto N° 70 de diciembre de 2023.

El nuevo procedimiento entró en vigencia inmediatamente tras su publicación oficial, sentando un precedente importante en la política energética del país y proporcionando previsibilidad jurídica para inversores nacionales e internacionales interesados en la producción y exportación de Gas Natural Licuado desde la Argentina.

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Exportaciones de energía crecieron 20% en el primer bimestre

Las exportaciones de combustible y energía de los dos primeros meses del año alcanzaron los US$ 1.757 millones, logrando un saldo positivo de la balanza comercial de US$ 1.321 millones.

“De esta manera, el sector energético sigue impulsando el crecimiento del país”, informó la Secretaría de Energía.

Las exportaciones alcanzadas representan un aumento del 20% respecto al mismo período de 2024. 

El 57% del total de las exportaciones de energía correspondió a las ventas de petróleo, equivalentes a unos 1.006 millones de dólares. El aumento de las exportaciones de energía se debió a mayores ventas de petróleo crudo por unos 300 millones de dólares. Las exportaciones de aceites crudos de petróleo en los primeros dos meses de 2025 crecieron un 42,6% frente al mismo período de 2024. 

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HIMOINSA presentó un nuevo sistema de acumulación a baterías

HIMOINSA, fabricante global de soluciones de tecnología energética, ha desarrollado un nuevo sistema de acumulación a baterías EHR con el objetivo de seguir completando su línea de producto de sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías. Se trata del modelo EHR 90/130 que duplica la potencia respecto a los modelos existentes hasta ahora y alcanza los 130 kWh.

Esta nueva solución de mayor potencia optimiza la gestión energética, reduce las emisiones y simplifica la operativa de costes diaria. Un nuevo producto que será presentado en Bauma, la mayor cita anual en la que se congregan los principales agentes de la industria de la construcción, minería y alquiler  de equipos.

“El nuevo EHR es, sin duda, un paso más en nuestro plan de desarrollo de soluciones de energía electrificada, en el que pretendemos seguir desarrollando hasta alcanzar los 2MW de potencia”, explicó Christopher Autey, Global Product Manager de Soluciones Basadas en Baterias de HIMOINSA

“Junto a este nuevo modelo que presentamos, podemos decir que ya estamos trabajando en el desarrollo del siguiente prototipo; el EHR 300/600, que supondrá un gran salto en términos de potencia y capacidad de almacenamiento”, añadió.

Tecnología avanzada para un rendimiento superior

El modelo EHR 90/130 incorpora importantes mejoras tecnológicas que aumentan su rendimiento y garantizan su facilidad de uso:

  • Mayor capacidad de almacenamiento: 130 kWh gracias a sus 36 baterías LFP (LiFePO4), que ofrecen una vida útil de hasta 50.000 horas y más de 6.000 ciclos al 90% DoD, lo que supone hasta 15 años de vída útil.
  • Nuevos inversores: 6 inversores con capacidad de sobrecarga hasta el 200% para arranques de motores eléctricos.
  • Acceso independiente y dedicado a dispositivos de control y monitorización con una puerta en la parte posterior de la unidad.
  • Conectividad total: Integración con la plataforma C4Cloud, permitiendo la monitorización y gestión remota de todos los parámetros operativos.
  • Cuadro de control y pontencia,  con una capacidad duplicada de entrada de 200A desde una red o grupo electrógeno, con opción de conexión en barras o  en Powerlocks  que permite una instalación segura y rápida, gracias a las protecciones electricas tanto para la entrada con la salida de utilización. Además dispone de bases de alimentación auxiliares.
  • Bypass automático opcional en todo la gama: En caso de fallo, el sistema HICORE transfiere automáticamente la carga de la red o del grupo electrógeno a la salida, garantizando un suministro ininterrumpido.

HICORE: el núcleo inteligente del EHR

El sistema de gestión inteligente HICORE, desarrollado por HIMOINSA, es el centro neurálgico del EHR, ofreciendo una gestión energética avanzada. Este sistema selecciona automáticamente la fuente de energía más favorable según la demanda, optimizando el rendimiento y reduciendo el consumo.

Gracias a su modo Plug&Play, la configuración inicial es rápida y sencilla, y la conectividad a través de C4Cloud asegura un control total desde cualquier dispositivo, con acceso inmediato a informes de rendimiento, alertas y análisis de eficiencia energética. Esta capacidad de monitorización no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también reduce el tiempo de inactividad y optimiza la planificación del mantenimiento, lo que se traduce en una mayor rentabilidad y un menor coste total de propiedad (TCO).

“El sistema HICORE es un desarrollo más enmarcado en la gran apuesta de la compañía por  la conectividad, tejiendo un ecosistema de equipos conectados con todos los beneficios que ello conlleva en términos de monitorización remota, gestión avanzada y seguridad operativa”, remarcaron desde la empresa.

Parte de una solución integral: Mobile Power Solutions

Los sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías forman parte del porfolio de producto Mobile Power de HIMOINSA. Bajo el enfoque ALL IN ONE, la compañía ofrece tres diferenciadas líneas de producto; grupos electrógenos, torres de iluminación y sistemas EHR con el concepto One-Stop Shop, permitiendo a sus clientes cubrir todas sus necesidades energéticas con un único proveedor.

, Redaccion EconoJournal

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El Gobierno dispuso un nuevo procedimiento para la exportación de GNL

El Gobierno nacional formalizó el procedimiento para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a través de un nuevo marco regulatorio, normativa clave para desarrollar el sector energético. Lo hizo a través de la Resolución 145/2025 de la Secretaría de Energía publicada hoy en el Boletín Oficial.

El primer paso para aquellos interesados en exportar GNL consiste en la presentación de una notificación de exportación ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, que será el organismo responsable del control registral y de la evaluación del proyecto, así como de la gestión de los certificados de “Autorización de Libre Exportación de GNL”.

Al momento de notificar la exportación, el interesado debió acreditar el cumplimiento de una serie de requisitos:

* La disponibilidad propia proyectada de GNL, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con otros productores de reservas probadas, posibles y/o probables, recursos prospectivos y su capacidad de producción comercial por al menos cinco (5) años. Esta disponibilidad debe ser certificada por auditores externos. Las empresas permisionarias y concesionarias deben presentar anualmente información sobre sus reservas y recursos prospectivos, así como las proyecciones de producción.

* Las cantidades máximas de GNL a exportar, especificando los términos anuales, mensuales y diarios.

* La constancia de inicio del trámite de solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder.

* La consistencia técnica del proyecto, incluyendo detalles de las instalaciones de transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación, su localización y financiamiento. Esta información no fue exigible si ya se había presentado en el trámite de adhesión al RIGI.

Una vez analizada la documentación, la subsecretaría tendrá un plazo de 1) días hábiles administrativos para intimar al interesado a subsanar cualquier deficiencia.

La Secretaría de Energía retuvo la potestad de objetar, de manera fundada, total o parcialmente la exportación de GNL por las siguientes razones:

* La falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional, resultante de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos.

* La falta de exactitud o veracidad de la información y/o documentación presentada.

* Prácticas anticompetitivas, incluyendo el “dumping” respecto del mercado interno.

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La Argentina podría superar este año el récord histórico de producción de petróleo de 1998

La Cámara de Producción y Exploración de Hidrocarburos (CEPH) informó que la producción de petróleo en la Argentina podría superar a fin de año el récord histórico de 847.000 barriles diarios (bdp) alcanzado en 1998. La entidad destacó además que, por el aumento de las exportaciones de crudo, a fin de año la balanza comercial energética podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. El aumento de la producción y las exportaciones está impulsado centralmente por la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

“Animada por la convergencia de precios locales e internacionales, la industria apuesta a fortalecer en el 2025 el crecimiento consignado por los registros oficiales del año anterior”, sostuvo la CEPH en un comunicado difundido esta semana.

Además, la entidad remarcó que en 2024 la industria llegó a la producción de 717.000 bdp, resultando ser el mayor volumen de los últimos 17 años en el país. “La industria prevé que esta trayectoria ascendente se sostendrá, lo que permitiría batir el récord productivo de finales de la década de 1990 en los próximos meses”, afirmó la cámara.

La CEPH también destacó la producción de 139.000 metros cúbicos (m3) de gas natural de 2024 supera los registros de los últimos años.

Superávit

La CEPH subrayó que en el primer bimestre la balanza comercial energética registró un superávit de US$ 1.321 millones, es decir, un 35% más que en idéntico período de 2024. A fin de año podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. Según informó este jueves la Secretaría de Energía, las exportaciones de combustible y energía durante enero y febrero de este año alcanzaron los US$ 1.757 millones.

Apuntaladas prioritariamente en las ventas de crudo, las exportaciones energéticas se incrementaron un 20%, mientras que las importaciones disminuyeron un 10%, “dinámica que erige al sector en un pilar clave del resultado positivo del comercio externo del país”, resaltó la cámara.

El desempeño positivo de la producción y las ventas externas, fundamentalmente de petróleo, están alentadas por la confluencia del precios del barril de crudo: “Esta comunión entre el precio doméstico y externo disminuye drásticamente la incertidumbre de la inversión, impulsa la sustentabilidad de toda la cadena de valor y ayuda a la integración del país con los mercados globales”.

La CEPH identificó otros estímulos para el aumento de la producción de hidrocarburos en 2025. En primer lugar, “el fin de las restricciones cambiarias ayudará a convertir a la Argentina en un país confiable como proveedor de gas y petróleo del mundo”.

Otro motor clave en el actual auge de los hidrocarburos “es el desarrollo de la infraestructura que facilita el drenaje de los recursos hacia centros de consumo y el mercado internacional”.

Por último, la cámara indicó que “los cambios regulatorios concretados para ejecutar grandes obras también son un estímulo potente para la industria, que sigue enfrentando el desafío de ganar competitividad, bajando aún más sus altos costos operativos”.

, Redaccion EconoJournal

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Masivo corte de luz en Jujuy, Salta y Tucumán

Las provincias de Jujuy, Salta y Tucumán desde se vieron afectadas este jueves por la tarde por un apagón a raíz de una falla en el Sistema Interconectado Nacional.

La interrupción comenzó poco después de las 18 y generó un apagón total que sorprendió a miles de salteños. El corte también fue reportado por usuarios en distintos puntos del norte argentino.

“Por causas ajenas a nuestra operación, pasadas las 18:30 horas se ha interrumpido la provisión de energía desde el Sistema Interconectado Nacional a la red que opera. Como consecuencia de esto se ha visto afectado el servicio eléctrico en gran parte de la provincia”, informó la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (EDESA).

“Nos mantenemos en permanente contacto con los operadores de la empresa transportista de energía para recibir información sobre la normalización del servicio, ya que la interrupción ocurre en las redes ajenas a la operación, con el fin de replicar las novedades a los usuarios”, concluyó EDESA.

La empresa distribuidora EDESA confirmó que el problema se originó en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), ajeno a su operación. Al mismo tiempo, El Tribuno de Jujuy señaló que la falla se debió al desenganche simultáneo de los Transformadores TR1 345/132 kV de la ET Cobos y TR1 (500/132 kV) de la ET San Juancito, en 132 kV, lo que ocasionó el corte de 510 MW de potencia en las provincias del NOA.

De acuerdo al periódico de Salta El Tribuno, pasadas las 19 comenzó a restablecerse el servicio de forma paulatina en algunas zonas.

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Inician en Tandil la instalación de un sistema de energía solar para los semáforos

Esta semana, en la ciudad bonaerense de Tandil, operarios de la comuna comenzaron con los trabajos de instalación del sistema de energía híbrido en los semáforos. El primero se instauró en la intersección de las avenidas Colón y España como primera experiencia en el uso de energía solar.

La instalación posibilitará reducir el consumo eléctrico y garantizar un funcionamiento continuo, incluso ante un corte en la provisión de la red.

La iniciativa forma parte de un programa impulsado por el gobierno local para reducir u optimizar el consumo eléctrico y fomentar el uso de energías renovables, incluido en las políticas públicas para el desarrollo de una cuidad cada vez más amigable con el ambiente.

Este nuevo proyecto, que avanzará gradualmente en el corto y mediano plazo, se llevará a cabo en todos los semáforos de la ciudad, comenzando por los que cuentan con tecnología de última generación.

Desde el área de servicios urbanos, a cargo de los trabajos de instalación, destacaron que gracias a este tipo de proyectos se “podrá tener un máximo aprovechamiento de la disponibilidad diurna almacenando energía en backups de baterías para luego ser utilizado durante la noche”.

“El sistema es supervisado por un micro controlador, que asegura la continuidad del servicio del dispositivo priorizando la presencia solar y en ausencia de luz continuará tomando, si así lo requiere, la mínima potencia indispensable de la red. De esta manera se garantiza el servicio continuo del funcionamiento aún ante un corte de energía eléctrica, ya que las baterías actuarán como UPS, sistema ininterrumpido de potencia”, agregaron al respecto.

Junto a la instalación de paneles de energía sol, las autoridades se completan con otras acciones que comenzaron a desarrollarse hace un tiempo, como la instalación de cartelería de señalización de calles y avenidas que funcionan con el mismo principio, la renovación de luminarias públicas con tecnología led y el reemplazo de la totalidad de las lámparas de semáforos por su equivalente led.

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Cae el precio del petróleo por una inesperada decisión de la OPEP y el temor de los aranceles

Ocho miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), entre ellos Arabia Saudita y Rusia, dijeron que triplicarían un aumento previsto de la producción de petróleo en mayo, acelerando un compromiso para revertir los recortes de producción en los próximos 18 meses.

La medida se produjo horas después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, estableciera un nuevo régimen arancelario que, según los inversores, era más severo de lo esperado.

Estos dos acontecimientos hicieron que el crudo Brent, de referencia mundial, cayera 7%, hasta los u$s69,90, en las operaciones de la tarde. El WTI, de referencia en EE.UU., cayó 7%, hasta los u$s66,21.

Las acciones de las petroleras se desplomaron ante la amenaza de una baja de los precios del crudo. En el mediodía de Nueva YorkExxonMobil bajaba un 4% a u$s113,63Chevron había cedido 5% y las acciones de Occidental Petroleum bajaban 9%. El sector energético del índice S&P 500 cayó más del 6%.

A pesar de las preocupaciones sobre el daño de los aranceles al crecimiento global, los ocho miembros de la OPEP dijeron que aumentarían la producción en 411.000 barriles al día en mayo, por encima de un objetivo anterior de 122.000 b/d.

Los miembros, que mantuvieron una reunión virtual el jueves, dijeron que habían tomado la decisión “en vista de que los fundamentals del mercado siguen siendo saludables y de las perspectivas positivas del mercado“.

Los miembros de la OPEP han frenado la producción durante los últimos tres años, recortando su producción combinada en casi 6 millones de barriles diarios para impulsar al alza los precios del crudo. En un principio, esta medida fue eficaz y contribuyó a mantener el crudo por encima de los u$s90 el barril durante la mayor parte de 2022.

Pero los recortes han perdido eficacia con el tiempo debido al débil crecimiento de la demanda, el aumento de la producción de petróleo en otros lugares y el bombeo por encima de sus cuotas por parte de algunos miembros de la OPEP. En respuesta, el grupo liderado por Arabia Saudita ha comenzado esta semana a retirar algunas de las medidas.

La decisión se produce tras un periodo de creciente tensión entre miembros como Kazajstán, que ha bombeado sistemáticamente por encima de su cuota, y otros como Arabia Saudita, que ha cargado con la mayor parte de los recortes.

La decisión dejó al petróleo como la materia prima más afectada el jueves, pero los precios de varias otras, incluidos el cobre, el aluminio y el uranio, también cayeron a pesar de que la Casa Blanca eximió a los metales de los aranceles.

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Bolivia recaudará 200 millones de dólares anuales gracias a Brasil

El alquiler de ductos para la exportación de gas argentino al mercado brasileño puede generar hasta 200 millones de dólares ingresos anuales para Bolivia, resaltó el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen.

Las empresas TotalEnergies, el Grupo Matrix Energía de Brasil y YPFB de Bolivia iniciaron el martes la operación de tránsito de gas argentino desde Vaca Muerta hacia Brasil, utilizando la infraestructura de transporte de YPFB Corporación.

En esta primera fase, se prevé un volumen de hasta 4,5 millones de metros cúbicos de gas natural, informó la agencia de noticias Xinhua.

“¿Por qué es una buena noticia? Porque el gas que nosotros vendíamos a la Argentina igual lo ponemos en el mercado brasileño y tenemos divisas, algo que hace tiempo estamos buscando por falta de dólares”, declaró Dorgathen en rueda de prensa.

Según el presidente de YPFB, esta operación no afectará la producción ni la venta de gas boliviano al mercado brasileño.

Destacó que el país cuenta con una capacidad de transporte “bastante grande”, de hasta 35 millones de metros cúbicos diarios, con posibilidad de ampliación.

Recordó que, en caso de que el Plan de Reactivación del “Upstream” (exploración y producción) tenga éxito y Bolivia logre aumentar sus volúmenes de venta de gas a Brasil, los ductos podrían expandirse para transportar mayores cantidades.

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Tarifas de gas: oficializan el aumento que regirá para los consumos de abril

El Gobierno formalizó este jueves un aumento del 2,5% en las tarifas de distribución de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicadas en el Boletín Oficial.

El organismo aprobó los nuevos cuadros tarifarios de las distribuidoras de gas para abril, en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y del periodo de revisión tarifaria, que permite adecuaciones transitorias en las boletas del servicio.

En este sentido, en las normativas se aclara que el DNU 55/23 faculta al interventor del ente, Carlos Casares, a “realizar el proceso de revisión tarifaria” y establece que “hasta tanto culminara dicho proceso podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio”.

La actualización tarifaria del gas en el cuarto mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía sostuvo que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.

Al respecto, precisó que “en materia de gas natural, las tarifas de distribución deberán ser incrementadas en un 2,5%; las tarifas de transporte no se verán ajustadas”. Además, estipuló que al precio PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) vigente deberá aplicarse lo dispuesto “en el artículo 5º de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”.

Con respecto al valor del gas natural en el PIST, se fijó para los usuarios residenciales que no poseen subsidios de Metrogas en $121,36 por metro cúbico ($/m3), mientras que para los de Naturgy quedó en $123,05 por metro cúbico.

Estos valores corresponden al costo que deben afrontar los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1) junto con los comercios e industrias, mientras que los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) e ingresos medios (Nivel 3) cuentan con una bonificación del 65% y 50%, respectivamente, sobre un determinado bloque de consumo. En caso de excederse en el tope previsto se abona el costo pleno por la diferencia que corresponda.

Al argumentar la decisión, Caputo explicó que se basa en el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.

El ajuste en los cuadros tarifarios fue aprobado para las distribuidoras Naturgy Noa, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Litoral Gas, Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Redengas.

El impacto del aumento en las tarifas

Con el incremento, el nuevo cargo por metro cúbico de consumo que se trasladará en abril a la factura final en el caso de los usuarios del (Área Metropolitana de Buenos Aires) AMBA es $205,45 por m3 para los usuarios de Metrogas y de $190,90 para los de Naturgy.

En relación al nuevo costo fijo que aparecerá en las tarifas desde este mes, para los usuarios N1 de Metrogas oscila entre $2.759,11 y $65.917,86 dependiendo la categoría y la subzona en la Ciudad de Buenos Aires y varía entre $3.186,32 y $35.822,37 en el conurbano bonaerense.

Para los usuarios residenciales N1 de Naturgy, que se localizan en 30 partidos del norte y oeste del área metropolitana, el cargo fijo en el cuarto mes del año pasará a estar entre $2.245,42 y $24.044,66.

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Vidal impulsa una convocatoria a operadoras para ampliar la exploración del Macizo del Deseado

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, anunció este jueves una convocatoria a operadoras y empresas de servicios para ampliar la exploración del Macizo del Deseado – un área con gran potencial minero. El  objetivo es generar empleo genuino a través de formación técnica con becas para jóvenes santacruceños. El anuncio fue en el marco de la presentación de un nuevo ciclo de capacitación minera que puso en marcha la gobernación a través del Consejo Provincial de Educación.

La idea es avanzar en un plan que permita explorar el 80% del Macizo del Deseado que aún no ha sido desarrollado. «Vamos a dar un paso adelante, a trabajar en un esquema impositivo que atraiga inversiones y que nos permita explorar lo que otros nunca terminaron de hacer«, aseguró el mandatario santacruceño.

“No entiendo por qué durante todos estos años no lo terminaron de hacer. Nosotros lo vamos a hacer, porque necesitamos empleo para todos los hijos que nacimos en esta tierra o que tomamos esta tierra como adopción para vivir y construir un camino de vida”, aseveró.

El acto fue encabezado por el Gobernador junto a la presidenta del Consejo Provincial de Educación, Iris Rasgido; y la presidenta de la Cámara de Empresarios Mineros de Santa Cruz (CAMICRUZ), Verónica Nohara. Participaron también los intendentes Pablo Carrizo (Caleta Olivia), Pablo Anabalón (Pico Truncado), Matías Treppo (Perito Moreno), y Zulma Neira (Los Antiguos) y el comisionado de Fomento Tomás Cabral (Koluel Kayke), además del ministro de Gobierno, Nicolás Brizuela, diputados provinciales, referentes sindicales y representantes de operadoras mineras.

Formación

Mediante el Consejo Provincial de Educación, la gobernación de Santa Cruz puso en marcha esta política pública que apunta a fortalecer el vínculo entre educación, producción y empleo. En una primera etapa, 350 jóvenes de siete localidades recibirán becas de $220.000 mensuales durante cuatro meses para capacitarse en el sector minero. El plan incluye instancias teóricas y prácticas, visitas a yacimientos y contacto directo con la actividad productiva.

Sobre esto Vidal aseguró: “Queremos que los recursos de Santa Cruz generen oportunidades reales para quienes nacimos o elegimos vivir acá. Vamos a trabajar en un esquema que promueva el desarrollo con trabajo genuino para nuestra gente”.

“El recurso es nuestro. El Estado debe ser garante y generar condiciones. Hace muchos años dejamos de ser creíbles. Ahora nosotros nos animamos, damos un paso adelante, generamos una política de Estado para atraer inversiones. Pero no a cualquier precio: queremos trabajo, producción, desarrollo local y respeto por la tierra que habitamos”, marcó el mandatario.

También convocó a los jóvenes para impulsar el desarrollo local ya que planteó que “la capacitación no debe ser tomada como algo pasajero. Es una oportunidad real de formarse y acceder a un empleo en un contexto económico difícil. Por eso pedimos responsabilidad, esfuerzo y respeto por las normas de convivencia en cada yacimiento. Nosotros estamos invirtiendo recursos que no tenemos, haciendo un esfuerzo enorme. Pero solos no alcanza: ahora el compromiso tiene que ser de ustedes”.

Por último, Vidal anticipó que una segunda etapa del programa estará a cargo de FOMICRUZ, y convocó a las empresas del sector a sumarse al proceso formativo y productivo que se inicia. “Dimos el primer paso. Vamos fuerte con esto. Ahora es el turno de ustedes”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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Valbol inaugura su nuevo centro de distribución en Neuquén

Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) apuesta al crecimiento y la innovación en la industria del petróleo y gas. Es por esto que la compañía abrió un nuevo centro de distribución en Neuquén. “Nuestro nuevo Warehouse-Neuquén refuerza el compromiso con la eficiencia y el abastecimiento ágil para las operaciones en Vaca Muerta”, destacaron desde la firma.

La industria del petróleo y gas en la Argentina, apalancada en el desarrollo de la formación no convencional es uno los pilares del impulso de nuestro país. La tracción que esta industria generará en su cadena de valor será sin dudas un motor para el crecimiento. “En Valbol, como parte integrante de esa cadena de valor desde hace más de medio siglo, no estamos ajenos a esta realidad y es por ello que invertimos constantemente en el desarrollo de más y mejores soluciones para nuestros clientes”, aseveraron desde la empresa.

El nuevo centro de distribución

El nuevo Warehouse está ubicado en el «Parque Industrial Neuquén, Ruta 7-PIN Este».

El centro tiene como objetivo ofrecerles a los clientes un punto de abastecimiento de productos Valbol a menos de 100 kilómetros del epicentro de Vaca Muerta, según precisaron.

Productos

Entre los productos que ofrecerá la compañía en su nuevo centro de distribución se destacan: válvulas para todos los procesos (esféricas, mariposa, cuchillas, globo) y equipos especializados. Desde la firma aseguraron que la meta es reducir los tiempos de abastecimiento y brindar un servicio de asesoramiento y cotización.

Brindamos soluciones en el control y manejo de fluidos, generamos valor hacia el cliente en nuestras propuestas, garantizamos seguridad en sus operaciones, a partir de procesos de innovación continua y contribuimos en el cuidado del medio ambiente”, remarcaron.

, Redaccion EconoJournal

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Autoridades anticipan cómo será la nueva licitación de renovables y almacenamiento en República Dominicana

Tal como ocurre en los encuentros de Future Energy Summit (FES), autoridades y empresas líderes del sector de las energías renovables realizan importantes anuncios. Además, por la gran participación de los actores, desarrollan importantes sinergias en los espacios exclusivos de networking que se generan en este ámbito.  FES Central America & The Caribbean (FES Caribe 2025) no fue la excepción. Ahora la gira de encuentros se prepara para el 24 de junio, donde en Madrid, España, se desarrollará FES Iberia, que convocará a las principales compañías del sector energético renovable, tal como ya lo ha hecho en ediciones anteriores (descargar agenda del 2024).

Durante el Desayuno de Networking VIP que se desarrolló el segundo día del encuentro, el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, y el director general de la Comisión Nacional de Energía, Edward Verás, brindaron mayor claridad sobre el desarrollo de las energías renovables en el país.

¿Qué precisión pueden dar sobre la nueva licitación que anunció el Ministro? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Ayer el Ministro, en la apertura de FES Caribe, habló de que hoy tenemos un reglamento que llama a un proceso de contratación con objetos distintos. Todos tenemos entendido que uno de los pasos para hacer un proceso de contratación competitivo es una licitación”.

¿Sería este año 2025 y por 300 MW? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Queremos hacer la aclaración de que en ningún momento se limitó o el Ministro expresó que eran 300 MW. Ayer, se habló de la licitación y algo que sí afirmó el Ministro es que esa licitación o el proceso de contratación competitiva tiene que ser en este año. Porque nosotros como país seguimos firmemente apoyando el desarrollo de las energías renovables”.

La gira completa del 2025 de Future Energy Summit (FES)

¿Qué modelo analizan? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Hay algo que hay que aclarar porque no es necesariamente el modelo de licitación que aquí se puede proponer, el mismo que se aplica en otros países de Latinoamérica”.

¿Cómo sería? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Nosotros tenemos que sentarnos tranquilos, calmados, sin prisa, porque hoy no la tenemos, para poder evacuar un modelo de licitación de compra de energía renovable. Uno, donde el off-taker, en este caso el distribuidor, tenga un precio competitivo, porque se lo merece. Pero que también el proyecto y el número resultante de esa licitación haga sentido financiero para la construcción del proyecto”. 

¿Qué esperan en tecnologías? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “La licitación debe buscar ese equilibrio ante la reducción de precios de los sistemas fotovoltaicos, básicamente, los sistemas eólicos, hay que decirlo también, y ante la gran disrupción de precios que tienen los sistemas de almacenamiento, que también van a ser un factor importante en esa licitación. Lo único que les pido es que con calma esperemos esa buena licitación que debe salir pronto, como lo anunció el señor Ministro, y que ya veremos los detalles”.

¿Y en precio? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Lo peor que le puede pasar a la energía renovable es que venga alguien y diga yo ofrezco energía solar a 3 centavos para un proyecto nuevo. Aquí sabemos que el número no da. Nosotros aquí lo enmendamos con unos precios de referencia anteriores que de repente hacían sentido financiero a la construcción de los proyectos. Y por eso nosotros defendemos, y es una frase que la acuñamos en redes sociales: estamos cambiando los papeles por paneles”.

Los interesados en participar, ¿ya tendrán que tener punto de interconexión? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “La propuesta de nosotros siempre ha sido que aquel que tenga una concesión es quien debe hacer una propuesta a la distribuidora para una licitación. Principalmente en energía renovable, en térmica no ocurre así porque en el térmica hay muchos competidores para un solo proyecto. Sin embargo, en renovable siempre apostamos a muchos competidores para muchos proyectos y el gran problema de renovable es que yo no apostaría a otorgarle un PPA a quien no tiene tierra y a quien no tiene un punto de conexión. De repente el mecanismo para validar el uso del terreno y el punto de conexión hoy es la concesión definitiva”.

Entonces, ¿se le exigirá a los oferentes tener concesión definitiva? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Usted quiere participar en la licitación, usted necesitará una concesión definitiva. Estamos haciendo esto pero con las debidas diligencias y las debidas restricciones para que solo participen personas, como dirían los epecistas, “ready to build” y la única forma es que sean personas con concesión definitiva ese tema de llamar a una necesitación a una persona que no tiene ningún permiso del medio ambiente con Dios delante, en República Dominicana eso no pasará.

¿Todo proyecto con concesión definitiva será elegible en la licitación? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Cuando usted tenga una concesión definitiva usted no necesita participar sí o sí en una licitación para vender energía. Usted puede buscar un cliente de usuarios no regulados y lo vamos a decir aquí con nombre porque parte de la transparencia es que usted entra al portal del organismo coordinador y usted ve quién le vende a quién, cómo se transa la energía, esto es un portal totalmente transparente se ve el mercado spot a cada hora hoy existen parques renovables con PPA privado que construyeron y financiaron con PPA privado, hoy existen parques renovables sin PPA”.

¿Será para centrales nuevas o podrán participar las existentes? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “La intención de República Dominicana es seguir cumpliendo con sus objetivos de integración de energía renovable, entonces no tiene sentido sacar una licitación de energía existente. Además, hoy el parque renovable más antiguo que existe en República Dominicana que es el parque eólico Quilvio Cabrera inaugurado a finales del 2010 tiene su PPA privado; hoy, el segundo construido de energía renovable de República Dominicana que es el parque Los Cocos 1 también tiene su PPA privado, entonces tampoco hay miedo de que los ya construidos hoy quieran acceder a la licitación vuelvo y repito concesión definitiva, concesión inscrita en la empresa de transmisión y en el programa de largo plazo del O.C. para poder entrar y despachar.

¿Se exigirá almacenamiento a las centrales de generación que se presenten? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “El que tenga almacenamiento va a tener la cuchara más grande, el que tenga más almacenamiento va a tener la cuchara aún más grande. 

¿Una mayor capacidad de almacenamiento va a ponderar en quién adjudicar?

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Va a ser obligatorio porque el tema del curtailment y el tema de no más energía solar en horas de sol es una realidad. Nosotros no tenemos dónde meter energía en horas de sol ni siquiera estamos interconectados con Haití por tierra. Por mar, en Puerto Rico eso aún es una idea solamente. No tenemos dónde meter esa energía en horas de sol. Por eso yo soy el que entiendo que ese próximo proyecto debe priorizar almacenamiento hablar de almacenamiento”.

¿Cómo se remunerará el almacenamiento? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “quiero que todos los inversionistas extranjeros presentes, anoten y lo pueden buscar en el portal de la superintendencia de electricidad la resolución 141 y la resolución 154 del año 2024 donde se establecen los regímenes económicos para compensar la instalación de baterías a través del sistema de compensación por regulación primaria de frecuencia y regulación primaria, secundaria de frecuencia”.

Con la llegada de esta licitación ¿qué pasará con los PPA con el sector público? 

Alfonso Rodríguez, viceministro de Energía: “Tenemos que recordar que nosotros tenemos más de seis proyectos con concesión definitiva con PPA desde el año 2021 y no se han construido. Entonces, no es cierto que proyecto con concesión y con PPA significa construcción. Por eso, el Estado Dominicano no quiere sólo dar papel y darle una concesión y darle el derecho a una persona que en una planificación ideal, nos está ocupando un espacio en una red de transmisión, y no queremos repetir eso. Hoy nosotros, en concesión y PPA, tenemos reservados 300 megavatios de nuestra línea de transmisión y no se están construyendo. Entonces, no es verdad y no vamos a aceptar el discurso de que se necesita un PPA para construir. Nosotros entendemos que la gran mayoría lo necesita, y lo queremos hacer, pero hoy no se están construyendo. No es verdad esa tesis de que concesión y PPA es igual a construcción”.

Por fuera del modelo de licitación, ¿creen que se podrán hacer proyectos sin PPA? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Lo que hay que decir es que el modelo de licitación es el modelo en el cual las empresas de distribución adquieren la energía de un proponente. Sin embargo, existe un mercado eléctrico que no necesariamente está atado al modelo de licitación. Hoy, las solicitudes de permisos para instalar nuevos proyectos es un proceso que es corto y hoy tenemos más proyectos que pueden proponerse al mercado que no necesariamente son frutos de esa licitación. 

¿Qué le responderían a los que dicen que esos proyectos no son financiables? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “Es entendible que tal vez la mayoría de los financieros dicen yo necesito un PPA para hacer posible el proyecto pero hay otros que se construyen sin PPA. Se está construyendo el proyecto del Parque Eólico Esperanza sin PPA. Se está construyendo el proyecto Palita II con almacenamiento sin PPA. Hoy opera el Parque solar Esperanza, el Parque Zonal Matrisol, el Parque eólico los Cocos 1 y 2, sin PPA. O sea, son dos procesos totalmente distintos. Y no es cierto que la energía renovable se detenga sin PPA”.

¿Qué avances registran en los PPA que firmaron en los últimos años? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “En el tramo del 2021 al 2023 el Estado Dominicano otorgó 40 PPA en un proceso fuerte, transparente, aunque no fue competitivo porque había que dar unas respuestas rápidas al mercado de las renovables para poder lograr el primer cumplimiento hacia el 2025. Y hoy todavía tenemos en proceso de construcción unos 12 proyectos adicionales de esos proyectos a los que se les dio PPA del 2021 al 2023. O sea, hoy nosotros no tenemos la presión que teníamos en 2021 con el tema del financiamiento de proyectos renovables”. 

¿Cuánto se está invertido en energías renovables? 

Edward Veras, director ejecutivo de la CNE: “En 2023 recibimos 1.070 millones de dólares de inversiones de energías renovables. Nosotros siempre decimos que el turismo es la panacea de la economía dominicana. Eso es cierto. Ustedes lo saben. Pero también nosotros estamos en un empate técnico, vamos a decir así, con turismo, en percepción de inversión en energía, donde las renovables tienen la mayor parte. Y en 2024 aumentamos esa cifra a 1.240 Millones de dólares. Y hoy avanzan las construcciones de 18 proyectos adicionales. Muchos con PPA y otros sin PPA”.

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Aires Renewables pone la lupa sobre los tiempos, contratos y oportunidades de licitación de almacenamiento de Argentina

Queda poco más de un mes para que se presenten las ofertas de la licitación “AlmaGBA”, que prevé adjudicar 500 MW en sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en nodos eléctricos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

Desde Aires Renewables analizaron con precisión sus implicancias técnicas y estratégicas, como también los puntos claves que definirán el rumbo de la convocatoria que cierra a mediados de mayo y que se prevé adjudicar hacia finales del mes de junio. 

“Esta es la primera licitación de almacenamiento en toda Latinoamérica. Así como en el Programa RenovAr llegamos 10 años tarde, acá Argentina llega a tiempo con el mundo”, destacó Diego Werner, director técnico de Aires Renewables, como señal  positiva para el sector, tanto por la escala de la licitación como por su carácter pionero en la región.

“Es factible que esta primera licitación no tenga todos los condimentos que uno quisiera o que se necesitan porque todo el sector está aprendiendo, desde CAMMESA, desarrolladores e IPPs. Pero si la licitación funciona bien o es un paliativo de alguna manera de los problemas que sufre el AMBA, sobre todo en verano, este tipo de convocatoria debería extenderse a un montón de otras regiones  donde haya cooperativas o distribuidoras eléctricas fuertes capaces de firmar contratos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica

Esto significa recurrir a mecanismos de almacenamiento para mejorar la calidad de la red, con inversiones menores y muy rápidas, porque se pueden instalar en menos de seis meses. Y que serviría como solución parcial o intermedia para inyectar nueva potencia.

De todos modos, la expectativa generada se ve atenuada por factores de incertidumbre y restricciones operativas, principalmente porque el margen para presentar nuevos proyectos es muy reducido. Por lo que aquellos players que ya tengan un predio o un terreno cerca de alguno de los nodos que definió CAMMESA podrían contar con ventaja para desarrollar las propuestas. 

Además, otro de los principales obstáculos identificados por Aires Renewables es la falta de definición contractual, dado que aún no se ha publicado el modelo de contrato ni los mecanismos de garantía. 

“Puede haber mucho interés, pero hasta que no se sepa qué contrato se firmará y cuáles son los mecanismos de garantía que CAMMESA extenderá por sobre Edenor y Edesur, por lo que el interés siempre va a ser parcial”, planteó Werner. 

En ese sentido, advirtió que quien espere hasta tener certezas jurídicas podría perder la oportunidad, sino que resulta importante avanzar en paralelo a la espera de que en algún momento se clarifique la situación. 

Respecto al perfil de las propuestas, el director técnico de Aires Renewable identificó que los proyectos se dividirán en dos grandes categorías: gran escala entre 80 y 150 MW de potencia, y otros más pequeños que oscilarían entre 15 y 30 MW. 

Incluso, la de  consultora elaboró un mapa interactivo de los nodos de conexión y su información más relevante dentro del Área Metropolitana de Buenos Aires, como plataforma estratégica para maximizar el valor de los proyectos. 

Para el grupo utility scale aclaró que tiene un condicionante logístico de peso vinculado al transformador, ya que éstos hoy tiene un plazo de entrega de 12 a 14 meses y, por tanto, un proyecto de gran escala será «muy difícil” que esté en operación en enero del 2026. 

En contraste, señala que las iniciativas de menor escala pueden ejecutarse más rápidamente y, además, capturar un incentivo económico clave que puede alcanzar hasta el 25% de factor de mejora en la tarifa.

Y cabe recordar que, según el pliego de bases y condiciones, la licitación contemplará el pago de la energía suministrada de 10 USD / MWh, en tanto que el valor máximo de adjudicación se estableció en 15.000 USD / MW-mes, con ajustes vinculados al cumplimiento de horas comprometidas y validadas.

Aires Renewables también observa con atención la evolución de costos en tecnologías de almacenamiento, lo que podría acelerar su adopción masiva. “Es muy notorio lo que las baterías están bajando de precio, en hasta 75% en los últimos tres años y creo que seguirá a la baja”, sostuvo Werner. 

Con base en esa tendencia, proyecta una transición hacia energía firme de origen renovable en el corto plazo, gracias a parques híbridos que cuenten con generación ERNC con sistemas BESS, aportando flexibilidad y firmeza para el sistema. 

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Telener360 impulsa una campaña de medición para eólica offshore en México

México posee un potencial eólico offshore estimado superior a los 200 GW, pero actualmente no tiene ningún proyecto operativo en esta tecnología. Para acortar esa brecha, la empresa Telener360, fundada hace una década en León, Guanajuato, impulsa una campaña pionera de medición con el objetivo de reducir la incertidumbre técnica y financiera que limita el desarrollo de parques eólicos costa afuera.

El CEO de la compañía, Luis Rafael Ordoñez Segura, explicó que el proyecto consistirá en instalar una torre flotante equipada con LiDAR y anemómetros, diseñada para validar las mediciones del recurso eólico. “La idea es poder correlacionar esas mediciones con una torre a 15 metros con anemómetros en punta para ir validando y bajar ese nivel de incertidumbre o de cálculo que estamos haciendo”, precisó.

La iniciativa, que se presentó durante el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), ya había resultado atractiva para tres empresas internacionales —una canadiense y dos estadounidenses— que consideraron estratégico el avance del país en este sentido. “Cuando lanzamos este proyecto que lo hicimos en una simulación, tres empresas ya estaban muy interesadas para entrar al proyecto”, reveló Ordoñez Segura.

De allí, desde Telener360 han adoptado metodología internacional para aplicarla en el contexto mexicano, empezando por costas en el estado de Tamaulipas. El objetivo: definir con precisión las zonas con mejor potencial offshore, disminuyendo el “gap” actual entre estimaciones generales y mediciones específicas.

“Definitivamente hay un área muy interesante… también tenemos zonas como en el Istmo muy viables hoy en día”, indicó el CEO de Telener360 en FES Mexico.

Aunque México aún no ha desarrollado parques eólicos offshore ni una regulación que los enmarque, hay referencias cercanas en la región que sirven como modelo. “En efecto en México no tenemos offshore pero sí hay experiencias muy muy a temprana edad en Brasil y en Colombia”, señala el CEO.

Mirada a futuro para la eólica en México 

Aunque las condiciones naturales y geográficas son propicias, existen desafíos que pueden limitar el crecimiento de la energía eólica en México. Para Ordoñez Segura, los factores sociales y políticos jugarán un rol cada vez más determinante en la implementación de proyectos eólicos. “El factor gubernamental va a marcar mucho la pauta para poder determinar qué porcentaje sí pudiéramos alcanzar”, advirtió.

Según la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, los actores privados podrán adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de generación renovable al 2030. Para Ordoñez Segura, el contexto actual puede ser favorable si se establecen reglas comprensibles para inversionistas y actores del sector.

También destacó la necesidad de establecer estrategias de comunicación más efectivas con el Gobierno y la sociedad para fortalecer el respaldo a los proyectos del sector. “Creo que es importante nosotros como asociación hacer estrategias de comunicación más apropiadas para que el Gobierno nos vea cada vez mejor como unos actores que realmente podemos marcar una pauta muy positiva para el país”, concluyó.

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Yingli Solar identifica un ecosistema favorable para proyectos de energía solar en Argentina

Argentina configura un ecosistema propicio para el desarrollo de proyectos solares de gran escala, donde convergen transformaciones regulatorias, nuevos esquemas de comercialización energética y licitaciones clave como la de almacenamiento por 500 MW. Así lo considera Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, quien en el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), brindó una visión optimista sobre las oportunidades que se abren para los fabricantes de módulos fotovoltaicos en este país.

“Lo que nos da es la visión de un mercado que empieza a dinamizar, que empieza a ser más complejo y que empieza a traer otro tipo de oportunidades con agentes o ‘players’ con envergadura que empiezan a desarrollar proyectos”, sostuvo el ejecutivo. Según Contreras, esta evolución no solo diversifica a los actores involucrados, sino que introduce tipologías de proyectos inéditas hasta ahora en el país, con capacidad de atracción de inversiones y que podrían acelerar la penetración de la energía solar.

En ese contexto, Yingli Solar busca contribuir desde su especialidad tecnológica, maximizando el valor de su experiencia de más de 25 años en el sector. “Nosotros como tecnólogos, ¿cómo podemos contribuir? Trayendo tecnología y aportando eficiencia a soluciones que tienen que seguir trabajando en mejorar su eficiencia y sus prestaciones al sector energético”, manifestó Contreras en FES Argentina.

Uno de los grandes cambios que observa el ejecutivo es el avance hacia modelos híbridos, potenciados por la integración del almacenamiento en las licitaciones. “El almacenamiento sin lugar a dudas abre la puerta a la hibridación con solar”, remarcó Contreras, y agregó que se trata de un fenómeno “muy interesante que se esté dando en Argentina”.

En este marco, la propuesta de Yingli Solar pasa por acompañar a socios estratégicos con soluciones adaptables. “Nos aproximamos a este mercado y a estos clientes con la mayor tecnología y la eficiencia que podamos, con productos y servicios lo más flexibles posibles”, indicó. La meta es clara: optimizar proyectos desde el componente solar, tanto en diseño como en costo.

La hibridación solar-almacenamiento, según el ejecutivo, puede abrir oportunidades en regiones no tradicionales por falta de infraestructura eléctrica o condiciones subóptimas de irradiación. Con módulos de alta eficiencia e inversores integrados a sistemas de almacenamiento, “aparecen o se expanden las oportunidades para que el crecimiento de la solar hibridada con almacenamiento crezca”.

Para posicionarse en un mercado competitivo, el desafío técnico y económico se resume en una fórmula: el dólar vatio pico o el peso vatio pico. “Hay que poner encima de la mesa siempre trabajar en esa ecuación”, afirmó Contreras. Esto implica mejorar procesos productivos, optimizar las cadenas de suministro y aumentar la eficiencia de los módulos.

Desde Yingli Solar, la visión es clara: bajar costos sin sacrificar rendimiento. “Bajando costes en la medida de lo posible a través de la mejora de los procesos de producción y la mejora en los procesos de compra del aprovisionamiento, y aumentar la eficiencia de nuestros productos. Esa es la vía más clara en la que nosotros siempre trabajamos”, afirmó el Managing Director.

Pese al optimismo, el ejecutivo también reconoció que existen desafíos que deben atenderse para sostener esta proyección. “Enfrentamos algunos desafíos sobre todo desde el punto de vista de la importación”, advirtió Contreras. Mencionó en particular la volatilidad cambiaria, que representa un riesgo importante para quienes importan equipos, así como los costes logísticos asociados.

Aún así, la compañía se compromete a mantener su propuesta centrada en la flexibilidad de su oferta. “Siendo lo más flexibles posible para optimizar los proyectos de almacenamiento que nuestros clientes estén poniendo en marcha”, añadió.

Otro factor decisivo en este nuevo escenario argentino será la llegada de capital internacional, que, según Contreras, puede lograrse a partir de señales claras. “Percibimos de una manera muy clara que Argentina empieza a ser un punto de referencia para el capital”, enfatizó.

Para ello, sin embargo, hace falta una estructura financiera sólida y previsibilidad regulatoria. “Se necesita de financiación estructurada, necesita de una previsibilidad de la regulación para poder atraer la inversión de una manera activa y solvente”, sostuvo el ejecutivo, quien valoró positivamente el rumbo que empieza a tomar el país.

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Brasil puso a consulta pública la subasta de transmisión del 2025 para disponibilizar 4400 MVA de capacidad en las redes

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó a consulta pública los lineamientos de la única subasta de transmisión del 2025, programada para el viernes 31 de octubre en la sede de B3 en São Paulo, a pesar que originalmente se pensaba llevar adelante dos convocatorias (ver nota). 

La licitación tendrá 11 lotes destinados a la construcción y mantenimiento de 1178 kilómetros en nuevas líneas de transmisión y seccionamiento y la incorporación de 4400 MVA en capacidad de transformación, además de control reactivo automático rápido y siete compensaciones síncronas.

Por tal motivo es que se esperan inversiones cercanas a R$ 4060 millones (alrededor de USD 724 millones), con un plazo de ejecución de las obras varía entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad del proyecto. 

Además, se prevé que genere aproximadamente 10800 empleos para las obras y su mantenimiento en los estados de Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia y São Paulo. 

De los 11 lotes propuestos, tres tienen una inversión proyectada de más de R$ 1.000 millones. Y en términos financieros se destaca el lote 7, dado que se estima que su construcción conlleve R$ 1210 millones (MMUSD 215), principalmente por los 35 kilómetros de líneas de transmisión subterráneas y de la subestación São Miguel 345/88 kV, en el estado de São Paulo. 

La principal particularidad de esta convocatoria es que lotes 1b, 7, 8, 9 y 10 dependen de la conclusión del proceso de vencimiento de los contratos relativos a cinco lotes ganados durante las subastas de 2020 y 2021 por MEZ Energía, debido al incumplimiento de los plazos de ejecución de los proyectos.

Por lo que dichos lotes sólo estarán disponibles si ANEEL lo recomienda y el Ministerio de Minas y Energía de Brasil declara el vencimiento de estos contratos hasta la fecha estimada para la aprobación final de la licitación, el 23 de septiembre. 

Además, el lote N°3 incluye obras de infraestructura que estuvieron inicialmente previstas en la segunda subasta de transmisión del 2024, pero que fueron retiradas para estudios después de las inundaciones en Rio Grande do Sul. 

Como consecuencia, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica reposicionó la ubicación de las subestaciones y otros equipos contemplados en el tercer segmento, con miras a garantizar la seguridad en futuras operaciones. 

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar: 

  • Lote N° 1 
    • Sublote 1A: LT 345 kV Miguel Reale – Centro, C1 y C2, con 5,72 km (subterráneos)
    • Sublote 1B: LT 345 kV Norte – Miguel Reale, C3 y C4, con 14,5 km cada una (subterráneas). (Posible caducidad)
  • Lote N° 2
    • LT 500 kV Santa Luzia II – Bom Nome II, C1, CS, con 228 km.
    • LT 230 kV Caxias II – Teresina II C1, CS, con 92 km;
    • LT 230 kV Teresina – Teresina III C1, con 14 km (reutiliza la vía LT 230 kV Teresina – Piripiri C1 a ser desactivada);
    • SE 230 kV Caxias II – Control Reactivo Automático Rápido – CARR (-50/50) Mvar.
  • Lote N° 3
    • SE 525/138 kV Erejim (2) – (6+1 Res) x 50 MVA;
    • SE 230/69 kV Boa Vista do Buricá 2 – (6+1Res) x 33,33 MVA;
    • Tramos de LT 525 kV entre SE Erechim y LT 525 kV Itá – Caxias Norte C1, con 2 x 1,5 km;
    • Tramos de LT 230 kV entre SE Boa Vista do Buricá 2 y LT 230 kV Guarita – Santa Rosa C1, con 2 x 5,5 km.
    • LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Cai 2, con 20,4 km;
    • LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Cai 2 C1, con 42,6 km;
    • SE 230/138 kV – 2 x 150 MVA;
    • SE 230/138 kV Ivoti 2 – 2 x 150 MVA;
    • Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
    • Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.
    • LT 230 kV Sarandi – Maringá, C1 y C3, CD, con 18,2 km (nueva línea de transmisión en el mismo alcance de la C1 existente, con mayor capacidad)
  • Lote N° 4
    • LT 500 kV Jauru – Vilhena 2 C1, con 344,5 km;
    • LT 230 kV Vilhena – Vilhena 2, C1 y C2, con 2,0 y 1,9 km, respectivamente;
    • SE 500/230 kV Vilhena 2 – (3+1R) x 200 MVA y Compensación Síncrona -90/+150 Mvar.
  • Lote N° 5
    • LT 230 kV Itapaci – Matrinchã 2, C1, con 146,6 km;
    • LT 230 kV Matrinchã 2 – Firminópolis, C1, con 138,3 km;
    • SE 230/138 kV Matrinchã 2 – (6+1Res) x 50 MVA
  • Lote N° 6 
    • Sublote 6A: SE 500 kV Puente Nuevo 3 – Compensaciones Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar
    • Sublote 6B: SE 500 kV Paracatu 4 – Compensación Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar
  • Lote N° 7 
    •  LT 345 kV Norte – São Miguel, C1 y C2, con 8,2 km cada una (subterráneas);
    • LT 345 kV São Miguel – Ramon, C1 y C2, con 9,2 km cada una (subterráneas);
    • SE 345/88 kV São Miguel – (9+1R) x 133,33 MVA.
  • Lote N° 8 
    • SE 230/138 kV Iguatemi 2, 2 x 150 MVA;
    • Tramos de LT 230 kV entre SE Iguatemi 2 y LT Guaíra – Dourados C1, 2 x 3,1 km.
  • Lote N° 9 
    • SE 230/88 kV Dom Pedro I – (6+1 res.) x 50 MVA;
    • Tramos de LT 230 kV entre la subestación Dom Pedro I y LT 230 kV São José dos Campos – Mogi das Cruzes, con 2 x 9,5 km.
  • Lote N° 10 
    • SE 500/138 kV Cuiabá Norte – (3+1 res.) x 200 MVA;
    • Tramos de LT 500 kV entre Cuiabá Norte SE y Jauru – Cuiabá C2 LT, con 2 x 0,5 km.
  • Lote N° 11
    • Sublote 11A: SE 500 kV Açu III – Compensaciones Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar;
    • Sublote 11B: SE 500 kV João Câmara III – Compensación Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar

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Installer Day: la nueva propuesta de Efergía Academy

Cerca de las 8.30 comenzaron a llegar algunos de los invitados a la fábrica de IMSA, lugar donde se llevó a cabo el evento. Tras un café y un poco de charla, se abrieron las puertas del auditorio, donde tomó la palabra Santiago Rial (Gerente General de Efergía), para luego darle paso a Pablo Morrone (Gerente Técnico) y a Gabriel José (Especialista Técnico), quienes detallaron en profundidad el nuevo catálogo residencial que vende Efergía y también analizaron y dieron a conocer las características diferenciadoras del nuevo inversor Huawei: el SUN2000-150KTL, el producto ideal para instalaciones fotovoltaicas de alta potencia en el rubro Comercial&Industrial.

Al finalizar ambas charlas, los asistentes disfrutaron de un café que sirvió como un excelente espacio para el networking. Instaladores, expertos del sector y representantes de las marcas aprovecharon el momento para intercambiar ideas, compartir experiencias y fortalecer vínculos comerciales. Fue una oportunidad ideal para conocer de primera mano las necesidades del mercado y explorar posibles colaboraciones.

Con la energía renovada, el evento continuó con más presentaciones. Erick Raimondeau Padilla (Solution Manager de Huawei) inauguró esta segunda etapa con la presentación de la batería Luna 215, una nueva solución de almacenamiento diseñada específicamente para instalaciones Comerciales&Industriales. Se destacaron sus ventajas en términos de eficiencia energética, modularidad y facilidad de integración con sistemas ya instalados.

A continuación, Camilo Bayona, DG Product and Solution Manager de Longi tomó la palabra para mostrar sus últimas innovaciones en tecnología de paneles solares. Se profundizó en los avances en eficiencia, las diferencias entre paneles, la mejora en la durabilidad de los materiales y el impacto positivo que estas mejoras tienen en la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos.

Después del almuerzo, el evento se cerró con una charla muy enriquecedora sobre buenas prácticas de instalación. Durante esta sesión, se abordaron recomendaciones clave para optimizar el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos, garantizar la seguridad en cada montaje y prolongar la vida útil de los equipos. Los asistentes pudieron despejar dudas y llevarse conocimientos fundamentales para aplicar en sus próximos proyectos.

Este Installer Day fue solo el comienzo. Efergía Academy sigue apostando a la capacitación y el crecimiento de los instaladores, por lo que este fue el primero de muchos eventos presenciales.

 Próximamente, estarán llevando más capacitaciones y eventos a otras provincias de nuestro país. ¡Nos vemos en la próxima edición!

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Inicia la transición energética en los cielos de Colombia con ruta hacia la descarbonización del transporte aéreo

El Ministerio de Minas y Energía celebró el primer vuelo en el país con biocombustibles, realizado gracias a la alianza entre Ecopetrol y Latam. Este hito se alinea con los esfuerzos del Gobierno Nacional, reflejados en la reciente aprobación en primer debate (Comisión Quinta de la Cámara de Representantes) del proyecto de Ley 439 de 2024, que promueve la producción, distribución y adquisición de Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF) en Colombia.

El SAF utilizado en este vuelo se produjo con materias primas sostenibles, logrando una reducción del 65% en emisiones de gases de efecto invernadero frente a los combustibles convencionales. Este avance no solo impulsa futuras iniciativas en el país, sino que posiciona a Colombia como líder regional en la transición hacia energías más limpias.

Además, este logro se enmarca en los progresos nacionales en la transición energética del sector, como la publicación del documento «Cielos limpios, Economía y Aviación para la vida: Hoja de Ruta de los Combustibles Sostenibles de Aviación en Colombia», elaborado por la Aeronáutica Civil y el Ministerio de Minas y Energía.

Edwin Palma, ministro de Minas y Energía, resaltó la importancia de este vuelo:
«Es una muestra de que la innovación y la colaboración público-privada pueden acelerar la transición energética. Felicitamos a Ecopetrol y Latam por este logro, que sienta un precedente para la descarbonización del transporte aéreo en el país».

Desde el Gobierno Nacional se sigue impulsando el desarrollo de combustibles sostenibles y políticas que fortalezcan un modelo energético más amigable con el planeta.

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Argentina frente a la nueva ofensiva arancelaria de Trump: entre la diplomacia comercial y el riesgo sistémico

La reintroducción de aranceles generalizados por parte de Estados Unidos marca un viraje explícito en su política económica exterior. Bajo la presidencia de Donald Trump, y en un gesto cargado de simbolismo político —formalizado durante el denominado Liberation Day— se anunció que todas las importaciones deberán pagar un mínimo del 10% de aranceles a partir del 9 de abril. Esta decisión, de naturaleza global, afecta de lleno a países emergentes como Argentina, India, Brasil y Tailandia, pero también a los socios tradicionales como la Unión Europea.

La economía y los mercados financieros de Argentina experimentaron movimientos significativos con caída de acciones y aumento del riesgo país. Las acciones argentinas en Wall Street registraron descensos de hasta un 11%, mientras que el riesgo país se elevó a 878 puntos básicos, reflejando la creciente preocupación de los inversores.

Para la Argentina, el impacto inmediato es doble: económico y estratégico. Hasta ahora, los productos argentinos enfrentaban en promedio un arancel de apenas 1,2% en su ingreso a Estados Unidos, lo cual representaba una ventaja competitiva relativa, sobre todo en sectores sensibles como agroindustria, química, textiles y metales. Con la nueva política, ese diferencial se esfuma.

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) advierte que la aplicación uniforme de este piso arancelario tendrá efectos particularmente adversos para exportadores argentinos en rubros como textiles (Argentina paga 20,9% a EE.UU. y recibía 6,1%), cuero y calzado (19,8% vs. 7,1%), o productos industriales, donde la asimetría arancelaria había sido históricamente favorable a la Argentina. Esta reconfiguración no sólo pone en jaque ventajas específicas, sino que también altera los términos de las negociaciones en curso.

El gobierno argentino, encabezado por Javier Milei, había iniciado un diálogo con Washington para avanzar en un esquema de desgravación arancelaria selectiva, sin avanzar hacia un tratado de libre comercio integral. Esta lógica de “acuerdo de complementación económica” buscaba pactos parciales y sectoriales, preservando márgenes de maniobra nacional y atendiendo a los límites normativos del Mercosur. La ofensiva arancelaria de Trump, sin embargo, altera los términos de ese diálogo. Lejos de dinamitarlo, podría abrir una nueva ventana de oportunidad: ante la generalización del castigo arancelario, Argentina podría negociar desde una posición de excepción, apelando al vínculo político entre Milei y Trump y al discurso de “alineamiento natural” que el actual gobierno argentino ha desplegado como eje estratégico.

Pero el verdadero alcance de esta política se medirá más allá del plano bilateral. Lo que está en juego es una potencial dislocación de las cadenas globales de valor. En los hechos, la imposición arancelaria podría provocar un redireccionamiento de flujos comerciales, estrategias de triangulación vía países con acceso preferencial al mercado estadounidense (como México), y un reacomodamiento de inversiones transnacionales. China, por ejemplo, podría buscar instalar capacidad productiva en terceros países para evitar los aranceles, lo que abriría oportunidades indirectas para regiones periféricas. Sin embargo, todo dependerá de la duración y credibilidad de esta nueva política comercial: si se percibe como un giro estructural, el mundo se reorganizará; si se lee como una táctica electoral, los efectos serán más acotados.

No debe subestimarse tampoco el riesgo sistémico financiero. La historia reciente ofrece lecciones claras. En 2018, el endurecimiento arancelario de Trump provocó una respuesta defensiva de China, que incluyó la devaluación del yuan, afectando el flujo de capitales hacia economías emergentes y precipitando crisis cambiarias, entre ellas, la que afectó a la Argentina bajo la presidencia de Mauricio Macri. Si una nueva guerra comercial escalara —especialmente si China responde con contramedidas o movimientos en su política monetaria— los mercados podrían reaccionar con volatilidad. De hecho, el precio del petróleo Brent cayó más de 6% tras el anuncio, y el índice DXY del dólar estadounidense mostró una contracción inusual, signos de que los operadores financieros temen una escalada proteccionista con consecuencias globales.

En este contexto, la balanza comercial bilateral entre Argentina y Estados Unidos —que fue superavitaria en 2024 por primera vez en años, debido más a la recesión interna que al dinamismo exportador— podría volver rápidamente al terreno negativo. La fragilidad de ese superávit quedó expuesta: se sustentó en una fuerte contracción de importaciones (US$ 6.193 millones) más que en una expansión de exportaciones (US$ 6.395 millones), en un año donde el consumo y la inversión estuvieron deprimidos. AmCham anticipa que este equilibrio será transitorio, y que con la reactivación económica regresarán los déficits estructurales.

Frente a este panorama, Argentina se encuentra ante un doble desafío. Por un lado, necesita preservar su acceso al mercado estadounidense, fundamental para una economía que busca insertarse en cadenas globales con valor agregado. Por otro, debe protegerse frente a la volatilidad externa que podría derivarse de una escalada comercial global. La clave radicará en una diplomacia económica activa, una lectura estratégica de las nuevas reglas de juego, y una política comercial capaz de identificar sectores sensibles y negociar con pragmatismo. La era de la globalización abierta quedó atrás. En la actual fase de competencia regulada, la ventaja será de quienes negocien con inteligencia, no de quienes reclamen equidad desde la periferia.

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El Enargas oficializó los cuadros tarifarios del mes de abril

El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición que las distribuidoras de gas natural por redes aplicarán para facturar los consumos del mes de abril considerando las categorías de usuarios y las zonas en las que residen.

El incremento tarifario dispuesto (en el VAD y en gas en el PIST) tiene una incidencia de 1,8 por ciento, indicó la Secretaría de Energía, y la transición hacia la puesta en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria culmina el 9 de julio.

Los nuevos cuadros aprobados por el Ente Regulador fueron publicados en una serie de resoluciones (184 a 193/2025) y corresponden a las empresas licenciatarias MetroGAS, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidoras Gas del Centro, Distribuidora Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gasnea, y Redengas.

Las nuevas tarifas rigen para los usuarios Residenciales N1 (de altos ingresos) que pagaTarifa Plena), N2 y N3 (ingresos bajos y medios) con subsidio parcial del Estado para un consumo limitado, y tarifa plena para lo que exceda dicho mínimo.

También para los usuarios SG-P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas). La categoría tarifaria SGP se encuentra subdividida en tres (3) grandes grupos (P1, P2 y P3) en función del consumo registrado en los últimos doce (12) meses.

A modo de referencia cabe indicar que, en el caso de MetroGAS, un Usuario Residencial N1 (altos ingresos) con consumo R2 3 (entre 801 y 1000 m³ de gas al año) tendrá un Cargo Fijo mensual (sin impuestos) de $ 12.544.04 si vive en CABA, y de $ 11.244,98 si vive Buenos Aires (Conurbano), y en ambos casos un Cargo por m3 de consumo de $ 205,45.

El ministerio de Economía justificó el incremento tarifarios “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.

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Nuevos precios para los biocombustibles en abril

La Secretaría de Energía estableció, a través de las resoluciones 140 y 141/2025 nuevos precios para los biocombustibles durante el mes abril.

La R-140 Fijó en $ 1.192.226 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles) para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

En tanto, por la R-141 se fijó en $ 772,72 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en $ 708,23 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, destinados a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la Ley de Biocombustibles, para las operaciones durante abril y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

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Llega una nueva edición del Economic Forum Latam

El Economic Forum Latam, el evento con foco en economía y finanzas, celebrará su decimoprimera edición en Parque Norte. Se espera la participación del ministro de Economía, Luis Caputo; el presidente de la Nación, Javier Milei; entre otros disertantes.

La jornada tendrá lugar el 8 de mayo y se desarrollará bajo el título «Dónde estamos y hacia dónde vamos». Tendrá fines solidarios ya que lo recaudado será donado a beneficio de programas solidarios de la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez. Se desarrollará bajo el título

Se trata de una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital.

Objetivo

El evento tiene como objetivo generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad. Los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes son ad honorem.

, Redaccion EconoJournal

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TGN fue reconocida entre las 25 mejores empresas por Great Place To Work

TGN fue reconocida por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los mejores lugares para Trabajar (GPTW).

La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:

  • 89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
  • 92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
  • 89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
  • 90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
  • 93% se siente orgulloso de trabajar allí;
  • 89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.

“Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores”, destacaron desde la compañía.

Reconocimiento

Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.

“TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía”, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Tras la suba de la nafta y el gasoil, autorizan un nuevo aumento de los biocombustibles

La Secretaría de Energía aprobó este jueves un incremento del 3,5% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 140 y 141/2025 publicadas en el Boletín Oficial.

La medida se da tras la reciente suba de los combustibles en el comienzo del cuarto mes del año, agregando otro factor que presiona los costos del sector, lo que podría trasladarse a los surtidores en las próximas semanas.

Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.192.226 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $772,726. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso el nuevo valor en $708,230.

El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, aclaró que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.

En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.

El ajuste en los valores de los biocombustibles es el cuarto del año para el biodiesel, ya que en enero, febrero y marzo el área dependiente del Ministerio de Economía también había aprobado una suba, mientras que para el bioetanol se trata del tercer aumento en el 2025, sumándose al de febrero y marzo. Durante el primer mes del año, se rigió por los precios fijados en diciembre.

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El Gobierno subió 6% el recargo del fondo para subsidios de consumos residenciales de gas

El Ministerio de Economía estableció que el recargo correspondiente al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas será del 6% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), según la resolución 356/2025 publicada hoy en el Boletín Oficial.

La medida se aplicará a partir de este 1° de abril y alcanza tanto a los volúmenes comercializados como al autoconsumo. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) deberá ajustar los procedimientos de facturación para que las distribuidoras trasladen correctamente el recargo a las tarifas finales.

La decisión se enmarca en el proceso de reestructuración de los subsidios energéticos encarado por el Gobierno nacional, en el contexto de emergencia energética y económica declaradas por los decretos 55/23, 70/23 y 1023/24. 

En ese sentido, el Poder Ejecutivo busca avanzar hacia un esquema de subsidios focalizados que reemplace al sistema generalizado financiado históricamente con aportes del Tesoro Nacional.

La resolución recuerda que el Fondo Fiduciario fue creado por la ley 25.565 y ampliado por las leyes 25.725 y 27.637, y permite aplicar un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el PIST. El nuevo valor del recargo fue definido tras una proyección económico-financiera realizada por la Dirección Nacional de Economía y Regulación, que estimó una mayor necesidad de fondos para sostener el régimen de compensaciones del Fondo, en función del nuevo esquema de tarifas y precios definidos por la Secretaría de Energía.

Además, se instruye a las comercializadoras a aplicar y trasladar el recargo en su exacta incidencia sobre el precio de compra del gas en el PIST. En el caso del autoconsumo, el monto a ingresar deberá calcularse según el volumen consumido, el precio promedio ponderado de ventas de la empresa y la alícuota del 6%. La norma lleva la firma del ministro de Economía, Luis Andrés Caputo.

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El Gobierno autorizó aumentos por debajo del 2% para las tarifas de luz y gas en abril

El Gobierno autorizó este martes un aumento del 1,7% en las tarifas de luz y del 1,8% en las boletas de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y de la Secretaría de Energía, publicadas en el Boletín Oficial.

La aprobación de los nuevos cuadros tarifarios de abril para las transportadoras y distribuidoras energéticas se da en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y de la postergación para mayo de la aplicación del nuevo esquema tarifario fijado como parte de la Revisión Tarifaria Quinquenal (RQT).

La actualización tarifaria del gas y la luz para el cuarto mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía “estimó imperioso continuar con la corrección de los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes a los sectores de gas natural y energía eléctrica”.

En este sentido, dispuso avanzar con “las acciones necesarias a efectos de incrementar las tarifas de distribución de gas natural en un 2,5 %”, y además instruyó “aplicar al precio de gas natural en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte)”.

En tanto que en relación a la energía eléctrica, determinó que “la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 1,7%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”.

Asimismo, en la normativa se estipuló que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se incrementará en un 3,5% durante este mes, mientras que se decidió que “el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) correspondiente al segmento distribución no se verá ajustado”.

Al mismo tiempo, se mantienen las bonificaciones para los usuarios residenciales Nivel 2 (65%) y Nivel 3 (50%). Los consumos que aún continúan subsidiados tienen topes y luego se paga la tarifa plena: los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen un límite de 350 Kwh por mes y los de ingresos medios (N3), de 250 Kwh.

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YPF y Santa Cruz acuerdan el traspaso de áreas convencionales

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el presidente de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en dicha provincia.

Mediante este MOU, Santa Cruz, Formicruz e YPF se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Formicruz, la empresa provincial de energía, y definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.

“Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes. La provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional y por nuestro lado, la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4” afirmó el presidente de YPF.

Los Bloques incluidos en dicho entendimiento son: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.

El Memorando se firmó hoy en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF.

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El gas de Vaca Muerta ya llega a Brasil tras la reversión del Gasoducto Norte

El gas producido en Vaca Muerta comenzó a llegar a Brasil pasando por Bolivia en lo que marca una nueva era en la comercialización de energía de la Argentina.

La operación que se inició en las últimas horas fue posible a partir de la reversión del Gasoducto Norte cuya construcción permite suplir la falta del fluido por el declino de los yacimientos en Bolivia.

En principio existen más de una decena de contratos de abastecimiento hacia el corazón industrial de San Pablo desde la cuenca neuquina.

El transporte del gas se realiza desde Vaca Muerta, pasa por los ductos existente en Bolivia y finalizan en la ciudad brasileña. Este traslado fue posible por la reversión del Gasoducto Norte, que cambió su recorrido que antes era de norte a sur para ser sur-norte.

Esta obra se realizó porque los pozos de gas de Bolivia ya están prácticamente fuera de servicio y de esta forma se vuelven productivos los caños ya instalados.

Los contratos firmados habilitan la exportación de unos 18 millones de metros cúbicos por día dentro de la modalidad de contratos interrumpibles.

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Vaca Muerta: Tres empresas interesadas en explorar en Mendoza

YPF, UTE Quintana – TSB y Aconcagua Energía proyectan nuevas perforaciones en Mendoza, impulsadas por los buenos resultados en exploraciones previas. La exploración de hidrocarburos en la franja mendocina de Vaca Muerta avanza con la creciente participación de empresas interesadas en evaluar su potencial. Actualmente, tres compañías han manifestado su intención de desarrollar actividades en la zona: YPF, la UTE Quintana – TSB y Aconcagua Energía. En mayo de 2024, YPF confirmó que los resultados de la primera fase de exploración fueron positivos, por lo que decidió avanzar con una segunda etapa y, recientemente, solicitó la perforación de un tercer […]

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La Mirada: Horacio Marín aseguró que hay interés de hacer inversiones por “billones y billones” en el gas argentino

El presidente de YPF destacó el rol estratégico de Vaca Muerta y anticipó que alrededor de 2030 las exportaciones energéticas podrían equiparar o superar a las del sector agrícola. Horacio Marín, presidente de YPF, afirmó que existen “billones y billones de dólares” en juego en el sector del gas argentino, con fuerte interés por parte de compañías internacionales de gran escala. En la entrevista con LN+, detalló que el país tiene tres proyectos principales de gas licuado, uno liderado por empresas argentinas, otro con mayoría de Shell y un tercero también conformado por actores locales. Además, anticipó que la Argentina […]

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Medio Ambiente: YPF acordó con Vidal la reversión de sus 10 concesiones petroleras en Santa Cruz

La petrolera bajo control estatal le cederá las áreas que estaba operando en la provincia a la empresa provincial estatal Fomicruz. Además, junto con la gobernación de Santa Cruz diseñará un programa de saneamiento ambiental. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín: y el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia a la empresa provincial estatal Fomicruz. A través de este acuerdo, la provincia y la petrolera definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros […]

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Empresas: GeoPark vende activos en Colombia y Brasil

Las ventas de activos no esenciales y no operados en Colombia y Brasil por un total de 20 millones de dólares, forman parte de un plan de reducción de costos. La iniciativa también incluye una evaluación de opciones estratégicas para sus activos en Ecuador y medidas de reducción y eficiencia de costos que la compañía espera generarán ahorros anuales de entre 5 y 7 millones de dólares y reducciones de personal, consultores, contratistas y otros gastos administrativos. Colombia El 14 de Marzo, GeoPark acordó transferir su participación en el Bloque Llanos 32, sujeto a la aprobación regulatoria, a su socio […]

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Inversiones: Grupo Hotelero Albamonte desembarca en Vaca Muerta

El proyecto contempla un total de 5 hoteles. Howard Johnson y Days Inn, marcas que maneja el Grupo Hotelero Albamonte (GHA) llegan a Vaca Muerta junto a la desarrolladora TBSA. La actividad desatada por el boom del petróleo y el gas ha transformado a la ciudad de Añelo (Neuquén) convirtiendo a esta y a la región en un gran motor económico, motivo por el cual ha impulsado una gran demanda de alojamiento para los trabajadores del sector llegados de distintas provincias, ejecutivos, empresarios y toda la comunidad comercial y de negocios que se mueve alrededor del negocio del petróleo y […]

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Minería: Aceleran yacimientos en el norte y lanzan mega proyecto energético con YPF y Central Puerto

La voracidad que evidencian los capitales internacionales respecto de las reservas de litio presentes en el norte del país sigue intensificando la proliferación de proyectos de extracción y el impulso de infraestructura alineada con las mineras. En ese sentido, los gobernadores de Jujuy, Catamarca y Salta concretaron una nueva reunión de la «Mesa del litio», que integran los mandatarios de las provincias productoras del mineral, y allí se rubricaron sendos acuerdos para incrementar la actividad de la coreana Posco en su iniciativa «Sal de Oro», en la frontera entre Salta y Catamarca, mientras que la británica Rio Tinto se comprometió […]

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Petróleo: Prorrogan 10 años las concesiones hidrocarburíferas en Malargüe y confirman inversiones millonarias en Vaca Muerta

Abarca a Cañadón Amarillo (USD 44 millones por petróleo no convencional), Altiplanicie del Payún y El Portón, a cargo de Quintana-TSB. Así se dio por finalizada la cesión estratégica del clúster sur del Plan Andes en Mendoza. Potenciando la exploración no convencional en Vaca Muerta, el Gobierno provincial autorizó la prórroga por 10 años de las concesiones de explotación hidrocarburífera en las áreas Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, tres de las seis que conformaron el denominado Clúster Sur de Plan Andes de YPF en Malargüe. En el caso de Cañadón Amarillo, ubicada sobre Vaca Muerta, la empresa […]

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Actualidad: Pasos previos para perforar el área Confluencia Sur

Inspectores de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, Hidrocarburos y el Departamento Provincial de Aguas verificaron en el área Confluencia Sur el cumplimiento de los requisitos ambientales previos a la perforación de cuatro nuevos pozos no convencionales en la formación Vaca Muerta. Durante la inspección conjunta al área operada por Phoenix a través de Petrolera El Trébol, se evaluó el estado de la locación donde se perforarán los pozos PET.RN.CoS.x-2(st), PET.RN.CoS.x-3(h), PET.RN.CoS.x-4(h) y PET.RN.CoS.x-5(h). Se verificó que la infraestructura cumpla con las condiciones constructivas establecidas en la evaluación del estudio de impacto ambiental. Se trata de un procedimiento que […]

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Inversiones: La petrolera de Eurnekian da su primer paso en Vaca Muerta

Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera que comanda Hugo Eurnekian, le compró a YPF el 49% del área neuquina Aguada del Chañar por US$ 75 millones, y dio así su primer paso en la formación no convencional de Vaca Muerta. Este es un campo que la petrolera le había comprado a la también estatal IEASA en 2019 el 100% por US$ 95 millones. Ahora se queda con el 51% restante y mantendrá la operación. CGC, además de pagar la compra, se comprometió a «solventar, por cuenta y orden de YPF, el 80,40% de los gastos, inversiones y costos de […]

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Empresas: La alianza digital que revoluciona la nueva apuesta de la empresa energética

Desde su lanzamiento en 2019, la app YPF se ha consolidado como la herramienta más visible de su estrategia de digitalización. Y va por más, con la ayuda del gigante tech. YPF Digital (YDI), la unidad encargada de gestionar los activos digitales de YPF, firmó un acuerdo estratégico con Google Cloud,una de las principales plataformas de servicios en la nube. Esta alianza busca mejorar la experiencia de los usuarios de la app YPF, la primera billetera digital lanzada por una empresa energética en Argentina, incorporando soluciones avanzadas de inteligencia artificial, análisis de datos y mayor seguridad en la nube. El […]

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Impresionante explosión e incendio de un gasoducto en Kuala Lumpur

Un enorme incendio se ocasionó en un gasoducto en el estado de Selangor, en el oeste de Malasia, el martes por la tarde. El siniestro fue extinguido a las 15:45 hora local, de acuerdo con las autoridades locales.

Un total de 305 personas fueron evacuadas con éxito de la zona, algunas de ellas fueron trasladadas a centros de evacuación temporales y las que necesitaban atención médica fueron enviadas a varios hospitales del estado, informó el ministro principal del estado, Amirudin Shari, en un comunicado.

Amirudin también afirmó que no se registraron muertes a consecuencia del incidente y agregó que en 72 horas estará listo un informe preliminar sobre el incidente.

“La seguridad de los residentes es nuestra máxima prioridad. Las dos zonas residenciales, en un radio de 290 metros del incidente, permanecerán cerradas y designadas como zonas prohibidas hasta que controles exhaustivos garanticen que es seguro para los residentes volver a casa”, indicó Amirudin, y añadió que el Gobierno estatal colaborará con el Gobierno federal para gestionar la situación y proteger a los afectados.

El director del departamento de bomberos y rescate del estado de Selangor, Wan Razali Wan Ismail, informó que 190 viviendas, 148 coches y 11 motocicletas resultaron dañados en el incendio. “Las viviendas y los vehículos afectados sufrieron daños de diversa consideración debido al fuego y al calor intenso”, señaló en un comunicado.

Videos que muestran el incendio imponente, que podía verse a varios kilómetros en el estado de Selangor, circularon desde esta madrugada y el público también reportó fuertes sonidos que acompañaron al incendio.

La petrolera nacional Petronas informó en un comunicado que el incendio se declaró en uno de sus gasoductos a las 8:10 a. m.

Cifras extraoficiales atribuidas a fuentes relacionadas con los servicios de Defensa Civil mencionaron que al menos 63 personas resultaron heridas y 112 vecinos se vieron afectados en la periferia de Kuala Lumpur.

Una gran columna de humo daba trabajo a los rescatistas y bomberos que trabajan para controlarlo y evacuar a los residentes, mientras que Petronas aisló el oleoducto.

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Hoy continúa FES Caribe 2025 con una jornada dedicada al almacenamiento energético

Luego de una exitosa primera jornada, FES Caribe 2025 continúa hoy con una agenda enfocada en uno de los temas más estratégicos para el sector: el almacenamiento energético.

En el marco de Future Energy Summit Solar & Storage, este segundo día reunirá a autoridades, empresas tecnológicas, inversores y desarrolladores para analizar cómo los sistemas de baterías (BESS) están redefiniendo el diseño de redes eléctricas resilientes, eficientes y sostenibles en la región.

La jornada contará con la participación de expertos y ejecutivos de alto nivel de compañías como CATL, CFS, FMO, FlexGen, Trina Storage, Servinca, Huawei, Sungrow, Seraphim, AES Puerto Rico, Genera PR, Dominion, Ventus, DIPREM y más, además de organismos como la Comisión Nacional de Energía (CNE), ETED, COHERSA, y la CNEE de Guatemala.

También se abordarán temas como la financiación de proyectos con almacenamiento, el papel de la cadena de valor tecnológica, la planificación de inversiones en redes, y casos de éxito en Puerto Rico y Guatemala, que marcan tendencia en la región.

FES Storage Caribbean se consolida así como la plataforma regional más relevante para discutir el despliegue de almacenamiento a gran escala, en un contexto de crecimiento sostenido de las energías renovables.

📺 Seguí la transmisión EN VIVO 🔴 en el canal oficial de YouTube de FES:
https://www.youtube.com/@futurenergysummit?sub_confirmation=1

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MSU Green Energy detecta señales de reactivación financiera para proyectos solares en Argentina

MSU Green Energy proyecta superar 1 GW de capacidad solar instalada en Argentina en los próximos tres años, con un crecimiento sostenido de su portafolio que ya incluye 230 MW en operación y 700 MW en distintas etapas de desarrollo. 

La compañía se apalanca en un modelo de negocios enfocado en la expansión territorial, el financiamiento internacional y la participación en marcos regulatorios que habiliten el crecimiento del sector, como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

“El RIGI es un mecanismo adecuado para proyectos de gran escala. Exige que no haya una alteración del balance de divisas a nivel nacional, entonces todo lo que se importe tiene que tener una contraparte en financiamiento externo. Entonces el mecanismo es bastante apropiado para armar ese financiamiento”, afirmó Tomás Darmandrail, gerente de Desarrollo Corporativo de MSU Green Energy, durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina.

Bajo el RIGI, la compañía avanza con un parque solar de 330 MW en Catamarca, que ya tiene prioridad de despacho adjudicada. El proyecto demandará una inversión estimada de entre USD 270 y 280 millones, y se prevé que su construcción inicie en la segunda mitad de 2025. 

“El proyecto ya tiene un grado de avance técnico bastante importante, estamos cerrando la compra de equipamiento crítico y trabajando en la estructuración financiera del proyecto, una de las partes complejas”, detalló Darmandrail.

Además, el portafolio solar operativo de MSU Green Energy incluye Las Lomas (32 MW) en La Rioja, Pampa del Infierno (130 MW), Charata (28 MW) y Villa Ángela (40 MW) en Chaco. A estos se suman obras en ejecución en Sáenz Peña, Castelli, Ingeniero Juárez y Las Lomitas, como parte de una estrategia que distribuye la capacidad renovable entre las provincias de La Rioja, Chaco y Formosa. 

Por lo que la proyección es clara: completar 370 MW aproximadamente para el cierre del 2025 y superar 1 GW de capacidad fotovoltaica instalada en Argentina en el transcurso de los próximos tres años. 

Uno de los aspectos clave en este proceso es el acceso al financiamiento y el cambio de condiciones si se acomoda la macroeconomía nacional y se acomoda positivamente el mercado energético argentino. 

Tal es así que Darmandrail advirtió un cambio de condiciones en los últimos años, de financiamiento a tasas convenientes y plazos que cerraba la rentabilidad adecuada de los proyectos, a tener que buscar tasas de mercado en el exterior, lo que obliga a un rediseño en la estructuración financiera de cada parque.

No obstante, el contexto internacional parece comenzar a abrir nuevas puertas. “Vemos interés de organismos multilaterales o bancos internacionales que hasta hace poco no tenían a Argentina en la agenda. Estamos recibiendo más contacto de esas entidades”, aseguró. 

“También tímidamente se abre la posibilidad de que se financien proyectos sin balance corporativo por detrás, considerando que en Argentina no hay project finance hace ya varios años”, agregó durante el panel de debate denominado “La visión de las grandes energéticas en el actual contexto de mercado argentino”. 

En este punto, Darmandrail valoró los recientes lineamientos de la Secretaría de Energía para “normalizar” el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), aunque reparó sobre sus limitaciones, dada la importancia de comprender cómo se desarrollará su implementación, en especial en lo que respecta a la segmentación de la demanda. 

“El tema hacia adelante es ver cómo se acomodan los precios relativos y los mecanismos de incentivo, principalmente con la división de la demanda prioritaria y la demanda no prioritaria. Todavía falta una bajada importante de números para entender cuál es el impacto de estos lineamientos”, concluyó.

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Zonificación estratégica: la clave que podría destrabar proyectos energéticos en Chile

Chile ha logrado que un gran porcentaje de su generación eléctrica provenga de fuentes renovables, en gran parte gracias a la entrada en operación de varios proyectos solares en el norte del país. 

Sin embargo, este avance contrasta con un problema estructural que persiste: la falta de infraestructura de transmisión y de regulación territorial y permisología adecuada para conectar esa energía con los centros de consumo ubicados principalmente en el centro del país, lo que se traduce en vertimientos ERNC que cada vez van más a la alza.

Cristóbal Correa, director de LAVÍN Abogados & Consultores, analizó los cuellos de botella para el desarrollo eficiente de proyectos energéticos, considerando la complejidad de los trámites, que requieren tanto permisos estatales como negociaciones con propietarios de terrenos, impacta de forma directa en la rentabilidad y bancabilidad de las iniciativas. 

“Cualquier modificación que ponga en riesgo la rentabilidad al proyecto, necesariamente va a impactar en el mercado financiero, en el acceso al financiamiento”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

En este contexto, la zonificación territorial y costera aparece como una de las soluciones más urgentes y estructurales. Correa propone que el Estado defina áreas concretas para la instalación de infraestructura esencial, como subestaciones eléctricas o corredores de transmisión, a fin de agilizar trámites, dar certeza a los desarrolladores y facilitar la convivencia con otras actividades productivas como la pesca o la salmonicultura.

La propuesta incluye la creación de una “carretera eléctrica”, una faja definida por el Estado mediante decretos que permita construir líneas de transmisión sin depender exclusivamente de largas negociaciones con privados, y que el gobierno brinde prioridad en tramitación de permisos.

“El Estado debe identificar sectores estratégicos y destinar predios fiscales o áreas marítimas específicas para infraestructura energética”, planteó Correa, que a modo de ejemplo, mencionó  lo que ocurre en la región de Magallanes, donde los proyectos de hidrógeno verde compiten por el uso del suelo y no existe una planificación clara sobre dónde se puede instalar infraestructura crítica como aerogeneradores, embarcaderos o ductos

“Ahora bien, como complemento los proyectos de H2V, que requieren una infraestructura en el borde costero, también se debe definir cuáles son los sectores más atractivos para la instalación de infraestructura, como muelles, ductos, embarcaderos, entre otros, que permitan conocer los lugares disponibles bajo administración fiscal”, complementó Correa.

“Chile tiene más de 7.000 kilómetros de costa. No todas las bahías en Chile están disponibles para este tipo de trabajo, porque se requiere una cierta estabilidad en el mar para que se aseguren una cantidad de embarcos al año que hagan que el proyecto finalmente económicamente sea viable, porque el gran desafío para el proyecto de hidrógeno verde en Chile es cómo trasladamos ese vector a los centros de consumo de una manera que sea económicamente viable y atractiva”, agregó. 

Desde su experiencia como director de LAVÍN Abogados & Consultores, Correa detalló que entre siete y diez iniciativas se encuentran actualmente en la búsqueda de aseguramiento territorial a través de la constitución de concesiones marítimas, por lo que el gran desafío es atraer inversión y contar con la asesoría necesaria para sortear las diferentes barreras.

Y aunque Chile ha delineado una ambiciosa hoja de ruta en H2V para el periodo 2023-2030, el cumplimiento de esos objetivos aún presenta incertidumbres: “Los ciclos políticos en Chile no permiten que los avances sean muy radicales”, comentó Correa, quien pone en duda la capacidad del país para posicionarse como líder global sin antes consolidar la infraestructura necesaria para transporte y almacenamiento del vector energético.

“Pero cuando tengamos la infraestructura instalada, vamos a estar bien posicionados para verificar si el mercado finalmente existe o no existe. Creo que el signo de interrogación todavía está en cómo podemos competir en el mercado global del hidrógeno verde considerando las barreras propias de la ubicación del país. Todo está encaminado a lograr los objetivos del plan, aunque el gran desafío al 2030 es consolidar la infraestructura necesaria para el transporte y almacenamiento del H2V”, concluyó. 

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360Energy prevé duplicar su potencia renovable en 18 meses como parte de su estrategia de expansión internacional

360Energy, una de las empresas líderes del sector de energías renovables en Argentina, proyecta duplicar su potencia instalada en el corto plazo, con un fuerte enfoque en proyectos multisitio, multitecnología y con expansión internacional.

“Duplicaremos nuestra capacidad operativa en los próximos 18 meses”, manifestó el director de Desarrollo Comercial de 360Energy, Ricardo Bernengo, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.  

“Nuestro objetivo es realizar esos proyectos solares que incluyen baterías y carport, estructuras grandes debajo de los autos, y el desafío es el multisitio, multipaís, multicliente y la multitecnología”, agregó durante el panel de debate denominado Energías renovables 360: Claves para un virtuoso desarrollo del mercado en Argentina.

Este crecimiento estará impulsado tanto por el desarrollo nacional como por la consolidación en mercados clave como Brasil, España, México e Italia, con intenciones de avanzar también en Estados Unidos, Alemania y Francia.

Incluso, la compañía ya cuenta con seis parques solares fotovoltaicos en Argentina y trabaja en cinco proyectos adicionales en el país. Sus activos están en el Noroeste Argentino (NOA), en las provincias de San Juan, Catamarca y La Rioja, donde posee 250 MW, de los cuales la mitad están destinados al Mercado a Término (MATER) y la otra mitad se comercializa a través de CAMMESA.

Y cabe recordar que tres de sus parques fueron asignados en la licitación RenMDI, siendo los únicos proyectos solares con baterías adjudicados en dicha convocatoria del 2023 y que empezarán a construirse en el presente año. 

“También contamos con proyectos de autogeneración en Córdoba y Buenos Aires, uno de esos con sistema carport; sumado a otro en España (autogeneración en Vigo), tres proyectos en Brasil y un gran desafío en México con 100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías, que será la segundo central más grande del mundo en carport”, detalló Bernengo.

Uno de los aspectos clave de la nueva etapa de crecimiento es el almacenamiento híbrido en sistemas solares, que bajo la mirada del especialista resulta cada vez más atractivo, como también el los virtual PPA (Power Purchase Agreement), contratos que permiten vender energía a precio fijo sin importar la localización del parque y el consumo. 

“Los virtual PPA son herramientas muy poderosas en sistemas de precio único y donde hay restricciones de transporte”, remarcó el ejecutivo, y anticipa su potencial adopción futura en Argentina ante un escenario de liberalización del mercado como mecanismos “poderosos” para generadores de energía y grandes usuarios. 

De todos modos, Bernengo subrayó que el avance de las energías limpias necesita de transmisión eléctrica acorde y acceso a financiamiento competitivo a largo plazo, porque de lo contrario las empresas podrían recaer en parques de menor escala en vez de utility scale a buenos precios. 

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Balance de gestión: UPME aprobó más de 8 GW y lidera 98 obras para transformar el sistema eléctrico

De acuerdo con Adrián Correa, el 2024 marcó un hito en materia minero energética en el país. La UPME aprobó 19 proyectos de infraestructura eléctrica, convirtiéndose en el periodo más fructífero de la historia de Colombia. Así mismo, fue el segundo año en la historia con más obras adjudicadas, alcanzando un total de 8.

Estas acciones se enmarcaron en la Misión Transmisión, que busca fortalecer y modernizar las redes eléctricas del país, tanto a nivel del Sistema de Transmisión Nacional (STN), como del Sistema de Transmisión Regional (STR). Se destacan la primera obra del STN aprobada para Chocó y la incorporación de Compensadores Síncronos al sistema.

Con el fin de que el país cuente con una red eléctrica más segura y confiable, en la Misión Transmisión, Adrián Correa destacó el portafolio estratégico del Plan Maestro de Modernización y Expansión de la Infraestructura de Transmisión Eléctrica, que propone 98 obras con tecnologías y soluciones de vanguardia, junto a un análisis de los habilitadores para poder incorporar estas obras y tecnologías propuestas al sistema eléctrico colombiano.

“Además de tener las que conocemos como redes clásicas, subestaciones, líneas de transmisión y los FACTS, también contará con conductores de alta temperatura para repotenciar corredores y transportar más corriente. Se implementarán baterías, más compensadores síncronos, y la que hemos llamado la mega obra, que es el uso de HVDC para inyectar energía renovable en la costa, onshore u offshore, hacia el centro del país”, puntualizó Adrián Correa Flórez.

Durante el periodo entre 2022 y el 2023, correspondiente al primer ciclo de asignación de capacidad de transporte, la UPME aprobó 190 solicitudes de conexión de plantas de generación correspondientes a 8,32 GW de capacidad agregada.

Líder de información del sector minero-energético

Pero el trabajo de la UPME va más allá. Durante este periodo se consolidó como el Chief Information Officer del sector minero energético, destacándose por su capacidad de generar y agrupar datos clave en herramientas innovadoras para la toma de decisiones. Ejemplo de ello es su Geoportal Sectorial, que reúne y facilita el acceso a información geográfica del sector: energía eléctrica, minería, hidrocarburos y prospección geológica.

Al respecto, Correa manifestó que “En los últimos dos años y medio modernizamos nuestro portal web, el Sistema de Información Minero Energético Colombiano (SIMEC), y desarrollamos once geovisores especializados, los cuales son esenciales para la planificación energética, como los de Capacidad Asignada, Proyectos de Generación e infraestructura energética, entre otros.”

Alternativas limpias para todos los colombianos

Después de cinco años se actualizó el Plan Nacional de Sustitución de Leña (PNSL). Actualmente, cerca del 10% de los hogares en Colombia aún cocinan con leña u otros combustibles ineficientes y contaminantes. El objetivo es reemplazar progresivamente estas fuentes por alternativas más limpias, alcanzando el 100% en 2050.

En este periodo, la UPME adjudicó la auditoría para 5 obras de los proyectos de infraestructura prioritaria de transporte (IPAT) del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Entre los proyectos, se incluye la bidireccionalidad Barranquilla- Ballena, Ballena- Barrancabermeja, las obras de interconexión en Ballena, la ampliación de la capacidad de transporte en los tramos Mariquita- Gualanday y Jamundí – Valle del Cauca, las cuales permitirán el flujo de este energético de la Costa Caribe hacia el interior del país.

Planeación de una minería para la vida

La UPME lideró la construcción y publicación del Plan Nacional de Desarrollo Minero 2024–2035. Esta herramienta de planificación integral y permanente, de acuerdo con lo manifestado por Correa Flórez, orienta el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros en Colombia. Promueve una minería responsable, que proteja el ambiente, respete los derechos comunitarios y aporte al empleo y la diversificación económica.

Este plan se realizó en tres fases: el diagnóstico sectorial desde los territorios, la formulación de estrategias para acciones y políticas a implementar para el desarrollo sostenible del sector; y la implementación y seguimiento. Además, se construyeron 9 diagnósticos de Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.

Enfoque territorial

En los últimos dos años y medio, la UPME enfocó su planificación en los territorios, reconociendo sus realidades y necesidades para promover un acceso energético más equitativo. Incorporó en la planeación a Chocó, Nariño, Cauca, Casanare, Norte de Santander y otras regiones históricamente excluidas de los grandes mapas del desarrollo. Este enfoque ha contado con la participación de más de 1.500 personas desde el año 2023.

Diversificación de la matriz energética

La UPME desarrolló la estrategia 6GW con la que se viene trabajando para incorporar 6 gigavatios (GW) de capacidad instalada en energías renovables para 2026. A la fecha se cuentan con 82 proyectos entre solares y eólicos. En operación 1.348,55 MW y en pruebas 731,34 MW para un total de 2.079,89 MW. Esto corresponde a un aumento del 700 % comparado con el año 2022, donde se tenía tan solo 297,08 MW, mostrando un compromiso por diversificar la matriz y reducir la dependencia de fuentes hidrotérmicas.

Pacto por una Transición Energética Justa Intensiva en Conocimiento

La UPME ha planificado el futuro minero energético en articulación con los territorios y la academia. Desde 2022, ha impulsado una planeación inclusiva y sostenible que facilitará transformaciones profundas en el sector. Pusimos la ciencia al servicio de las transformaciones que requiere el país para generar 19 estudios publicados y 20 finalizados y próximos a publicar.

Documentos claves para la planificación del sector minero-energético

Desde 2022, la UPME ha elaborado 98 documentos clave para la planificación del sector minero energético, incluyendo planes, estudios, informes, position papers y guías que fortalecen la discusión sobre la Transmisión Energética Justa y contribuyen a un futuro más seguro y sostenible. Invitamos a consultar nuestro portal web www.upme.gov.co donde se encuentran alojados todos los documentos.

Fortalecimiento institucional

Finalmente, el director de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME afirmó que la entidad ha avanzado en su modernización para fortalecer la planificación energética de Colombia. Con el Decreto 2121 de 2023, amplió su planta de 126 a 157 empleos, con un proyecto en curso para alcanzar 179. Además, en 2024, logró su primera negociación con Sintraminerales, culminando en un acuerdo final.

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Solis impulsa el futuro solar de Sudamérica: Clave en la expansión de 160GW de energía fotovoltaica para 2034

Sudamérica está en camino de agregar 160GW de capacidad de energía fotovoltaica (PV) para 2034, destacando el papel fundamental de la región en la transición global hacia energías renovables. Sin embargo, este rápido crecimiento enfrenta desafíos, como cortes de energía y una infraestructura de transmisión insuficiente, lo que obstaculiza la expansión solar.

En este contexto, la tecnología de almacenamiento de energía y los inversores de alta eficiencia han surgido como soluciones clave, con los inversores Solis desempeñando un papel vital en el desarrollo del mercado fotovoltaico de la región.

Desafíos del mercado fotovoltaico en Sudamérica

Países como Chile cuentan con abundantes recursos solares, pero la fragilidad de sus sistemas eléctricos limita el potencial de la energía solar. En 2024, Chile registró un récord de 6TWh de recorte de energía solar y eólica, más del doble que el año anterior, lo que resalta la urgente necesidad de fortalecer la seguridad y la resiliencia de su sistema eléctrico nacional.

En Chile, el inversor conectado a la red S6-GC3P150K-ND, con su alta potencia de salida y fiabilidad, se ha convertido en la opción preferida para plantas fotovoltaicas a gran escala. Por otro lado, el inversor de almacenamiento S6-EH1P(3-8)K-L-PLUS destaca en aplicaciones residenciales y comerciales pequeñas, ofreciendo una solución descentralizada para hacer frente a los apagones a nivel nacional.

Sinergia entre almacenamiento de energía e inversores

La adopción de tecnología de almacenamiento de energía es clave para resolver los problemas de recorte energético en Sudamérica, y los inversores son los facilitadores esenciales de sistemas solares con almacenamiento eficiente.

Los inversores de almacenamiento de Solis, como el S6-EH3P(30-50)K-H y el S6-EH1P(3-8)K-L-PLUS, no solo cuentan con una alta eficiencia de conversión, sino que también soportan una gestión inteligente de la energía, permitiendo ajustar de manera flexible la salida de potencia según la demanda de la red. Esta sinergia no solo mejora la utilización de la energía solar, sino que también refuerza la seguridad y la resiliencia del sistema eléctrico.

Solis, con sus innovadores inversores conectados a la red y de almacenamiento, desempeña un papel crucial en ayudar a la región a abordar los desafíos del recorte energético y fortalecer la estabilidad del sistema eléctrico. Para 2034, a medida que la región alcance su meta de agregar 160GW de nueva capacidad fotovoltaica, los inversores Solis seguirán siendo una fuerza impulsora en la transición energética de Sudamérica, allanando el camino hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

Acerca de Solis

Solis (Ginlong Technologies) es uno de los mayores y más experimentados fabricantes de inversores solares del mundo. Fundada en 2005, la empresa está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.
Para más información, visite www.solisinverters.com o síganos en redes sociales como Solis Latam.

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YPF y Santa Cruz acuerdan el traspaso de áreas convencionales

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en dicha provincia.

Mediante este MOU, Santa Cruz, Formicruz e YPF se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Formicruz, la empresa provincial de energía, y definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.

El programa de saneamiento ambiental es un requisito esencial planteado por la Gobernación.

Marín declaró “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes. La provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional, y por nuestro lado la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4” (de reestructuración de negocios, con foco en yacimientos no convencionales, como Vaca Muerta).

Los Bloques incluidos en el MOU con Santa Cruz : Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado-El Cordón, Los Perales–Las Mesetas, Cañadón León-Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida-Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.

El Memorando se firmó en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF, indicó la petrolera.

La retirada de las áreas maduras

Marín reiteró la semana pasada que el objetivo de que “este año YPF quede afuera” de la producción convencional en yacimientos hidrocarburíferos maduros en varias cuencas.

Describió en este sentido avances en los procesos de cesión de áreas (Plan Andes) a otras operadoras en Mendoza, en Neuquén, en Río Negro y en Chubut.

“En Santa Cruz y en Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales” (que condicionan la decisión) explicó Marín. Consideró que “YPF salió tarde de algunos campos maduros en estas provincias”, y aseveró que se toma en cuenta “salir lógicamente, con paz social” .

En alusión a estas dos provincias había descripto que “Estamos saneando el medio ambiente en cabeza de YPF, y cuando hagamos la saneamiento avanzaremos con la reversión” (de las áreas a las provincias). “Infiero que la política jugó fuerte para que YPF (de mayoría accionaria estatal) haya perdido plata durante muchos años manteniendo estas locaciones”, señaló Marín desde Neuquén.

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YPF acordó con Vidal la reversión de sus 10 concesiones petroleras en Santa Cruz

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín: y el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia a la empresa provincial estatal Fomicruz. A través de este acuerdo, la provincia y la petrolera definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos. 

Tras la firma del MOU, Marín expresó: “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes”.

El ejecutivo de YPF agregó que “la provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional y por nuestro lado, la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4”.

Los bloques

Los Bloques incluidos en el entendimiento son: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón  de la Escondida – Las Heras.

En estos últimos tres bloques, durante 2023 se realizaron en total 95 workover (reparaciones de pozos) con solo 23 resultados positivos (24,2%). Además, hubo 83 perforaciones (drilling) con apenas 20 resultados positivos (24,1%).

El Memorando se firmó hoy en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF.Además de las áreas se encuentran incluidas las concesiones de transporte asociadas a ellas, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido por la mañana de este miércoles.

, Redaccion EconoJournal

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República Dominicana licitará renovables con almacenamiento en 2025: se prevén 300 MW en baterías

República Dominicana alista una licitación clave para su matriz energética. Durante este año, el Gobierno prevé lanzar una convocatoria para incorporar proyectos de energías renovables acompañados de almacenamiento con baterías. Así lo confirmó el Ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante su participación en FES Caribe 2025, el foro energético más influyente de Hispanoamérica, que esta reuniendo en Santo Domingo a más de 500 líderes del sector público y privado, y que continuará su gira el próximo 24 de junio en Madrid, España, convocando a las principales compañías del sector energético renovable, tal como ya lo ha hecho en ediciones anteriores (descargar agenda del 2024).

“Tiene que ser en el 2025. Eso no puede pasar al 2026”, afirmó el ministro, en referencia a la urgencia de la licitación, durante la apertura del encuentro en República Dominicana. El objetivo es asegurar una penetración más robusta de las fuentes limpias, respondiendo al crecimiento de la demanda y a los desafíos operativos que ello implica para el sistema.

Una parte central del plan energético dominicano está enfocada en el almacenamiento. Santos Echavarría advirtió que el país se está preparando para el “invierno 2027”, un hito crítico que marcará la necesidad de tener al menos 300 megavatios en sistemas de baterías operativos. “Ya tenemos que tener una importante cantidad de almacenamiento, por lo menos 300 megavatios disponibles para esa fecha”, señalaó.

Este anuncio se alinea con la Resolución CNE-AD-0005-2024, emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que exige que los proyectos renovables entre 20 y 200 MWac incluyan un mínimo del 50% de capacidad en almacenamiento, con una duración de al menos cuatro horas. “Ya dictó una resolución en la cual los proyectos nuevos que tengan más de 20 megavatios, hasta 200 megavatios, requieren de por lo menos un 50% de almacenamiento”, recordó Santos Echavarría, destacando la presencia del director de la CNE, Edward Veras, en el evento.

Día 1 del mega encuentro de FES en República Dominicana

El sistema eléctrico nacional deberá enfrentar retos cada vez más complejos, como la estacionalidad y los picos de demanda. “La demanda va a sufrir cada vez más cambios estructurales. Va a generar mayores picos de demanda y mayor estacionalidad”, sostuvo el funcionario, quien enfatiza la necesidad de reforzar las capacidades del Organismo Coordinador del sistema.

La planificación energética de largo plazo se articula en torno a una visión donde el crecimiento de las renovables y la adopción de tecnologías digitales intensifican la demanda. En ese marco, el ministro destacó: “La tecnología tiene una característica, y es que es un gran demandante de energía”, lo que obliga a anticiparse con soluciones estructurales.

El proceso de licitación ya se encuentra en desarrollo. Según Santos Echavarría, las distribuidoras están trabajando en los términos y condiciones que regirán la próxima convocatoria. “Se está preparando ahora mismo una licitación de energía renovable que permita administrar el sistema en los próximos años”, detalló. La misma incluirá tanto generación como almacenamiento. “Generación y almacenamiento”, puntualizó cuando se le consulta si serán licitaciones conjuntas o separadas.

Gira de eventos FES

Uno de los puntos clave será la definición de precios de referencia, un aspecto que, según el ministro, ya cuenta con sustento técnico. “La Comisión Nacional de Energía tiene ya suficiente experiencia para establecer precios de referencia. Han evaluado una cantidad importante de proyectos”, explicó, asegurando que esta información servirá para dimensionar correctamente el volumen de megavatios a licitar.

Cabe resaltar que los encuentros de Future Energy Summit (FES) se destacan no sólo por recibir a las personalidades más influyentes vinculadas a las energías renovables, sino que también cuenta con espacios exclusivos de networking, donde compañías locales y globales celebran acuerdos que promueven la transición energética.

Un entorno favorable para inversiones renovables

Aunque el foco está puesto en la próxima licitación y los desafíos operativos que plantea el almacenamiento, el ministro también resaltó el posicionamiento del país como destino de inversiones en energía. “En los últimos dos años se ha sobrepasado los 1.000 millones de dólares en inversión extranjera”, subrayó, posicionando al sector energético como el segundo más atractivo de toda la economía dominicana.

Las renovables ya han tenido momentos en los que han aportado más del 50% de la energía suministrada, aunque de forma puntual. Santos Echavarría enfatizó que este hito no solo representa un avance, sino también una advertencia sobre la necesidad de estabilizar la red.

“Eso también te genera un gran reto”, sostuvo, al tiempo que menciona que los esfuerzos también están orientados a fortalecer la infraestructura de transmisión y distribución. “Hay proyectos para invertir unos 450 millones de dólares en transmisión”, indicó, con foco en el sur del país, donde el factor solar es particularmente alto.

Por su parte, en el área de distribución, se estima que se necesitarán unos 300 millones de dólares anuales para modernizar redes, incorporar transformadores y desplegar medidores inteligentes.

Mirada estructural a 12 años

En su intervención, el ministro insistió en la importancia de la coordinación entre el sector público y privado, a través de mesas de trabajo que definan acciones y metas para los próximos doce años. “Es una especie de pacto entre el sector público y el sector privado para poner en marcha cambios estructurales en la economía”, resumió.

Este enfoque trasciende el ámbito energético. Pero en ese sector en particular, el país apunta a que el 30% de la energía suplida provenga de fuentes renovables, lo cual implica seguir promoviendo proyectos y agilizando los permisos.

“El trabajo será seguir fomentando las renovables, seguir acelerando los procesos de permisología”, aseguró, anticipando que cada avance vendrá acompañado de nuevos retos operativos. La licitación de 2025 y la incorporación de almacenamiento serán claves para enfrentar esa transformación.

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Gas: El gobierno dio el paso previo a licitar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y detalló cómo adjudicará la capacidad de transporte

La Secretaría de Energía estableció los lineamientos para llevar a cabo la iniciativa privada que presentó Transportadora Gas del Sur para sumar 14 MMm3/d al Gasoducto Perito Moreno, que en la actualidad transporta hasta 21 MMm3/d. Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico, deberá renunciar al derecho de prioridad que tiene en el transporte desde la inauguración del gasoducto en junio de 2023. Los lineamientos aprobados prevén un sistema “open season”. La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó los lineamientos que le dan un paraguas legal al proyecto que presentó Transportadora Gas del Sur (TGS) para […]

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Gas: TotalEnergies hizo la primera exportación de gas de Vaca Muerta a Brasil vía Bolivia

La francesa TotalEnergies envió por primera vez 500.000 m3 de gas natural generado en Vaca Muerta a Brasil, a través de la reversión del gasoducto del Norte. TotalEnergies exportó el martes por primera vez gas natural desde la formación Vaca Muerta en la Argentina a Matrix Energía en San Pablo a través de un gasoducto de Bolivia, informaron a la agencia Reuters fuentes de la empresa y del Ministerio de Minas y Energía de Brasil. Fuentes de TotalEnergies informaron que la empresa exportó unos 500.000 metros cúbicos (m3) a Matrix mediante un contrato interrumpible, gracias a la reversión del gasoducto […]

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Minería: GLK Mining presentó su plan para el proyecto de cobre Kirwan XIV

El nuevo CEO de la empresa se reunió con autoridades de la Secretaría de Minería de la provincia y analizaron los avances del proyecto, para el que la empresa ya cuenta con los permisos para iniciar tareas de exploración superficial. El nuevo presidente y CEO de GLK Mining, Rodrigo Gómez Martínez, se reunió con la secretaria de Minería y Energía de Salta, Romina Sassarini, en un primer encuentro que permitió estrechar vínculos entre la empresa y la autoridad de aplicación provincial. Se trata de la primera reunión de la empresa con la secretaria desde la reciente renovación de autoridades, con […]

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Licitaciones: Bolivia convoca licitación para interconectar sistemas eléctricos de plantas de hidrocarburos

La estatal de hidrocarburos de Bolivia, YPFB, abrió una convocatoria por suministro eléctrico para sus operaciones de industrialización de gas natural. La obra apunta a interconectar las plantas de separación de líquidos y de GNL del complejo de licuefacción Río Grande, en el departamento de Santa Cruz, mediante una línea subterránea. La nueva infraestructura de despacho incluye una sala de control. La planta de líquidos tiene capacidad para procesar 200 millones de pies cúbicos diarios de gas para producir GLP, gasolina estabilizada y gasolina rica en isopentano y cuenta con tres unidades a gas Caterpillar, de 1,3MW cada una, para […]

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Vaca Muerta: Cómo impulsarán la Vaca Muerta mendocina

«Con esta decisión, la Provincia da por finalizado el proceso de cesiones y prórrogas del Plan Andes en Mendoza, consolidando así un modelo de desarrollo productivo con foco en inversión y sostenibilidad», destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre. Mendoza autorizó la prórroga por 10 años de las concesiones de explotación hidrocarburífera en las áreas Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, tres de las seis que conformaron el denominado Clúster Sur de Plan Andes de YPF. «Con esta decisión, la Provincia da por finalizado el proceso de cesiones y prórrogas del Plan Andes en Mendoza, consolidando […]

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Petróleo: Oldelval inaugura el proyecto Duplicar aumenta la capacidad de evacuación de crudo

El acto se realizará el viernes en la Estación de Bombeo Allen, con la presencia de los gobernadores de Río Negro y Neuquén, junto a la secretaria de Energía de la Nación. La obra generará ingresos anuales adicionales para el país por unos 8.000 millones de dólares. El viernes 4 de abril es la fecha marcada por Oleoductos del Valle (Oldelval) para la inauguración del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura clave para el sector energético de la Argentina. Con una inversión de 1.400 millones de dólares, la iniciativa permitirá aumentar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta […]

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Vaca Muerta: Tres empresas están interesadas en explorar en Mendoza

La UTE Quintana – TSB tiene planificado realizar una perforación no convencional, YPF sumó la solicitud de un tercer pozo y Aconcagua Energía manifestó interés. En mayo de 2024 se conocía que la primera etapa de exploración de YPF en la franja mendocina de Vaca Muerta había dado buenos resultados y la petrolera estatal iba a avanzar en una segunda instancia, con una nueva perforación. Este año, la empresa presentó el pedido para realizar un tercer pozo y la UTE Quintana – TSB, que se quedó con la concesión del clúster Mendoza Sur del proyecto Andes, también avanzará en tareas […]

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Vaca Muerta: Podría sumar hasta un 10% de superficie productiva

Las exploraciones en áreas de frontera revelaron el potencial para incorporar hasta 2.000 kilómetros cuadrados a la actividad hidrocarburífera. Los resultados en Río Negro impulsan nuevas perforaciones. Las recientes exploraciones en la formación Vaca Muerta indican que la superficie productiva podría expandirse hasta en un 10%, sumando entre 1.000 y 2.000 kilómetros cuadrados a las áreas actualmente en desarrollo. Así lo confirmó Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources (PGR), durante su participación en el ciclo Vaca Muerta Insights. El hallazgo se basa en los resultados obtenidos en zonas consideradas de frontera, fuera de las áreas tradicionalmente explotadas en Neuquén. […]

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Vaca Muerta: Inspección previa a una nueva perforación en Río Negro

Inspectores de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, Hidrocarburos y el Departamento Provincial de Aguas verificaron en el área Confluencia Sur el cumplimiento de los requisitos ambientales previos a la perforación de cuatro nuevos pozos no convencionales en la formación Vaca Muerta. Durante la inspección conjunta al área operada por Phoenix a través de Petrolera El Trébol, se evaluó el estado de la locación donde se perforarán los pozos PET.RN.CoS.x-2(st), PET.RN.CoS.x-3(h), PET.RN.CoS.x-4(h) y PET.RN.CoS.x-5(h). Se verificó que la infraestructura cumpla con las condiciones constructivas establecidas en la evaluación del estudio de impacto ambiental. Se trata de un procedimiento que […]

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Minería: Liderazgo con una visión estratégica hacia el futuro

Con logros destacados en 2024, como una movilización económica de más de 1.500 millones de dólares, avances en exploración y sostenibilidad, el Ministerio de Minería apuesta en 2025 a la digitalización, la llegada a las comunidades y el desarrollo responsable del sector. -LA MINERÍA, es un eje transversal en el desarrollo y transformación de la provincia de San Juan que tiene más de un 80% de su superficie con montañas y es un motor de crecimiento que impacta en múltiples sectores de la economía. -Durante 2024, se gestionaron más de 225 proyectos de prospección y exploración, distribuidos estratégicamente en 38 […]

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¡Es hoy! Comienza FES Caribe 2025, el encuentro que conecta al sector energético de Centroamérica y el Caribe

La espera terminó. Hoy comienza FES Caribe 2025, el foro energético más influyente de Centroamérica y el Caribe. En el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, autoridades, desarrolladores, inversores, generadores, EPCistas, fabricantes, organismos multilaterales y expertos de toda la región se reúnen para una doble jornada que promete marcar un antes y un después en el debate sobre el presente y futuro de las energías renovables y el almacenamiento.

Con más de 500 participantes confirmados, la agenda de FES Caribe incluye paneles de alto nivel institucional, conversaciones entre referentes del sector privado, keynotes técnicos de empresas líderes y espacios de networking diseñados para potenciar alianzas estratégicas y concretar nuevas oportunidades de inversión. La agenda completa puede consultarse online a través de este enlace oficial.

El evento contará con la participación de destacadas figuras como Joel Santos Echavarría, Edward Veras, Andrés Astacio, Betty Soto, Víctor Hugo Ventura, Rosina Hernández, Álvaro Villasante, Edy Jiménez, Manuel San Pablo, Silvia Alvarado, Fernando Alvarado, Charlotte Bruyer, Diego Quirós Ramos, entre otros referentes clave del sector público, financiero, técnico y empresarial.

Entre las temáticas destacadas se abordarán la expansión regional de la energía solar, la planificación de redes, la financiación de proyectos con almacenamiento, la innovación tecnológica, el rol del sector privado en las metas 2030, y el avance de los marcos regulatorios en toda la región. Además, este 3 de abril tendrá lugar el Especial Storage Day, una jornada exclusiva dedicada al almacenamiento energético, tecnología clave para garantizar la estabilidad de la red y acompañar el crecimiento de las renovables.

FES Caribe 2025 cuenta con el acompañamiento de más de 30 empresas partners, entre ellas:
Sungrow, JA Solar, Seraphim, CATL, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

El evento cuenta además con el respaldo institucional de OLADE, ASOFER y MER como Strategic Partners, consolidando a FES Caribe como el espacio donde convergen los sectores público y privado para impulsar la transición energética en el Caribe y Centroamérica.

📺 Seguí la transmisión EN VIVO 🔴 en el canal oficial de YouTube de FES:
https://www.youtube.com/@futurenergysummit?sub_confirmation=1

🎟️ Entradas aún disponibles para el segundo día del evento:
https://live.eventtia.com/es/fes-caribe/Entradas/

🔗 Agenda completa:
https://live.eventtia.com/es/fes-caribe/Agenda

🔗 Lista de partners:
https://live.eventtia.com/es/fes-caribe/Partners/

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Utreras traza el rumbo de GPM con foco en almacenamiento y modernización energética

Con más de 16 años de experiencia en el sector energético, Mauricio Utreras asumió la dirección ejecutiva de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) en Chile, que hoy representa cerca del 35% de la capacidad instalada nacional. 

“Ser el nuevo director ejecutivo de GPM es un tremendo desafío, dado que el gremio reúne a 19 empresas, de las cuales siete son de capitales internacionales y están invirtiendo principalmente en energías renovables” manifestó Utreras, quien dirigió anteriormente el Departamento de Información y Estadísticas en la Comisión Nacional de Energía y en 2016 fue reconocido por el World Energy Council como uno de los 100 futuros líderes del sector a nivel global, siendo el primer chileno en alcanzar esa distinción.

Uno de los pilares de la estrategia de GPM bajo el nuevo liderazgo es el almacenamiento energético como solución a los vertimientos, dado que según el gremio, para 2025, el 80% de las carteras de sus empresas asociadas incluirán proyectos híbridos. 

Tal es así que Utreras destacó que, a mediano plazo, el almacenamiento en sistemas BESS (Battery Energy Storage System) podría explotar aún más, “alcanzando el 50% de las energías renovables que hoy se están perdiendo”.

En cifras, GPM estima que entre 4,5 y 5 TWh renovables se pierden anualmente en Chile, lo que equivale a un mes y medio de generación limpia, en medio de un contexto donde el país planea desconectar un gigavatio de generación a carbón en 2025. 

No obstante, para que el sector siga definiendo estrategias de negocio, desde el gremio plantearon la importancia de lograr reglas claras para la industria eléctrica y mejoras en la regulación, principalmente vinculadas con los retiros, inyecciones y su valorización en tiempo real.

Para ello, Utreras reveló que GPM definió una nueva planificación estratégica que identifica tres proyectos de leyes prioritarias para el gremio: PdL de ampliación de subsidios eléctricos (y la implicancia del cargo a los PMGD), PdL de permisología y el PdL de modernización de los sistemas medianos que no forman parte del SEN. 

“Hay un perjuicio hacia los Pequeños Medios de Generación Distribuida por el porque existe un cargo Fondo de Estabilización de Tarifa (FET) que busca disminuir los ingresos de los PMGD, los cuales podrían bajar hasta un 27%, para financiar los subsidios”, sostuvo 

“Esto no solo afecta lo económico, sino que también la certeza jurídica y la historia de Chile de respetar contratos. Pero de concretarse, cerca de 64 de los 180 PMGD analizados por GPM entrarían en default el primer año, porque no son capaces de financiar su flujo de caja con una disminución de ingresos del 27%”, subrayó en diálogo con Energía Estratégica.

Y aunque la propuesta del Cargo FET fue rechazada en la Cámara de Diputados, se prevé que el Poder Ejecutivo reingrese la iniciativa que podría prolongarse hasta 2027 y, en caso de extensión, hasta 2028 con un eventual cargo de compensación.

El segundo proyecto de ley que sigue de cerca GPM es la reforma a la permisología. El gremio apoya el nuevo marco de autorizaciones sectoriales que busca acelerar permisos mediante plataformas digitales y regular el silencio administrativo. 

“Hemos visto que los costos asociados a permisos y compromisos socioambientales llegan hasta el 10% de la inversión de un proyecto”, precisó Utreras.

Además, advirtiendo que la incertidumbre en los plazos de respuesta afecta la viabilidad y oportunidad de las inversiones, en especial en un contexto de 60% de retraso en las inversiones de transmisión y que, por ende, los proyectos estratégicos de almacenamiento necesitan priorización para continuar y no seguir perdiendo los flujos de energía actuales.

La tercera iniciativa que respalda GPM es la modernización de los sistemas medianos, a fin de modernizarlos e implementar nuevas soluciones técnicas, tecnologías, almacenamiento y más ERNC, a la par de que lograr un impacto positivo en economía locales con menores costos para los usuarios potenciales e inversionistas de la zona.

“Está en tramitación en la Cámara de Diputados, pero el Poder Ejecutivo recientemente le dio carácter de suma urgencia y nuevamente activará la iniciativa”, remarcó el flamante director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores.

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Optimismo de Sungrow por la licitación de almacenamiento en Argentina

Sungrow Power Supply, fabricante líder mundial de inversores y sistemas de almacenamiento energético, está expectante de nuevas oportunidades que se abren en el sector eléctrico en Argentina. Entre ellas, ve con entusiasmo el nuevo escenario que abre en el país con la licitación “AlmaGBA”.

Durante el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Danisa Butko, Key Account Manager de Sungrow, resaltó: “Estamos muy optimistas del mercado argentino con esta licitación de los 500 MW de almacenamiento”, en alusión a la reciente convocatoria lanzada por la Secretaría de Energía.

La iniciativa tiene como objetivo adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS, con capacidad de almacenamiento de cuatro horas continuas por ciclo de descarga, destinados a las redes de Edenor y Edesur para mitigar riesgos de cortes eléctricos en el AMBA durante el verano. El proceso contempla una ventana para recibir ofertas hasta el 19 de mayo, con apertura de sobres B el 18 de junio y adjudicación el 27 del mismo mes.

“Lo vemos un tema bastante interesante esta licitación que va a tirar bastante inversión extranjera en el mercado”, manifiesta Butko, subrayando la importancia estratégica de la iniciativa para fomentar capital foráneo en el sector energético argentino.

La ejecutiva también destacó la escala de operaciones que ya maneja Sungrow en la región: “En Latinoamérica contamos con 6.5 GWh cerrados en almacenamiento, así que estamos bastante contentos de poder ofertar nuestra expertise aquí en el mercado”.

Sungrow no solo busca ofrecer tecnología, sino también acompañamiento desde etapas tempranas hasta la operación y mantenimiento en lo que dure el periodo de contrato. En ese sentido, Butko puntualiza: “Nosotros siempre podemos ofertar la parte de operación de mantenimiento en todos nuestros proyectos como lo estamos haciendo por ejemplo en Chile”. Allí, la compañía cuenta con una oficina compuesta por aproximadamente 90 personas, la mitad de ellas dedicadas a tareas de operación y mantenimiento, un aspecto que la empresa considera “muy importante”.

Para replicar ese modelo en Argentina, la firma ya trabaja con service partners que les permitan garantizar los mismos estándares de servicio que brindan en otros países. “Estamos colaborando con service partners para poder dar los mismos beneficios que estamos ofertando en Chile”, sostiene Butko.

En este marco, Sungrow ya cuenta con un caso emblemático en el país: el proyecto Mariano, de casi 290 MWh de baterías en una microrred ubicada en provincia de Salta, donde también se integra generación solar. “Es un proyecto solar y de batería, entonces aquí también estamos hablando de un proyecto de hibridación muy importante”, remarca la representante de la compañía.

Invitación al ecosistema y visión a futuro

Sungrow busca posicionarse como un socio estratégico y confiable para los distintos actores interesados en la licitación. “Estamos invitando a los principales jugadores si quieren ir a visitar a nuestra oficina, el service center de Chile y también plantas de batería”, extiende Butko como parte de su propuesta de valor y de transferencia de conocimiento.

La empresa, con fuerte foco en innovación tecnológica y presencia global, está lista para convertirse en un pilar de la transición energética en Argentina. “Queríamos simplemente decir que quien quiere saber más respecto a Sungrow, respecto a las soluciones que podemos ofertar, yo estoy aquí a disposición”, asegura Butko, e indica también la participación de Gonzalo Feito, director de Latinoamérica, como parte del equipo que acompaña este proceso.

Con un track récord sólido en Latinoamérica, la compañía aspira a ser un actor clave en la implementación de los proyectos BESS previstos en esta licitación. “Vamos a esperar que los principales actores quieran conversar con nosotros y poder ser una puerta con nuestra expertise”, concluye la ejecutiva.

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Honduras lanza la licitación de la presa multipropósito El Tablón

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) anunció el lanzamiento de dos convocatorias a licitación pública internacional vinculadas a la represa multipropósito El Tablón.

Se trata por un lado de la No.001-ENEE-UEPER-2025 que busca adjudicar a contratistas para encargarse de obras del proyecto hidroeléctrico y obras anexas; y por otro lado de la N°002-ENEE-UEPER-2025 que busca consultores interesados en la supervisión del diseño de detalle y construcción.

El ministro de Energía, Erick Tejada, recordó que desde 1974 ha estado bajo discusión la ejecución de la represa El Tablón sin convertirse en realidad si no hasta que el gobierno de Xiomara Castro puso certeza en el financiamiento y proceso de selección de los actores involucrados en su realización.

“Finalmente, después de 40 años de promesas vacías y rotas hemos lanzado ya públicamente la licitación para la construcción de la represa. Ha sido todo un proceso arduo desde la actualización de los estudios, ahora elaborar los términos de referencia y finalmente publicar las bases. Esperamos abrir ofertas a finales de junio de este año y que se coloque la primera piedra en octubre del 2025”, expresó Tejada.

La elección de la fecha no es menor ya que busca brindar certeza sobre este proyecto antes de las elecciones generales de Honduras, previstas para el 30 de noviembre del 2025. Luego, según el Contrato de Diseño y Construcción de obra, el plazo para la ejecución de las obras es de 48 meses a partir de la orden de inicio.

Este proyecto alberga 3 turbinas tipo Francis de eje vertical que entregarán una potencia nominal de 4.89 MW cada una y una potencia máxima de 5.69 MW cada una, para una potencia máxima instalada de 17.07 MW.

Será una obra de 59.70 metros de altura desde el cimiento hasta el parapeto, con dos tipos de presas, una de enrocado con núcleo de arcilla en la margen derecha y otra de concreto compactado con rodillo en la margen izquierda.

En adición, se requiere que el contratista esté a cargo de obras anexas tales como aquellas que requerirán el diseño, ejecución, suministro, montaje y puesta en marcha de la línea de interconexión, incluyendo todos los equipos necesarios para la completa operación del sistema de generación; la reubicación de la Carretera CA-4 y el puente sobre el río Cañas; y otras obras como protección en el río Mazapa, drenaje pluvial en Quimistán y otras compensaciones.

Pero más allá de las particularidades técnicas, su fin multiproposito marca su importancia de aplicación. Esta obra representa una respuesta contundente a mitigar las inundaciones en el Valle de Sula, ya que tendrá la capacidad de contener caudales de hasta tres veces más que los registrados durante el paso de los huracanes Eta y Iota.

Aquello no sería todo. Este emblema de generación renovable también contribuirá al desarrollo energético y competitividad de las industrias a las que podrá suministrar electricidad limpia.

Al respecto, es preciso indicar que el Valle de Sula que abarca parte del departamento de Cortés es reconocido por su productividad agrícola e industrial, al albergar zonas francas, maquilas y una gran infraestructura como puertos y aeropuertos.

Todos los interesados en los procesos de selección para supervisión o construcción aún tienen tiempo de participar. La fecha límite para la presentación de las ofertas se fijó para el 27 de mayo de 2025 en el caso de consultoras que compitan por el contrato de supervisión y hasta el 26 de junio del 2025 para contratistas que quieran disputarse el diseño y obras.

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Solar Steel presenta su nuevo seguidor solar 1P: TracSmarT+1P

Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de estructuras y seguidores solares, anuncia el lanzamiento de su último desarrollo, con el que promete marcar un antes y un después en el sector: su nuevo seguidor solar 1P: TracSmarT+1P.

Esta solución avanzada está diseñada para optimizar al máximo el LCOE en proyectos solares fotovoltaicos, consolidando la presencia de la compañía en los mercados internacionales.

Características destacadas:

  • Reducción de tiempos de montaje: El seguidor solar 1P de Gonvarri Solar Steel ha sido diseñado con un enfoque en la eficiencia de instalación. Su estructura optimizada permite un ensamblaje más rápido y sencillo, reduciendo significativamente el tiempo necesario para poner en funcionamiento el sistema. Esto minimiza los costos laborales y acelera el tiempo de retorno de la inversión para los proyectos solares.
  • Rango de movimiento ampliado: Una de las características más destacadas del seguidor solar 1P es su capacidad para inclinarse hasta 60º. Esta flexibilidad permite que el sistema ajuste su orientación para captar la máxima cantidad de luz solar en diferentes momentos del día y en diversas condiciones climáticas, mejorando así el rendimiento energético y la eficiencia general del sistema ante posibles condiciones climáticas adversas como las lluvias intensas y el granizo.
  • Menor número de piezas: La simplicidad es clave en el diseño del seguidor solar 1P. Con un menor número de componentes, la estructura no solo es más fácil de montar, sino que también reduce la probabilidad de fallos mecánicos. Esta simplificación se traduce en menores costes de mantenimiento y una mayor durabilidad del sistema.
  • Sistema de bloqueo mecánico: Para garantizar la estabilidad y seguridad del seguidor solar 1P, se ha incorporado un sistema de bloqueo mecánico robusto. Este mecanismo asegura que el seguidor permanezca en su posición deseada, incluso ante grandes rachas de viento, proporcionando una mayor fiabilidad y protección para la infraestructura solar, minimizando los efectos aeroelásticos.

  • Tecnología SmarTSlope: La tecnología SmarTSlope by Solar Steel integrada en el seguidor solar 1P permite que el sistema se adapte de manera eficiente a terrenos con irregularidades en las pendientes. Esta capacidad de ajuste asegura que el seguidor pueda ser instalado en una variedad de entornos, maximizando la captación de energía solar y optimizando el rendimiento del proyecto, independientemente de las características del terreno, y sin la necesidad de utilizar filas acortadas.

El nuevo seguidor TracSmarT+1P de Gonvarri Solar Steel es bifila, diseñado para ofrecer una técnica de montaje ágil y eficiente. Aunque esta configuración bifila predominará en los nuevos proyectos que ya están en desarrollo, la compañía también ofrece una versión monofila del producto. Esta versión monofila proporciona una total adaptación a los layouts más complejos de los mercados en los que opera, cumpliendo rigurosamente con las normativas vigentes.

Además, esta nueva configuración incorpora el diseño previamente presentado para la línea de venta agrivoltaica AgriPV by Solar Steel. Este producto cumple con la normativa publicada en los diferentes países europeos donde ya está regulada, ofreciendo un ground clearance adaptable según la necesidad del cliente y del proyecto, de hasta 2.1 metros. Válido para aplicaciones en agricultura avanzada y ganadería, sin comprometer el rendimiento energético.

Con esta nueva configuración, Solar Steel refuerza su liderazgo en la industria solar, ampliando su cartera de proyectos y ofreciendo soluciones que responden a las necesidades específicas de cada cliente y mercado.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 24 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com

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DAS Solar se une a la Iniciativa de Sostenibilidad Solar (SSI) para impulsar sus esfuerzos de sostenibilidad

DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, se ha unido recientemente a la Solar Stewardship Initiative (SSI), un paso significativo para alinearse con los estándares globales de gobernanza ESG y construir una cadena de valor sostenible.

La SSI es un programa de garantía de sostenibilidad específico para el sector solar, lanzado conjuntamente por SolarPower Europe y Solar Energy UK. Esta iniciativa busca crear una cadena de valor solar responsable, transparente y sostenible, combinando la integridad de la cadena de suministro con un mejor desempeño en ESG. Hasta la fecha, la SSI ha obtenido el apoyo de más de 60 empresas solares, cubriendo una parte importante del mercado solar europeo y toda la cadena industrial.

En octubre de 2023, la SSI presentó oficialmente su estándar ESG, estableciendo un conjunto integral de indicadores clave para mejorar la sostenibilidad de la cadena de suministro. Este marco abarca el impacto ambiental, los derechos humanos y la gobernanza, marcando un referente en el desempeño ESG de la industria. A través de la certificación SSI, los fabricantes de módulos pueden demostrar sus logros en sostenibilidad a lo largo de su proceso productivo, mostrando su cumplimiento con las mejores prácticas internacionales. Esta certificación sirve como una señal clara para los grupos de interés —incluyendo a los clientes— sobre el firme compromiso de una empresa con los principios ESG, ayudando a mejorar la eficiencia operativa y la credibilidad de la marca.

DAS Solar ha destacado consistentemente en prácticas ESG, implementando activamente su iniciativa DASGREEN. La compañía está comprometida con avanzar en gobernanza corporativa, impulsar la innovación tecnológica, promover el desarrollo verde y sostenible, y cumplir con sus responsabilidades sociales. Al optimizar y fortalecer continuamente su marco de gobernanza, DAS Solar garantiza una toma de decisiones científica, una gestión efectiva de riesgos y una transparencia en la información, estableciendo estándares líderes en la industria que sientan las bases para su crecimiento a largo plazo.

En manufactura verde, DAS Solar ha logrado avances notables en la reducción de emisiones de carbono durante todo el ciclo de vida de sus productos. La empresa incorpora principios de diseño ecológico, sustituye sustancias peligrosas, reduce el grosor de las obleas de silicio y mejora técnicas y procesos productivos, minimizando así los residuos de los módulos desde su origen. Además, DAS Solar es pionera en tecnologías avanzadas de reciclaje para módulos fuera de servicio, utilizando un proceso de desmontaje puramente físico. La compañía aplica sistemas innovadores como el desensamblaje adaptativo de marcos, el pelado térmico, el procesamiento de polvo ultrafino, la separación multietapa de componentes y sistemas integrales de eliminación de polvo. Este proceso innovador no genera residuos, aguas residuales ni emisiones, garantizando además cero contaminación por polvo.

Las cuatro bases de producción de DAS Solar en Quzhou, Taizhou, Zhangzhou y Bengbu han superado la verificación de carbono de TÜV SÜD y obtenido la certificación ISO 14064 en verificación de gases de efecto invernadero. En particular, las fábricas de Zhangzhou y Quzhou han recibido la certificación «Zero Carbon Factory» en reconocimiento a su destacado desempeño en ahorro energético, reducción de emisiones y uso de energías limpias, consolidándose como modelos de manufactura verde.

En formación y desarrollo de talento, DAS Solar promueve los principios de igualdad, diversidad e inclusión, integrándolos en todos los aspectos de reclutamiento, capacitación y operaciones diarias. La compañía se compromete a crear un entorno laboral libre de prejuicios que fomente la creatividad y la innovación. Además, ha establecido un sistema de gestión de recursos humano estandarizado y transparente que protege los derechos de los empleados y promueve la competencia justa. Para apoyar el crecimiento profesional, ofrece diversos programas de desarrollo diseñados para alinear el crecimiento personal de los empleados con los objetivos de sostenibilidad a largo plazo de la empresa, construyendo un camino colaborativo hacia el éxito mutuo.

En el cumplimiento de sus responsabilidades sociales, DAS Solar adopta un modelo de fabricación descentralizado, impulsando el crecimiento de cadenas de suministro locales y fortaleciendo los ecosistemas industriales regionales. Este efecto de agrupación mejora la competitividad de las economías locales, acelera la integración de recursos industriales y atrae talento, capital y tecnología. El modelo operativo de DAS Solar también contribuye a estrategias de revitalización rural, inyectando impulso sostenible al desarrollo económico local.

Mirando hacia el futuro, como nuevo miembro de la SSI, DAS Solar apoyará activamente esta iniciativa, integrando estrategias ESG en su núcleo. Con la visión de fomentar la armonía entre las personas y la naturaleza y avanzar hacia un desarrollo sostenible, DAS Solar está comprometida a acelerar la transición global hacia energías verdes y contribuir a la sostenibilidad a largo plazo de la industria solar.

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Tarifas de gas: la decisión oficial que expone la quiebra del régimen especial de zonas frías desvirtuado por el cristinismo

“Es fundamental destacar que esta propuesta no requiere de aportes del Tesoro Nacional. Se autofinancia”, aseguró el 7 de junio de 2021 en la Cámara de Diputados el entonces interventor de Enargas, Federico Bernal, cuando fue a defender el proyecto de ampliación del Régimen de Zonas Frías. El funcionario aseguró en ese momento que el subsidio a los 850 mil hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe se financiaba con un recargo de 4,46% pagado por los usuarios del resto del país y que la ampliación a otros 3,1 millones de hogares se iba a poder solventar elevando ese recargo a 5,4% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte.

Desde la oposición remarcaron que no había cálculo matemático capaz de respaldar esa afirmación, pero el proyecto igual se aprobó. Como era de esperar, la ampliación no se financió con ese recargo y en la actualidad es el Tesoro el que pone la diferencia. El gobierno elevó este martes el recargo de 5,4% a 6% para reducir el aporte del erario público, pero fuentes oficiales destacaron a EconoJournal que deberían aumentarlo a 10% para que se autofinancie como había prometido Bernal.

El régimen de “zonas frías” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Desde entonces, los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.

Un dato que pasó relativamente desapercibido fue que dicha norma incorporó también en su artículo 4 como potenciales beneficiarios a localidades de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, San Luis, Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy que en el futuro sean abastecidas con gas natural o gas licuado de petróleo de uso domiciliario, las cuales deberán recibir el beneficio a partir de ese momento en forma automática.

Un régimen desnaturalizado

La ampliación desnaturalizó el régimen original que había sido diseñado para beneficiar fundamentalmente a la Patagonia no solo en base al rigor climático imperante en esa región, sino también tomando en cuenta motivos de orden socioeconómicos y geopolíticos.

La sustentabilidad de ese sistema de zona fría ampliado, que, pese a lo dicho por Bernal, no se autofinanciaba ni siquiera en sus inicios, empeoró significativamente luego de la aprobación de la ley 27.637 porque, como destacó la consultora Economía y Energía, el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al régimen, mientras que en las provincias que quedaron fuera del programa la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.

“Con la creciente concentración de los beneficiarios en las provincias más favorecidas económicamente y la persistente falta de un enfoque sostenible en el consumo de gas, el Régimen de Zona Fría parece estar en una encrucijada que exige una revisión profunda para garantizar que el beneficio sea justo y eficiente para todos los sectores del país”, cuestionó el informe. “Hoy el alcance de este instrumento es de un 49% de los usuarios argentinos, incluyendo a la zona con el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita más alto del país”, precisó Nicolás Arceo, titular de la consultora, al ser consultado por el informe en la última emisión de Dínamo.

El gobierno busca modificar este régimen que desvirtuó el esquema original y en la actualidad beneficia incluso a hogares de altos ingresos de zonas ricas del país. Sin embargo, al haber sido aprobado por ley resulta difícil que los legisladores convaliden una marcha atrás y menos en un período electoral. Por lo tanto, lo que se decidió es comenzar e incrementar el recargo.

¿Qué es el Fondo Patagónico?

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.

El Fondo se financia con un recargo que pagan los usuarios del resto del país y las distribuidoras transfieren al productor que opera como agente de retención. La ley 25.565 establece en su artículo 75 que ese recargo puede ser de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en punto de ingreso al sistema de transporte, por cada m3 de 9.300 kilocalorias y se aplica a la totalidad de los metros cúbicos consumidos y/o comercializados por redes. No obstante, la ley 27.637 modificó en su artículo 2 el cuarto párrafo de ese artículo 75 autorizando al Poder Ejecutivo a aumentar o disminuir hasta un 50% el porcentaje tope de recargo. Por lo tanto, en la actualidad podría ser subido hasta un 11,25%.

En mayo de 2002 el valor del recargo se fijó en 0,004 pesos por m3 a través del decreto 786/2002 y se precisó que dicho valor sería establecido por el Ministerio de Economía a propuesta del Enargas. En noviembre de 2017 el Ministerio de Energía fijó el recargo en 2,58% a través de la resolución 474/17 con el objetivo de que dicho fondo pudiera financiar la totalidad del costo de las tarifas diferenciales.

En septiembre de 2018 se volvió a actualizar ese valor y se lo llevó a 2,96% a través de la resolución 14/218. En mayo de 2019 el Enargas estimó que era necesario elevar ese porcentaje al 4,46% para garantizar el normal financiamiento del fondo y la Secretaría de Energía convalidó ese nuevo porcentaje a través de la resolución 312/19. En junio de 2021 la ley 27.637 subió el porcentaje al 5,4% y ahora el gobierno de Javier Milei lo elevó a 6% a través de la resolución 356/2025.

, Fernando Krakowiak

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Gas: Energía activó aumento de abril en Distribución y en el PIST

En base a los criterios fijados por el Ministerio de Economía, la Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 139/2025, la entrada en vigencia a partir del 1 de abril de nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y nuevos cuadros tarifarios para el servicio de Distribución de gas natural por redes, con un aumento de 2,5 por ciento.

A modo de ejemplo, el precio del gas PIST en abril para los usuarios atendidos por MetroGAS es de U$S 3,085 por Millón de BTU; y es de U$S 3,128 por MBTU en el área de Naturgy BAN. Rige para los Usuarios categorizados N1, N2 y N3, y para los del Servicio General P (servicio de gas para usos no domésticos, en el que el cliente no tiene una cantidad contractual mínima).

Los usuarios N1 pagan tarifa plena, en tanto que para los Usuarios N2 y N3 (Ingresos bajos, e Ingresos medios) se aplica una bonificación tarifaria hasta cubrir un límite de consumo, debiendo pagar tarifa plena para el consumo que exceda dichos mínimos según cada categoría.

La S.E., a cargo de María Tettamanti, instruyó al ENARGAS a que disponga que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen el precio de gas natural en el PIST establecido y, en los casos que corresponda, las bonificaciones dispuestas por la Resolución 24/2025 de la Secretaría.

En los considerandos de la R-139 se hace referencia a que “a través de la Resolución 384/2024 la S.E. dispuso la prórroga, por un plazo de SEIS (6) meses contados a partir del 1° de diciembre de 2024, del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados establecido en el Decreto 465/24.

En tal contexto, el Ministerio de Economía instruyó a Energía a “continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”.

Entonces, Economía instruyó a la S.E. para incrementar las tarifas de distribución de gas natural en el 2,5 por ciento, y aplicar también el nuevo precio (dolarizado) de gas natural en el PIST.

También recuerda la R-139 que “a través del Decreto 1023/2024 se dispuso la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/23, en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal , y de transporte y distribución de gas natural, hasta el 9 de julio de 2025.

Por el citado decreto 1023 se “instruyó” a Energía para “establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías”.

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Los aranceles «recíprocos» de Trump no regirán sobre las importaciones de petróleo y gas natural en EE.UU.

El presidente de EE.UU., Donald Trump, reveló este miércoles los aranceles «recíprocos» que comenzarán a cobrar sobre las importaciones en los próximos días. Tras presentar los aranceles, que serán del 10% sobre las importaciones desde la Argentina, la Casa Blanca aclaró que las importaciones de petróleo crudo, gas natural y otros ítems estarán exentas de pagar estos nuevos aranceles, a fin de evitar un aumento en el precio final de los combustibles y de las tarifas de energía y gas natural.

La administración Trump había marcado el miércoles dos de abril para celebrar el «Día de la Liberación», un evento que no era ni más ni menos que el anuncio de los denominados aranceles «recíprocos». El objetivo es establecer aranceles supuestamente proporcionales a los impuestos que pagan las exportaciones de los EE.UU. para ingresar en cada país.

El presidente finalmente anunció un arancel general mínimo del 10% que comenzará a regir a partir del sábado cinco de abril y alcanzará a la mayoría de los países, incluyendo a la Argentina.

En cambio, se aplicarán aranceles superiores al 10% sobre las importaciones desde unos 60 países. Por ejemplo, las importaciones desde China pagarán un arancel del 34%, y desde los países que integran la Unión Europea pagarán un 20%.

“Les cobraremos aproximadamente la mitad de lo que nos han estado cobrando, así que los aranceles no serán totalmente recíprocos”, dijo Trump desde el Jardín de las Rosas en la Casa Blanca. “Podría haberlo hecho, supongo, pero habría sido difícil para muchos países y no queríamos hacerlo”, añadió.

Petróleo y gas no pagarán los aranceles

Mientras que los anuncios tuvieron un fuerte impacto en la apertura de los mercados en Asia, los mercados de commodities se mostraron menos volátiles. La Casa Blanca aclaró que las importaciones de petróleo crudo y gas natural quedaron exentas del pago de estos nuevos aranceles.

El American Petroleum Institute (API), la principal asociación de la industria petrolera estadounidense, celebró la exclusión del pago de aranceles sobre las importaciones de energía.

«Celebramos la decisión del presidente Trump de excluir el petróleo y el gas natural de los nuevos aranceles, lo que subraya la complejidad de los mercados energéticos globales integrados y la importancia del papel de Estados Unidos como exportador neto de energía. Seguiremos trabajando con la administración Trump en políticas comerciales que apoyen el dominio energético estadounidense», dijo el presidente y CEO de API, Mike Sommers.

Las importaciones de acero, aluminio, cobre y oro también quedaron exentas de pagar estos nuevos impuestos. Las importaciones de acero y aluminio ya estan pagando un arancel del 25%, dispuesto por la administración actual.

Milei con Trump

Si bien la Argentina engrosa la lista de los países menos afectados (que pagarán el arancel mínimo del 10%), el tema podría ser abordado por el presidente Javier Milei en una posible reunión con Donald Trump en las próximas horas en los EE.UU. Pero el objetivo prioritario es lograr un respaldo más contundente del gobierno estadounidense en las negociaciones entre la Argentina y el Fondo Monetario Internacional por un nuevo desembolso de US$ 20.000 millones.

Milei asistirá a la “Gala de los Patriotas Americanos”, organizada por la ONG “We Fund the Blue”, en la que recibirá el premio “Make America Great Again” (MAGA). El evento se llevará a cabo en Mar-a-Lago, la residencia privada de Trump. Fuentes oficiales del gobierno indican que podría llevarse a cabo un encuentro informal entre ambos durante la gala.

, Nicolás Deza

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Leticia Esteves: “La gestión de residuos tiene que ser parte fundamental de la agenda de las empresas de Vaca Muerta”

La secretaria de Ambiente de Neuquén, Leticia Esteves, alertó que la licencia ambiental podría ser el próximo cuello de botella que deberán enfrentar las empresas que operan en Vaca Muerta y afirmó que las compañías que están presentes en la Cuenca Neuquina deberán presentar en sus proyectos planes para la gestión de residuos.

Durante su participación en el panel El sector público: un doble click en la agenda ambiental que se realizó en el evento Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal junto a LMNeuquén y Más Energía, la funcionaria aseguró que “el 2024 cerramos con 630 pozos perforados. Cada uno genera 800 metros cúbicos de residuos de cutting. No tenemos certezas de cuántos pozos se perforarán este año, pero uno puede saber que el crecimiento va a ser exponencial y todo ese residuo representa récord de generación en la industria”.

Esteves afirmó en relación a las empresas petroleras que “hay una responsabilidad de cada jugador que está faltando” y criticó que el cuidado del medioambiente no esté en la agenda prioritaria de la industria: “Siempre hablamos de la seguridad jurídica, de la macroeconomía, el tipo de cambio, los cuellos de botella en infraestructura como las rutas y la licencia social, pero hay que trabajar con la licencia ambiental que hoy está garantizada, pero si no empezamos a invertir en la gestión de residuos, será el próximo cuello de botella”.

Esteves comentó que durante los años previos, el gobierno provincial habilitó cuatro rellenos de seguridad para la disposición de residuos petroleros y sostuvo que esta medida debería tomarse como último recurso: “Hay que volver a invertir en tratamiento in situ en la locación, en biorremediación e instalar más hornos en la provincia. Entiendo que lo más fácil es el relleno, pero cada uno genera una zona de sacrificio que estamos dejando en el suelo neuquino. Arriba de ese suelo no se van a poder construir viviendas o generar urbanizaciones y nosotros no queremos más zonas de sacrificio”.

En este contexto, se refirió al caso Comarsa, la planta tratadora de residuos peligrosos que se ubicaba en Neuquén capital y que tras su traslado a Añelo abandonó toneladas de desechos petroleros en un predio. Remarcó que su gestión encabeza las tareas de remoción de esos residuos y comentó que a la fecha “se trasladaron 1.000 camiones. Estoy comprometida con eso porque no podemos tener ese pasivo ambiental ahí. Claramente fallaron los controles del gobierno y hay una responsabilidad de las empresas porque no se deslindan una vez que reciben la disposición final, son dueños del residuo toda la vida”.

Ampliación de Vaca Muerta

La secretaria de Ambiente comentó durante el panel que también está en conversaciones con empresas como Tecpetrol -que apuesta al desarrollo de Vaca Muerta en cercanías a Rincón de los Sauces, al igual que Pampa Energía con Rincón de Aranda- para que incorporen la gestión de residuos en sus proyectos. En este sentido, agregó que existe una gran distancia entre estos yacimientos y Añelo como para trasladar los residuos en camiones y manifestó que “hay que empezar a invertir hoy porque lo que no hagamos ahora, en tres años va a ser tarde. La gestión de residuos tiene que ser parte fundamental de la agenda de las empresas porque no queremos seguir generando zonas de sacrificio y porque creemos que no es un gasto más sino una inversión”.

Mantas oleofílicas

Por otro lado, la secretaria de Ambiente se refirió a la eliminación de la Resolución 159 que obligaba a las empresas al uso de mantas olefílicas. La legislación fue eliminada tras mantenerse vigente por 10 años. En este sentido, declaró que la norma “encorsetaba en un solo método por lo que decidimos eliminarla para que se pueden utilizar un montón más. Abrimos la posibilidad a otros métodos que hacen a la sustentabilidad de Vaca Muerta, como las bandejas”.

Recalcó que la norma no va en contra de su uso sino que apunta a permitir el uso y la combinación de otros nuevos: «La misma semana que eliminamos la Resolución 159 le dimos ingreso a las mantas que elaboró el Conicet. Hasta el día de hoy no vimos grandes cambios, pero sí algunas empresas manifestaron su voluntad de cambiar las mantas por otras metodologías que tienen que ser validadas y habilitadas por la Secretaría de Ambiente», finalizó.

, Laura Hevia

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YPF Digital empleará tecnología de Google Cloud para potenciar la APP YPF

YPF Digital (YDI), la sociedad que gestiona y potencia los activos digitales de YPF, firmó un acuerdo estratégico con Google Cloud, área que brinda servicios de nube y que permite a las compañías crecer en la era digital a través de una amplia gama de soluciones de infraestructura, almacenamiento, seguridad, análisis de datos e inteligencia artificial.

YPF Digital apuesta por evolucionar la App YPF, la primera billetera digital de una empresa energética del país, poniendo foco en la innovación y con el objetivo de potenciar la atención y los servicios ofrecidos para sus clientes. Una de las tecnologías de Google Cloud será la base para el desarrollo de servicios de Asistentes Virtuales (BOTs), para una atención más eficaz, personalizada. incorporando el análisis de datos y mayor seguridad de sus operaciones en la nube.

Guillermo Garat, presidente de YPF Digital, señaló que “Desde su lanzamiento en 2019, la App YPF se ha consolidado como la herramienta más visible de nuestra estrategia de digitalización, ofreciendo a los usuarios una experiencia mejorada en nuestra red de estaciones de servicio. YPF Digital es el vehículo por el cual buscamos acelerar esta transformación, con foco en la experiencia de usuario en la eficiencia operativa y en una cultura de innovación continua en todos nuestros servicios”,

.A los fines de avanzar con este acuerdo Garat, y Mauro Cercos, Gerente General de YPF Digital, se reunieron con Eduardo López, Presidente de Google Cloud para América Latina, Fernando Mollón, Head de Argentina, Chile, Colombia, Perú, Uruguay, Centroamérica y el Caribe; Natalia Scaliter, Gerente General de Google Cloud Argentina, Paraguay y Uruguay y Cristian Ferme, Responsable Comercial de Google Cloud para cuentas estratégicas.

“En Google Cloud, nos entusiasma colaborar con YPF Digital en su camino hacia la transformación de la movilidad en Argentina. Estamos seguros de que podremos llevar sus objetivos de negocio a nuevos horizontes, aprovechando el poder de la nube para crear soluciones centradas en el cliente y focalizadas en la innovación”, afirmó Natalia Scaliter, Gerente General de Google Cloud Argentina, Paraguay y Uruguay.

YPF Digital es la nueva compañía que integra los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes. Partiendo de la integración de aplicaciones, el lanzamiento de nuevas soluciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad.

Google Cloud es la nueva forma de la nube, que ofrece herramientas de IA, infraestructura, desarrollo, datos, seguridad y de colaboración. Soluciones potentes de IA, totalmente integradas y optimizadas con su propia infraestructura a escala mundial. Clientes de más de 200 países y territorios recurren a Google Cloud como su socio tecnológico de confianza.

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Nuevas tarifas para distribución y transporte de electricidad. La RQT será a fin de abril

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) activó dos resoluciones (223 y 224/2025) que establecieron los incrementos en la tarifa del Valor Agregado de Distribución (VAD Medio) para Edenor y Edesur a partir de abril, fijandola en el 3,5 por ciento (con una incidencia de 1,7 % al usuario final) , en tanto que el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) correspondiente al segmento distribución no se verá ajustado.

Dichas resoluciones detallan los cuadros tarifarios a aplicar a los usuarios residenciales N1, N2 y N3, de altos, medios y bajos ingresos, estos dos últimos con subsidio parcial del Estado Nacional para un consumo básico, y luego con tarifa plena por el excedente.
El aumento rige también para los clubes de barrio y del pueblo.

El nuevo Valor Agregado de Distribución es de $ 40,686 para el caso de Edesur, y de $ 46,405 para Edenor.

En ambas resoluciones se puntualiza además que el ENRE modificó la fecha para activar las resoluciones referidas a la Revisión Quinquenal de las Tarifas (RQT): En principio prevista para el 31 de marzo, ahora se postergó hasta el 30 de abril.

Por otra parte, el ENRE publicó una serie de resoluciones (225 hasta 232) por las cuales oficializa un incremento de 4 por ciento en las tarifas del transporte de energía.

Las resoluciones comprenden a las empresas Transnea, Distrocuyo, Transener, Transnoa, Epen, Transcomahue, Transba y Transpa.

Economía indicó que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético”.

“En relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un 4 por ciento a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles”.

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Combustibles: Nuevos precios en abril con subas de hasta el 2 por ciento

Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en el país registraron a partir del lunes 1 de abril incrementos del 2 por ciento promedio.

Estos ajustes a la suba resultan de una actualización parcial del Impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) para el período que va del 1° al 30 de abril de 2025 (decreto 243/2025).

No obstante, y a través del mismo decreto el gobierno dispuso que “El incremento total en los montos de impuesto que resulte del remanente de la actualización correspondiente al primer trimestre del 2024 y de las actualizaciones correspondientes al segundo, tercer y cuarto trimestres del 2024, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil desde el 1° de mayo de 2025, inclusive”.

Con esta secuencia dispuesta por el ministerio de Economía se procura morigerar la inflación del abril.

Otro de los factores considerados al momento de actualizar precios es la incidencia a nivel local de la variación que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante marzo registró oscilaciones cerrando el mes en torno a los U$S 75 el barril (casi 2 dólares más que el promedio de febrero). El crudo WTI cerró a 71,20 dólares.

También incide en la variación del precio local la devaluación del peso en relación al dólar durante marzo.

Esta actualización de precios ocurre en un contexto de ventas de combustibles amesetadas en el mercado local desde hace varios meses, en particular de las naftas y gasoils premium, aunque hubo algún repunte en el verano.

En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,8 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.

A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.194 el litro; Infinia Nafta $ 1.474; Diesel 500 (común) $ 1.209, y el Infinia Diesel $ 1.472.

En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.259 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.537; el Diesel Evolux (común) a $ 1.319, y el VPower Diesel a $ 1.539.

En próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como el caso de AXION, y de Puma (Trafigura).

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Glencore designó a Martín Pérez de Solay como su nuevo CEO de Argentina

El gigante suizo Glencore designó a Martín Pérez de Solay como su nuevo CEO en la Argentina. El ejecutivo trabajará estrechamente con el equipo existente en el país para llevar adelante proyectos de cobre como El Pachón y MARA y los planes de Glencore en la región. El nuevo ejecutivo reportará a Xavier Wagner, Chief Operating Officer (COO) de Glencore, según precisaron.

Tras su designación, Pérez de Solay expresó: «Como una de las mayores compañías de recursos naturales. diversificados del mundo, Glencore ha sido durante décadas uno de los más importantes inversores en la Argentina».

A su vez, remarcó que: «Hoy el foco está en El Pachón y MARA buscando desarrollar su máximo potencial, generando un impacto positivo en la economia local y nacional, y contribuyendo aún más al posicionamiento de Argentina como uno de los principales centros mineros del mundo».

Trayectoria

EI CEO de Glencore en Argentina es ingeniero industrial, formado en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), donde se desempeña como docente y presidente de la Junta Directiva.

Pérez del Solay cuenta con una extensa carrera en los sectores de minería, energia y servicios financieros. Se desempeñó como CEO y director global de Allkem, empresa que luego se fusionó con Livent para crear Arcadium Lithium, cuyos activos fueron adquiridos por Río Tinto, el principal productor de litio del país.

, Redaccion EconoJournal

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TotalEnergies concretó la primera exportación de gas argentino hacia Brasil a través de Bolivia

TotalEnergies concretó este martes la primera exportación de gas natural argentino proveniente de la Cuenca Neuquina para el mercado brasileño utilizando la red de gasoductos de Bolivia. La compañía francesa dedicó buena parte de 2024 a desarrollar junto a YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, la regulación necesaria para que el país vecino país se convierta en mercado de tránsito del gas natural a fin de que se pueda exportar el fluido desde la Argentina. Eso implicó edificar una estructura normativa y comercial que hasta entonces no existía, indicaron fuentes cercanas a la empresa antes la consulta de EconoJournal.

Esta primera exportación funciona, en la práctica, como una operación piloto para visibilizar al mercado industrial brasileño que el envío de gas desde la Argentina mediante el sistema de ductos existentes es viable técnica y comercialmente.

Hasta 2024 la Argentina importó gas desde Bolivia pero a partir de la entrada en operación de las obras de reversión del Gasoducto Norte se viabilizó la posibilidad de alcanzar nuevos mercados de exportación como el brasileño.

Detalles

Allegados a TotalEnergies detallaron que el primer envío de gas natural se realizó a través del gasoducto Madrejones de la empresa Refinor, y en Bolivia, usando la red de gasoductos de YPFB.

El gas natural proveniente de la Cuenca Neuquina es transportado por toda la red troncal a través de los gasoductos de TGN y TGS hasta llegar a Campo Durán, en Salta, para finalmente ser despachado por el gasoducto Madrejones.

La empresa destacó el trabajo previo que logró realizar junto a las autoridades del Gobierno de Bolivia y la empresa estatal de energía desde fines del año 2023, lo que permitió trasladar su know how en el proceso de comercialización de gas natural, como en integración regional.

Jugador regional

TotalEnergies es uno de los dos principales productores de gas natural de la Argentina junto a YPF, a partir de sus activos en producción en el no convencional de Vaca Muerta de Aguada Pichana Este y en la Cuenca Austral, con la producción offshore, donde el año pasado inauguró el proyecto Fénix, un nuevo desarrollo en el Mar Argentino con una inversión de US$700 millones.

Tanto en la Argentina como en Brasil, la empresa tiene presencia en upstream, gas natural licuado (GNL) y energías renovables. Esta primera operación de exportacion se logra pocos meses después de que la Argentina y Brasil firmaron un memorandum de entendimiento para posibilitar la exportación de gas argentino, para lo cual se conformó una comisión técnica bilateral.

Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.

, Ignacio Ortiz

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Aumento de combustibles: el Gobierno oficializó la suba del impuesto que se traslada al precio de la nafta y el gasoil

El Gobierno nacional oficializó este martes un nuevo aumento en los impuestos a los combustibles, que se trasladan al valor de la nafta y el gasoil en torno al 2%, en el contexto de una racha de 15 meses seguidos de caída de ventas.

La medida se implementó a través del Decreto 243/2025, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo.

El Ejecutivo fijó así la nueva tabla de incrementos para los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL) y el impuesto al dióxido de carbono.

Dentro de sus argumentos, el Ejecutivo alega que, “con el propósito de continuar con la finalidad perseguida a través de los decretos anteriormente señalados, resulta necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir parcialmente el incremento correspondiente al primer trimestre calendario de 2024 y, en su totalidad, el del segundo, tercer y cuarto trimestre calendario del año 2024″.

El alza en los precios de la nafta será aplicado por la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y luego las otras compañías se sumarán a la suba. De esta manera, la súper en la ciudad de Buenos Aires pasará de $1.173 a $1.224 y la premium de $1.449 a $1.509, mientras que el gasoil súper aumentará de $1.192 a $1.215 y el premium de $1.447 a $1.475.

La suba se da en el marco de una nueva caída en la venta de combustible al público, que experimentó un descenso del 4% interanual en febrero y del 7,9% en comparación con enero, y acumula 15 meses a la baja.

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Miles de familias sin gas en plena Patagonia: una inversión millonaria desaprovechada

San Carlos de Bariloche, 26 de marzo de 2025

Sra. Directora / Energía&Negocios:

En 23 localidades patagónicas, de las provincias de Neuquén, Río Negro y Chubut, desde hace ya 4 años que no hay servicio de Gas de red, para nuevas conexiones. Ello ocurre desde Esquel, pasando por Bariloche y hasta la localidad de San Martín de Los Andes, y significa entre otras cosas que nadie puede ser incorporado a ese servicio público que es necesario en todo el país e indispensable en esta zona que tiene severas inclemencias climáticas, buena parte del año.

Lic Pablo Chamatropulos
Presidente Codec
Ex Jefe de Gabinete Bariloche

Además de la pérdida en calidad de vida, y del perjuicio económico que genera en miles de familias que tienen que acudir a servicios mucho más caros e ineficientes, como la leña o el gas en garrafa, la consecuencia directa de esta situación es que, en Bariloche, se incendien 3 viviendas por semana en el invierno como trágica combinación de construcciones precarias y sistemas de calefacción de gas envasado, leña o electricidad con instalaciones inseguras y sobrecargadas.

Para completar el absurdo, esto ocurre por segunda vez en pocos años, ya que la misma situación aconteció hace una década, y se pudo resolver con la construcción del “gasoducto cordillerano” que fue una obra que demandó una inversión pública de 3.000 millones de dólares y que hoy no puede ser utilizada en su máximo potencial de 1,5 millones de metros cúbicos por día, por la falta de una “obra complementaria” que cuesta el 2% del total ya invertido.  

La merma de 300.000 m3 que tiene el transporte del gas por la falta de la instalación de dos plantas compresoras, tiene en la actualidad sin suministro a unas 15.000 familias y empresas que tienen la “negativa de factibilidad” del servicio de gas de red, en la región patagónica cordillerana.

En el medio de esa situación los gobernadores de las provincias afectadas firmaron un acta acuerdo para financiar la obra de sus propios prepuestos en marzo y julio de 2024 e incumplieron groseramente ese compromiso, con el agravante que uno de ellos figura en la documentación oficial y se negó a suscribir el documento.

En síntesis, una colosal inversión pública hoy está desaprovechada, generando la falta de suministro de un recurso en la misma zona donde existe la segunda reserva de gas no convencional más grande el mundo que proyecta exportaciones por 20.000 millones de dólares, por la negativa a concretar una obra que cuesta el 2% de lo ya invertido, el 0,001 % de lo que se va a exportar y equiparable a lo que gastan en exceso por año en sistemas de energía más caros e ineficientes los usuarios desconectados de la red.

Además de permanentes reclamos por parte de los damnificados, tramita por esta situación un Amparo Judicial en el juzgado federal de la ciudad de Bariloche.

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Gas: Shell apuesta fuerte en Vaca Muerta, aumento del 40% en su producción y exploración del GNL

Shell Argentina tiene grandes planes para el desarrollo de Vaca Muerta en los próximos años. Así lo afirmó Germán Burmeister, presidente de la compañía para Argentina, Chile y Uruguay, en el evento Vaca Muerta Insights 2025. Durante su exposición, destacó la importancia de una visión a largo plazo y anunció un incremento del 40% en la producción de petróleo en el país. «Tenemos 20 años para desarrollar Vaca Muerta», afirmó Burmeister en el inicio de su disertación. Enfatizó que la industria debe trabajar en conjunto, con cada actor cumpliendo su rol de manera eficiente, comparando la dinámica del sector con […]

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Empresas: TotalEnergies tiene el superpozo más productivo de Vaca Muerta

Durante febrero, alcanzó un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, lo que lo posiciona como uno de los 10 mejores pozos shale del mundo. TotalEnergies volvió a marcar un hito en Vaca Muerta con la producción récord de su pozo LEsc-12(h), ubicado en el PAD#3 del bloque La Escalonada. Durante febrero, alcanzó un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, lo que lo posiciona como el pozo más productivo de la Cuenca Neuquina y uno de los 10 mejores pozos shale del mundo. El desarrollo, según información de la compañía francesa, fue posible gracias a una rama […]

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Infraestructura: YPF analiza la construcción de un tren de pasajeros entre Neuquén y Añelo

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía está evaluando la posibilidad de construir un tren de pasajeros entre Neuquén y Añelo. La iniciativa busca mejorar la conectividad en la región y optimizar el traslado de trabajadores petroleros. El proyecto apunta a reducir la congestión vehicular en las rutas utilizadas para el transporte de personal e insumos en Vaca Muerta, una de las principales áreas de explotación de hidrocarburos del país. El anuncio se realizó en el marco del evento Vaca Muerta Insights 2025, organizado por LMNeuquén, Más Energía y Econojournal, donde Marín expuso sobre los […]

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Petróleo: Prorrogan concesiones en Malargüe y potencia la exploración Vaca Muerta

En el marco del Plan Andes, el Gobierno de Mendoza autorizó la prórroga por 10 años de las concesiones de explotación hidrocarburífera en las áreas Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, tres de las seis áreas que conformaron el denominado Cluster Sur de Plan Andes de YPF. «Con esta decisión, la Provincia da por finalizado el proceso de cesiones y prórrogas del Plan Andes en Mendoza, consolidando un modelo de desarrollo productivo con foco en inversión y sostenibilidad», destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre. Esta medida se produce luego de que el 19 de febrero, […]

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