Comercialización Profesional de Energía

Informacion

Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Llega Goodweek SAM: el evento exclusivo de GoodWe que analizará oportunidades en energía solar, innovaciones y regulaciones

El mercado de la energía solar en Sudamérica (SAM) sigue evolucionando con nuevas normativas, tecnologías y desafíos. En este contexto, GoodWe invita a profesionales del sector a participar en su próximo webinar: «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar», una sesión que se celebrará el 19 de marzo con horarios ajustados a distintos países de la región:

  • 10:00 – Colombia, Ecuador y Perú
  • 11:00 – Bolivia
  • 12:00 – Argentina, Chile y Paraguay

El evento será una oportunidad clave para actualizarse sobre las principales innovaciones del sector y sus implicaciones en los mercados locales.

El webinar es gratuito y está dirigido a desarrolladores, instaladores, inversores y reguladores del sector energético en Sudamérica. Los interesados pueden registrarse a través del siguiente enlace:
📌 Formulario de inscripción

Temáticas clave del webinar

El evento abarcará cuatro ejes principales, enfocados en el presente y el futuro de la energía solar en la región:

  1. Evolución de la regulación fotovoltaica en Sudamérica
    Se analizarán los marcos normativos actuales y sus tendencias futuras, proporcionando un panorama detallado sobre los cambios en los diferentes países de la región.

  2. Soluciones de almacenamiento para el sector comercial e industrial (C&I)
    En un contexto donde la gestión eficiente de la energía es fundamental, se abordarán tecnologías de almacenamiento en 220Vac, su aplicación en industrias y los beneficios que ofrecen en términos de optimización y autonomía energética.

  3. Seguridad y protección contra incendios en sistemas fotovoltaicos
    La seguridad es un factor crítico en cualquier instalación solar. Este segmento destacará las mejores prácticas y normativas para prevenir riesgos en proyectos de gran escala.

  4. Tecnología AFCI y sus beneficios
    Se profundizará en la tecnología Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI), que permite la detección y mitigación temprana de fallas eléctricas, mejorando la seguridad y confiabilidad de los sistemas solares.

Innovación en almacenamiento: soluciones de GoodWe

Uno de los aspectos más esperados del webinar será la presentación de las soluciones avanzadas de almacenamiento de GoodWe para el sector C&I. La empresa ha desarrollado sistemas inteligentes diseñados para maximizar la eficiencia energética, reducir costos operativos y mejorar la estabilidad en instalaciones fotovoltaicas de alto consumo​.

Estos sistemas ofrecen gestión inteligente de la energía, integración con baterías de alta capacidad y compatibilidad con sistemas híbridos. Además, sus soluciones permiten un monitoreo en tiempo real, facilitando la optimización del consumo energético y reduciendo la dependencia de la red eléctrica.

Inscripción gratuita y acceso al evento

El webinar es gratuito y está dirigido a desarrolladores, instaladores, inversores y reguladores del sector energético en Sudamérica. Los interesados pueden registrarse a través del siguiente enlace:
📌 Formulario de inscripción

Con un enfoque técnico y estratégico, GoodWe continúa consolidando su liderazgo en soluciones fotovoltaicas para la región, impulsando la adopción de energías renovables y promoviendo la innovación en almacenamiento y seguridad.

La entrada Llega Goodweek SAM: el evento exclusivo de GoodWe que analizará oportunidades en energía solar, innovaciones y regulaciones se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

JA Solar apuesta por la generación distribuida en Argentina y advierte sobre los últimos errores regulatorios de Chile

El sector de energías renovables en Chile se destacó durante años por su dinamismo y estabilidad regulatoria, lo que permitió el desarrollo de proyectos de distintas capacidades y la atracción de inversiones locales e internacionales 

Sin embargo, la reciente incertidumbre normativa ha cambiado el panorama y generado un impacto directo en el desarrollo del mercado, principalmente a partir de la propuesta del Poder Ejecutivo de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas mediante el cargo de Fondo de Estabilización de Tarifa (Cargo FET), que podría prolongarse hasta 2027 o 2028 con un eventual cargo de compensación.

“Las discusiones normativas en Chile causaron un congelamiento de todos los proyectos, se frenó todo el mercado. En ese sentido, cuando un gobierno trata de regular el mercado arbitrariamente, tiene que fijarse que evidentemente si esas cuestiones no son planificadas con una visión de largo plazo, se puede producir un freno del mercado”, apuntó Víctor Sobarzo, senior manager business development de JA Solar, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Incluso, la propuesta de Cargo FET dentro del proyecto de ley de subsidios sigue en debate en el Senado y mantiene en vilo a las empresas y entidades financieras, atrasando el pipeline de muchas entidades, lo que genera falta de previsibilidad y pérdida del impulso y desarrollo de nuevas iniciativas.

Bajo la mirada de Sobarzo, Argentina puede extraer valiosas lecciones de este escenario para evitar que su mercado energético enfrente problemas similares. ¿Cómo? A partir de estabilidad normativa que ayude a consolidar el crecimiento de la generación renovable. 

“Si Argentina modifica su estructura de forma violenta y abrupta, el mercado simplemente reacciona de la misma forma y tendrá el efecto que tiene Chile en la actualidad”, sostuvo el especialista durante el primer panel de debate del encuentro que reunió a más de 500 líderes del sector.

Otro aspecto que quedó en evidencia en Chile fue la necesidad de contar con sistemas de almacenamiento confiables ante eventos inesperados. El blackout del pasado 25 de febrero en el país expuso una falencia estructural en la red eléctrica, ya que si bien los sistemas de respaldo funcionaron con diésel, los vehículos eléctricos quedaron sin puntos de carga y la movilidad sostenible se vio comprometida. 

“Por ello, el almacenamiento debe cubrir una necesidad de certeza y seguridad de la red, no solo un propósito en sí mismo. Hay que preguntarse cuál es el plan B si se producen cortes masivos de electricidad”, enfatizó Sobarzo.

“Si bien afortunadamente en Chile sólo fue un par de horas, quizás en otros países puede ser un evento de días; entonces el almacenamiento debe cubrir una necesidad, de certeza y seguridad de la red”, agregó.

Ante este contexto, JA Solar también apuesta fuertemente al crecimiento de la generación distribuida como pilar clave para fortalecer la seguridad energética y reducir la dependencia de las grandes distribuidoras. 

“La idea es masificar y traer a Argentina opciones para que podamos levantar la generación distribuida, ya que es un segmento que tiene mucha importancia y que todavía puede y debe crecer muchísimo”, destacó Sobarzo.

Para consolidar esta estrategia, JA Solar anunció a principios de 2025 una alianza estratégica con EcoSol, con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado local y ofrecer soluciones que combinen tecnología avanzada con disponibilidad inmediata de productos. La iniciativa contempla un suministro eficiente de módulos fotovoltaicos de última generación, capacitaciones para instaladores locales y soporte técnico continuo. 

En Argentina, JA Solar liderará su oferta con módulos bifaciales de tecnología TOPCon N-Type, disponibles en potencias de 585 W, 610 W y 640 W, a fin de ofrecer mayor eficiencia y performance. 

“Estamos perfeccionando continuamente nuestros productos y creo que ya a fin de año podremos lanzar una nueva línea con mejor eficiencia, con mejor watt pico por panel en los próximos 11 meses”, anticipó el senior manager business development de JA Solar.

Si bien otras tecnologías como HJT y back-contact están ganando relevancia en mercados premium como Europa, donde los clientes están dispuestos a pagar por innovaciones de alto costo, en América Latina el precio sigue siendo un factor determinante. Por ello, la apuesta de JA Solar en la región se centra en TOPCon como la mejor relación costo-beneficio.

“En la región, el precio es un factor determinante, por lo tanto apostamos fuertemente con la tecnología TOPCon”, concluyó Sobarzo, recordando que JA Solar dejó atrás los módulos P-Type y que se centrará en la tipología de celda ya mencionada. 

 

La entrada JA Solar apuesta por la generación distribuida en Argentina y advierte sobre los últimos errores regulatorios de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Temporal en Bahía Blanca: el complejo gasífero Cerri quedó fuera de servicio y el Enargas restringió el suministro de gas natural

El complejo gasífero General Cerri quedó fuera de servicio este viernes por el fuerte temporal que provocó inundaciones en la ciudad de Bahía Blanca. Por este motivo, el Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas) informó que hubo “una reducción en el suministro de gas natural”, aunque aclaró que “el gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado”.

La planta General Cerri está ubicada en las afueras de Bahía Blanca y es operada por la compañía Transportadora de Gas del Sur (TGS). En el complejo se procesa y almacena gas natural y se produce etano, propano, butano y gasolina. Hasta el momento no se conoce por cuánto tiempo la planta permanecerá fuera de servicio.

Por la merma en el suministro, el Enargas tomó dos medidas “en el marco de las Pautas de Despacho vigentes”:

• Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos, resguardando el abastecimiento eléctrico.

• Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos, en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

Por último, Enargas remarcó que “está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN (Transportadora Gas del Norte) para restablecer el suministro normal lo antes posible”.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

MEGSA-CAMMESA: 13,3 MMm3/día para 2da Q. de marzo. PPP U$S 3,69 en GBA

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 17/03 al 30/03/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 26 ofertas por un volúmen total de 13.300.000 metros cúbicos día a Precios Promedio Ponderados de U$S 2,73 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,69 puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde U$S 2,58 hasta U$S 2,81, mientras que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde 3,23 hasta 3,94 dólares el MBTU.

Del total de ofertas 8 llegaron desde Neuquén (3.300.000 m3/d), 4 desde Chubut (1.300.000m3/d), 7 desde Tierra del Fuego (5.800.000 m3/d), 4 desde Noroeste (1.200.000 m3/d) y 3 desde Santa Cruz (1.700.000 m3/d).

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

ADEERA: El único ingreso de las distribuidoras de electricidad sigue sin modificaciones en el AMBA

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ADEERA) señaló que “la Secretaría de Energía de la Nación sancionó nuevos precios mayoristas de la energía, que no tienen incidencia ni cambian el actual Valor Agregado de Distribución (VAD), único ingreso de las empresas distribuidoras”.

En un comunicado la entidad empresaria describió que “a través de la Resolución SE 110-25, sancionada el 28 de febrero, se establecieron los nuevos valores de la energía que, a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales, la energía adquirida por los Agentes Distribuidores de todo el país y sus cuadros tarifarios, deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción”.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dispuso a través de
sus Resoluciones 160/25 y 162/25 del 07-03, correspondientes a Edenor y Edesur
respectivamente, que a partir de marzo se aplicará un aumento en las facturas de
energía eléctrica que se emitirán en el AMBA, aprobando nuevos cuadros tarifarios.

“En ellos, se mantuvo el subsidio al que accederán los usuarios de clase media y de bajos ingresos (N3 y N2), mientras que los de clase alta (N1) tendrán un incremento del 1,7 %”. “Asimismo, se fijó que el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) subirá un 2,5 %, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) no presentará cambios”, se remarcó.

“Este tratamiento del nivel de subsidio que aportará el Estado Nacional se refiere exclusivamente a los precios mayoristas de electricidad, dejando fuera de análisis los ingresos de las distribuidoras”, precisa la ADEERA.

Y agrega que “cabe aclarar que la definición del segmento (N1, N2 o N3) en el que está ubicado cada consumidor del servicio eléctrico es una decisión exclusiva del Estado, así como los criterios mediante cuáles serán los requerimientos para el pasaje de un estamento a otro”.

“Las facturas del servicio eléctrico se conforman de tres componentes: i) el precio de la energía, ii) el Valor Agregado de Distribución -VAD- y iii) los impuestos. El VAD, que no tuvo variaciones en las recientes resoluciones, representa en promedio el 30 % del total y es el único ingreso que reciben las distribuidoras para llevar a cabo todas sus actividades y concretar los planes de inversión”, explicó la entidad.

Acerca de ADEERA

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de familias en todo el país.

Operan 450.000 km de redes, emplea a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 130.000 GWh al año, lo que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

YPF presentó su balance anual: la producción de shale oil creció un 26% en 2024

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4. Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, lo que significó un 26% de crecimiento respecto al año anterior. A su vez, en los últimos meses del año pasado, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Las exportaciones de petróleo, que fueron dirigidas principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior. Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854.000 barriles de petróleo equivalentes (boe) en 2024, un crecimiento del 13% respecto al año anterior. Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía.

Otros resultados

La tasa de reemplazo de reservas fue de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo, explicaron desde la petrolera que preside Horacio Marín.

El EBITDA ajustado creció un 15% alcanzando los US$ 4.654 millones. Desde la empresa explicaron que esto estuvo “impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil”.

El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Inversiones

 Las inversiones alcanzaron los US$ 5.041 millones durante el año pasado. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta. Además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones sin garantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero de 2025 US$ 1.100 millones en un bono internacional sin garantía a nueve años con rendimiento del 8,5% para refinanciar US$ 757 millones y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Abastecimiento de gas natural en Bahía Blanca

En un comunicado de la Oficina de Prensa del ENARGAS se informó que, debido a las condiciones climáticas extremas en Bahía Blanca, la Planta General Cerri, operada por Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), quedó fuera de servicio.

Esto ha generado una reducción en el suministro de gas natural. El gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado. En ese sentido, se han tomado las siguientes medidas, en el marco de las Pautas de Despacho vigentes:

  • Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos,
    resguardando el abastecimiento eléctrico.
  • Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos,
    en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

Por último, ENARGAS está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN para restablecer el suministro normal lo antes posible.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

YPF 2024: Su producción de crudo en Vaca Muerta creció 26 % y sus exportaciones 174 %

YPF presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 (de reestructuración de actividades y negocios) logrando consolidarse como el mayor productor de petróleo shale en Vaca Muerta y mayor exportador de petróleo del país.

Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, con un 26 % de crecimiento respecto al año anterior, y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024 la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios, describió la compañía de mayoría accionaria estatal.

Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174 % superiores al año 2023.

En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 Mboe en 2024, con un crecimiento de 13 % respecto al año anterior. Hoy representan el 78 % del total de reservas de la compañía.

La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de YPF durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo.

En lo financiero, YPF cerró el año 2024 con solidos resultados. El EBITDA ajustado creció 15 % alcanzando los 4.654 millones de dólares impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.

Cabe señalar que el desempeño de 2024 incluye alrededor de (-U$S 300 millones) de campos maduros y (-U$S 85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado en el plan estratégico. El 63,5 % fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.

Además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: U$S 800 millones con respaldo de exportaciones, a 7 años con rendimiento del 9,75 %, y septiembre U$S 540 millones sin garantía, a 7 años con rendimiento del 8,75 %), la compañía emitió en enero de 2025 por U$S 1.100 millones en bono internacional sin garantía, a 9 años con rendimiento del 8,5 % para refinanciar U$S 757 millones de dólares y adquirir el 54 % de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Para alivianar la presión sobre surtidores, el gobierno cede recaudación fiscal y reduce el ritmo de actualización del impuesto a los combustibles

El gobierno publicó este miércoles en el Boletín Oficial el decreto 146 que modifica la forma en que se actualiza la carga impositiva sobre los combustibles. Se trata del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), que grava la venta de naftas y gasoil en el país. En la práctica, el decreto lo que hace es reducir el ritmo de actualización impositiva. Hasta enero había subido 10 pesos por litro y a partir de este mes aumentó 5 pesos por litro.

En rigor, el decreto disminuye el impacto de los impuestos en el precio final de los combustibles. Con esta medida el gobierno pretende que el aumento en los surtidores sea menor todos los meses y poder quitarle presión a la inflación, un objetivo central en la política económica oficial.

El decreto está firmado por el presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. En los hechos, el Poder Ejecutivo difirió parcialmente la actualización impositiva correspondiente al primer trimestre de 2024 y aplazó en su totalidad la del segundo, tercer y cuarto trimestres del año pasado.

Impuestos

El IDCL y el IDC son tributos que se actualizan de manera trimestral en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde enero de 2018.

La recuperación del valor atrasado del ICL y el IDC es un tema que el gobierno libertario heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó fuertemente la carga impositiva sobre los combustibles. Por este motivo, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar. La forma de completarlo era mediante un incremento de 10 pesos por litro por mes. Pero el gobierno ahora prefirió reducir a la mitad el ritmo de actualización.

Con la implementación de esta política para evitar presionar más al precio en surtidor, el gobierno acepta perder recaudación fiscal. A partir de mayo, el Poder Ejecutivo publicó nueve decretos (375, 466, 554, 681, 770, 863, 973, 1059 y 1134) por los cuales incrementó de manera parcial los impuestos, postergando, de este modo, la actualización completa del gravamen.

Mediante el decreto 51 de fines de enero, el Poder Ejecutivo ya había diferido la actualización del ICL y el IDC que debía aplicarse en febrero, que significó una pérdida de la recaudación fiscal de US$ 181 millones solo correspondiente a ese mes.

Según el informe semanal de febrero de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, siguiendo la normativa el impuesto el mes pasado debió representar 408 pesos por cada litro de nafta. Sin embargo, la carga del gravamen explicó 227 pesos. En cuanto al gasoil, el ICL y el IDC en febrero debieron explicar 264 pesos por litro, sin embargo la carga impositiva representó 165 pesos.   

, Roberto Bellato

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Bolivia critica a Argentina por frenar exportación de gas natural a Brasil

La empresa petrolera estatal boliviana (YPFB) expresó su descontento por la falta de exportación de gas natural argentino hacia Brasil a través de los gasoductos bolivianos. Según Armin Dorgathen, presidente de dicha compañía, “el problema es la política” adoptada por el Gobierno de Argentina, lo que impide concretar un negocio clave para la región. La red de gasoductos debía utilizarse tras el vencimiento del contrato de venta del hidrocarburo boliviano a Argentina en 2024, pero las decisiones gubernamentales han generado incertidumbre.

Dorgathen indicó que la empresa boliviana está preparada para transportar gas proveniente del yacimiento argentino de Vaca Muerta hacia Brasil. Sin embargo, criticó el establecimiento de un precio mínimo de exportación por parte de Argentina, lo que desalienta al mercado brasileño. “Quieren comerse toda la torta, entonces el socio brasileño dice que no hay mercado para este precio de gas”, señaló el funcionario, quien también advirtió que el gas natural licuado (GNL) sigue siendo más atractivo debido a los altos costos de transporte que implicaría el uso de los gasoductos.

Según replicó Infobae, uno de los principales obstáculos que retrasan la exportación de gas argentino a Brasil es la falta de acuerdo sobre el precio base del hidrocarburo. Según Dorgathen, Argentina impuso un precio mínimo de exportación, cuando debería ser “libre”, lo que ha generado el rechazo del mercado brasileño. El costo del transporte también representa un desafío, ya que los precios se incrementan significativamente al sumar los tramos en Argentina, Bolivia y Brasil.

“Está el recurso, pero lo que no hay es la voluntad de hacerlo”, afirmó Dorgathen, remarcando que la falta de interés político argentino es el verdadero impedimento. Además, mencionó que las obras civiles necesarias para revertir el sentido de los gasoductos han sufrido demoras, dado que el tramo argentino lleva el nombre del expresidente Néstor Kirchner, lo que ha generado controversias internas.

Las tensiones energéticas entre Bolivia y Argentina se producen en un contexto de disminución de las reservas de gas natural en Bolivia. Según datos oficiales, el país cuenta actualmente con 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas natural certificadas hasta el 31 de diciembre de 2023, frente a los 10,7 TCF reportados en 2017. Esta reducción ha puesto en alerta al Gobierno boliviano, que desde 2021 implementa el ‘Plan de Reactivación del Upstream’, destinado a incrementar la producción de hidrocarburos mediante 42 proyectos exploratorios.

El gas natural ha sido el principal producto de exportación de Bolivia durante al menos dos décadas, desempeñando un papel clave en su crecimiento económico, con Brasil y Argentina como principales mercados. No obstante, en los últimos años, la producción y los ingresos derivados del sector han disminuido, generando incertidumbre sobre el futuro energético del país.

La entrada Bolivia critica a Argentina por frenar exportación de gas natural a Brasil se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Aumentó la producción minera en enero

El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) registró en enero de 2025 un incremento del 3,1% en comparación con el mismo mes del año anterior. La serie desestacionalizada del índice mostró una variación positiva del 2,8% respecto a diciembre de 2024, mientras que la serie tendencia-ciclo reflejó un aumento del 0,4%.

Dentro del sector minero, la extracción de petróleo crudo y gas natural, junto con los servicios de apoyo, exhibió una suba del 1,8% interanual. En particular, la extracción de petróleo crudo aumentó un 11,6% en comparación con enero de 2024. Se produjeron 1.499,2 miles de m³ de petróleo crudo convencional, lo que implicó una caída del 4,6%, mientras que el petróleo crudo no convencional alcanzó los 2.185,0 miles de m³, con una suba del 26,4%.

La extracción de gas natural también registró un crecimiento del 11,9% interanual. En detalle, la producción de gas natural convencional alcanzó los 1.653,0 millones de m³, con un incremento del 8,1%, mientras que el gas natural no convencional ascendió a 2.641,5 millones de m³, reflejando una suba del 14,4%.

El sector minero también mostró un fuerte crecimiento en la producción de carbonato de litio, que alcanzó las 7.793,1 toneladas en enero de 2025, con un aumento del 92,7% respecto al mismo mes del año anterior.

Por el contrario, la producción industrial pesquera sufrió una caída del 3,3% en términos interanuales. Sin embargo, la serie desestacionalizada del índice mostró una variación positiva del 9,3% en comparación con diciembre de 2024, y la serie tendencia-ciclo registró un incremento del 2,4%.

Dado el comportamiento irregular y el patrón estacional cambiante del IPI pesquero en la pesca marítima, es probable que las series desestacionalizada y tendencia-ciclo sean revisadas a medida que se incorporen nuevos datos. Para una mejor evaluación del sector en el corto plazo, los especialistas recomiendan analizar ambas series en conjunto.

La entrada Aumentó la producción minera en enero se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Rusia lanzó otro ataque masivo contra el sistema energético de Ucrania

Rusia lanzó otro ataque a gran escala, durante la madrugada de este viernes, contra el sistema energético de Ucrania, informó el ministro ucraniano de Energía, German Galushchenko, en Facebook.

“La infraestructura de energía y gas en varias regiones de Ucrania está otra vez bajo ataques masivos de misiles y drones”, escribió. “Operarios de rescate y personal del sector energético están trabajando en los puntos atacados para evaluar los daños”, añadió Galushchenko.

El ministro agregó que se están tomando todas las medidas necesarias para estabilizar los suministros de energía y gas.

Según la Administración Regional Militar, una instalación industrial crítica de la región occidental de Ternopil recibió un impacto, por lo que posiblemente esta zona sufrirá restricciones en el suministro de gas.

Anteriormente, el mismo día, la Fuerza Aérea ucraniana informó que las fuerzas rusas habían lanzado varios grupos de combate de drones de drones, además de misiles balísticos y de crucero sobre Ucrania.

Se espera que las delegaciones de Ucrania y los Estados Unidos se reúnan para conversaciones de paz la próxima semana en Arabia Saudita, informó este viernes la agencia de noticias UNN, citando al presidente ucraniano, Volodímir Zelenski.

La entrada Rusia lanzó otro ataque masivo contra el sistema energético de Ucrania se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Luego de los dos grandes apagones, el Gobierno oficializó nuevas subas en las tarifas de luz para AMBA a partir de marzo

En medio de la crisis energética por los dos grandes apagones en medio de la ola de calor, el Gobierno oficializó los cuadros tarifarios de la luz con incrementos para la zona del AMBA.

Además, en línea con la “deep motosierra”, se dispuso la reducción el subsidio al que accederán los usuarios de clase media y de bajos ingresos.

La decisión fue formalizada esta madrugada en el Boletín Oficial luego de la publicación de las resoluciones 160/2025 y 162/2025 por parte del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre).

En lo que respecta a Edenor y según lo detallado en el Boletín Oficial, los hogares de altos ingresos comenzarán con un precio base de $1,037.840, sumado a un cargo variable de $99.730. Los usuarios de nivel 2, los de bajos ingresos tendrán un cargo variable de $39.839 por cada kWh consumido. Para el sector ingresos medios, el cargo variable será de $53.231.

Para los usuarios de Edesur se determinó que el nivel 1 de altos ingresos pague una tarifa mínima de $1,027.560, en conjunto a un variable de $99.755. En la misma línea, los hogares de ingresos medios enfrentarán un cargo variable de $53.344 mientras los de ingresos bajos será de $39.978.

A la misma vez se determinó que las facturas de los servicios eléctricos contarán con un apartado en el que se destacará si se aplicó un subsidio, el cual de ahora en adelante se calculará según el consumo mensual y los valores establecidos a principios de este año.

Se espera que haya nuevos aumentos por parte de las empresas proveedoras, justificándolos en que el costo de la energía en Argentina sigue siendo bajo en comparación con otros países de la región.

La entrada Luego de los dos grandes apagones, el Gobierno oficializó nuevas subas en las tarifas de luz para AMBA a partir de marzo se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Calculan en $ 60 mil millones las pérdidas debido a los apagones

Un informe privado valuó los daños producidos por los apagones de este miércoles y jueves en 60 mil millones de pesos (o su equivalente de 60 millones de dólares) y estimó en más de 600 mil la cantidad de usuarios afectados durante los momentos pico de corte del servicio eléctrico.

Según el Reporte sobre Daños causados por la suspensión del suministro en el Área Metropolitana (Ciudad de Buenos Aires y Conurbano bonaerense), desarrollado por la ong Defendamos Buenos Aires, se produjeron pérdidas por al menos 60.000 millones de pesos, principalmente por destrucción de electrodomésticos y redes eléctricas en el hogar.

“En medio de dos jornadas de intenso calor, con temperaturas que superaron los 40 grados de térmica en algunas zonas del AMBA, se registró el segundo apagón de energía en menos de 24 horas, que en esta oportunidad llegó a afectar a 622.000 clientes, lo que significa unas dos millones de personas, en tanto en cada hogar de un cliente, vive más de una persona; principalmente de la empresa EDESUR”, dijo Javier Miglino, director de Defendamos Buenos Aires.

Según el abogado, “mucha gente perdió la instalación eléctrica completa, otros los aires acondicionados y las heladeras y en los negocios hubo pérdida total de comida y productos guardados que requieren refrigeración”.

Y analizó que “haciendo un desglose de apenas 96.000 pesos (unos 96 dólares) por cada cliente, con lo que no se compra un ventilador nuevo, hubo al menos 60.000.000 dólares de daños”.

Según el informe, los barrios que resultaron más afectados por los cortes fueron Monserrat, Parque Patricios, Retiro, San Nicolás, Almagro, Balvanera, Boedo, Caballito, Recoleta y Villa Devoto. En el caso de la provincia de Buenos Aires los distritos más golpeados han sido: Avellaneda, Lanús, Esteban Echeverría, Lomas de Zamora, Presidente Perón y Quilmes”, dijo Miglino.

Miglino resaltó que la empresa EDESUR precisó el miércoles a través de su cuenta oficial en X que “se restituyó el suministro a todos los clientes afectados por la salida de servicio de líneas de alta tensión que se produjo en el día de hoy. Quedan fallas puntuales en la red de media y baja que están siendo atendidas”.

“Sin embargo, nada dice de los daños causados a los clientes residenciales y comerciales”, cuestionó el titular de Defendamos Buenos Aires.

Para este abogado, la empresa EDESUR es 100 por ciento responsable por los apagones masivos, en tanto reconoció fallas propias en sus centrales de producción de energía en Costanera y otras y en la distribución de dos líneas de alta y media tensión.

“Para los clientes resulta imposible acceder a ese tipo de instalaciones e incluso está vedado el acceso a todo aquel que resulte ajeno a la empresa con lo que la responsabilidad objetiva es total”, dijo.

Según Miglino, “EDESUR debe hacerse cargo de los daños en propiedades, electrodomésticos, en los accidentes causados en al menos 51 ascensores con personas que terminaron internadas con picos de stress y de presión, producto de la terrible situación padecida”.

El letrado incluyó en la lista de potenciales reclamantes a “la gente que quedó varada en los subtes y los comercios que perdieron mercadería y atención al público. Lo mejor es intimarlos de inmediato”, recomendó.

En tanto el ENRE investigará los dos eventos sucedidos durante el miércoles: los desenganches de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05:24, y de las líneas de alta tensión CostaneraHudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07, que dejaron sin servicio a 550.000 y 740.000 usuarios respectivamente.

La entrada Calculan en $ 60 mil millones las pérdidas debido a los apagones se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

La minera Rio Tinto se convirtió en el principal productor de litio en la Argentina

El gigante multinacional británico Rio Tinto, la segunda compañía minera más grande del mundo, se convirtió en el principal productor de litio en la Argentina,

Río Tinto completó este jueves la compra de la compañía Arcadium Lithium, y mejoró su posicionamiento en el mundo minero global.

Con la compra de la australiana Arcadium, Rio Tinto pasó a controlar y operar dos de los seis proyectos actualmente en producción en el país, convirtiéndose en la principal productora de litio en Argentina.

La empresa se sumó al RIGI para invertir US$ 2.500 millones. El acuerdo por la compra de Arcadium se situó en US$ 6.700 millones, permitiéndole controlar el proyecto Salar de Olaroz, en Jujuy. 

Además, Río Tinto ya tenía los proyectos Fénix, ubicados en Catamarca y está pronto a incorporar el proyecto Rincón Litio, en Salta.

Luego de concluida la compra, Río Tinto pidió incorporarse al RIGI (Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones), con el objetivo de invertir US$ 2.500 millones en la ampliación de su planta en Rincón Litio.

Estipulan que estas obras concluyan a mitad de año, lo que le daría a Río Tinto el control de tres proyectos de litio para exportar el valioso mineral. Rio Tinto operó en Mendoza con Potasio Río Colorado, hasta 2009.

“La adquisición establece a Rio Tinto como líder mundial en el suministro de materiales para la transición energética y como un importante productor de litio, con una de las bases de recursos de litio más grandes del mundo. Rio Tinto Lithium tiene como objetivo aumentar la capacidad de sus activos de nivel 1 a más de 200 mil toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE) para 2028″, señaló la compañía en un comunicado.

“Creemos que estamos bien posicionados para suministrar los materiales necesarios para la transición energética, manteniendo al mismo tiempo nuestro enfoque en respetar a las comunidades locales, minimizar los impactos ambientales y generar valor para los accionistas y otras partes interesadas”, enfatizó el director ejecutivo de Rio Tinto, Jakob Stausholm.

Río Tinto, con sede en Londres pero negocios en todo el mundo, es una empresa minera que comenzó a operar en 1873. Es una de las más grandes empresas del mundo, líder en el mercado global de hierro, aluminio y cobre.

Operó en Mendoza con Potasio Río Colorado hasta 2009, cuando vendió el proyecto a la minera brasileña Vale.

La entrada La minera Rio Tinto se convirtió en el principal productor de litio en la Argentina se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

YPF ganó 4.654 millones de dólares en 2024 y se consolidó como el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta

La petrolera estatal YPF obtuvo una ganancia de 4.654 millones de dólares en 2024, de la mano del fuerte crecimiento del megayacimiento no convencional de Vaca Muerta, informó la compañía.

El EBITDA -beneficios antes de intereses e impuestos- creció 15%, impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.

El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado en el plan estratégico.  El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.

Finalmente, además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$ 800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones singarantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero último 1.100 millones dedólares en bono internacional sin garantía a 9 años con rendimiento del 8,5% para refinanciar 757millones de dólares y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

En 2024, la compañía se consolidó como el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta, donde su producción creció 26%. Las exportaciones de la petrolera estatal subieron 174%.

Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, un 26% de crecimiento respecto del año anterior y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior.

En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 mil barriles en 2024, un crecimiento del 13% respecto del año anterior. 

Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo

La entrada YPF ganó 4.654 millones de dólares en 2024 y se consolidó como el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta se publicó primero en Energía Online.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

La Mirada: “Con la energía no se juega, es un sector que necesita políticas sostenibles”

Para el ex secretario de Energía de la Nación, “estamos frente a un sistema exigido que no ha sido debidamente capitalizado debido a las políticas públicas”. La situación energética en Argentina atraviesa un momento complicado, lo cual quedó demostrado en el reciente corte masivo que hubo en distintos puntos del AMBA, a eso se le agrega la incesante ola de calor y las denuncias por falta de inversión en los sistemas eléctricos. En este contexto, este medio se comunicó con el ex secretario de Energía, Daniel Montamat. Los cortes masivos de energía que afectaron a más de un millón de […]

The post La Mirada: “Con la energía no se juega, es un sector que necesita políticas sostenibles” first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gas: Vaca Muerta suma avances en la separación

A medida que se incrementa la cantidad de shale gas son más los líquidos ricos, como el propano, butano y etano, que se pueden extraer. El gas natural tiene, según su procedencia, una mayor o menor cantidad de líquidos ricos que pueden ser separados y destinados a fines específicos. Esto es más notable con buena parte del gas de Vaca Muerta, que tiene una cantidad tan alta de estos líquidos que ya colmó la capacidad de separación existente y una de las firmas del sector está ampliando sus instalaciones. Se trata de Compañía Mega, una firma especializada precisamente en este […]

The post Gas: Vaca Muerta suma avances en la separación first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Empresas: Cuál es el costo de producción de barril de Vista

La compañía cerró un 2024 con una mejora en sus operaciones en el shale oil. Su producción interanual creció un 51% fortaleciendo su presencia en Vaca Muerta. Vista Energy continúa fortaleciendo su posición en Vaca Muerta con una estrategia enfocada en expansión, optimización operativa y sostenibilidad. A través de inversiones clave y una gestión eficiente de costos, la compañía logró potenciar su desarrollo en shale oil, asegurando una operación competitiva y alineada con los estándares ambientales del mercado. La producción de Vista En este marco, la empresa que lidera Miguel Galuccio alcanzó una producción de 85,3 Mboe/d en 2024, registrando […]

The post Empresas: Cuál es el costo de producción de barril de Vista first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Inversiones: Figueroa y Wereltineck buscan inversores británicos en Londres para el sector energético

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y su par de Río Negro, Alberto Wereltineck, participan en la ciudad de Londres de la Misión Comercial de Energía Argentina – Reino Unido, con el objetivo de atraer inversiones británicas al sector energético. Acompañados por diplomáticos y representantes de empresas privadas, los mandatarios buscan fomentar el desarrollo de proyectos vinculados a la explotación de gas, Gas Natural Licuado (GNL) y energías renovables. El evento, que se extenderá hasta el miércoles 5 de marzo, fue organizado por la Cámara de Comercio Argentino-Británica (BritCham Argentina), la Cámara de Comercio Británica Argentina en Londres (BACC), la […]

The post Inversiones: Figueroa y Wereltineck buscan inversores británicos en Londres para el sector energético first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta: Marcó un nuevo récord de fracturas y proyecta un fuerte crecimiento en la producción

Con 1.978 etapas de fractura en febrero, más de 200 que el mes anterior, la actividad en la Cuenca Neuquina sigue en ascenso. YPF lidera el sector, mientras que Vista y Pampa Energía aumentan su participación. Un nuevo récord en las etapas de fractura en Vaca Muerta durante febrero anticipa un crecimiento significativo en la producción de hidrocarburos, especialmente de petróleo, durante el primer cuatrimestre del año. Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, el mes pasado se registraron 1.978 etapas de fractura, más de 200 adicionales respecto a enero, marcando un hito histórico para la […]

The post Vaca Muerta: Marcó un nuevo récord de fracturas y proyecta un fuerte crecimiento en la producción first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Eventos: Mendoza será sede del Encuentro Internacional de Minería

Con este importante anuncio, la provincia se consolida como hub financiero. El objetivo es atraer inversiones a la provincia, como también financiar proyectos mineros y de infraestructura. Será durante del 2 al 4 de abril. Se espera la participación de empresas locales, nacionales y de países como Chile y Brasil. En el marco de la PDAC 2025, el gobernador Alfredo Cornejo participó este martes en actividades donde se planteó el desafío de posicionar a Mendoza como un centro financiero estratégico para la región. En este sentido, la Provincia ─con su cercanía a Chile y su sólido sistema institucional─ busca consolidarse […]

The post Eventos: Mendoza será sede del Encuentro Internacional de Minería first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Infraestructura: Avanza la pavimentación de la Ruta 5, que va de Añelo a Rincón de los Sauces

Gracias a la gestión del gobernador en conjunto a las empresas de Vaca Muerta se avanza en la seguridad de los trabajadores del petróleo mejorando los accesos. Durante la gestión del gobernador Rolando Figueroa la provincia de Neuquén experimentó un crecimiento sin precedentes de norte a sur. Las obras viales son uno de los ejes que buscan conectar toda la extensión provincial, sobre todo en la zona de Vaca Muerta uno de los tramos más transitados diariamente. En este sentido se avanzó en la pavimentación de la Ruta Provincial 5 que une Añelo y Rincón de los Sauces buscando mejorar […]

The post Infraestructura: Avanza la pavimentación de la Ruta 5, que va de Añelo a Rincón de los Sauces first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gas: Pampa Energía aumentó un 21% su producción y acelera a fondo en el shale oil

La compañía asume grandes desafíos para este año. En 2024, su EBITDA creció un 19% interanual y su deuda neta se encuentra en el nivel más bajo desde 2016. Pampa presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados. Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto […]

The post Gas: Pampa Energía aumentó un 21% su producción y acelera a fondo en el shale oil first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Renovables: Últimos detalles para dotar de energía solar al Complejo La Mielera

Más desarrollo jujeño en torno a generación distribuida de energías renovables: un generador fotovoltaico abastecerá al Complejo La Mielera, en San Pedro. En el marco de un convenio entre la Secretaría de Energía de la provincia y la Municipalidad de San Pedro de Jujuy, está en instancias finales la construcción de un generador fotovoltaico en el complejo La Mielera, en el acceso sur de la ciudad de San Pedro, sobre Ruta Provincial 56. Otro proyecto de generación distribuida de energías renovables «Este nuevo proyecto se da en el marco de la política de Generación Distribuida de Energías Renovables que lleva […]

The post Renovables: Últimos detalles para dotar de energía solar al Complejo La Mielera first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Empresas: SPI Astilleros desarrolló un centro de cómputos modular para Vaca Muerta

En un esfuerzo conjunto con la empresa Unblock y otras empresas del clúster de energía de Mar del Plata y de ABIN, se diseñó y construyó un prototipo para optimizar el uso del gas, con potencial para minería de criptomonedas e inteligencia artificial SPI Astilleros, empresa referente de la industria naval y metalmecánica nacional, en conjunto con la empresa Unblock trabajó en el desarrollo de un prototipo de centro de cómputos modular para optimizar el uso del gas en Vaca Muerta, con potencial para minería de criptomonedas e inteligencia artificial. El diseño del proyecto estuvo a cargo de los equipos […]

The post Empresas: SPI Astilleros desarrolló un centro de cómputos modular para Vaca Muerta first appeared on Runrún energético.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Este martes, las principales empresas del sector se reúnen en FES México 2025

La espera está terminando. Este martes 11 de marzo, Future Energy Summit México 2025 reunirá en la Ciudad de México a los líderes del sector energético para debatir sobre el presente y futuro de las energías renovables en el país. Con la participación de las empresas más influyentes del mercado y un programa de conferencias de alto nivel, el evento se consolida como el punto de encuentro imprescindible para quienes impulsan la transición energética en la región.

📍 Marriott Reforma México, CDMX
🎟️ Últimas entradas disponiblesRegístrate aquí

Las principales empresas del sector, presentes en FES México 2025

Future Energy Summit México 2025 cuenta con el apoyo de los principales actores de la industria que están impulsando la transformación energética en el país y la región. Entre las empresas que nos acompañan en esta edición destacan Sungrow, JA Solar, Seraphim, Trina Solar, 360 Energy, Tuto Power, Growatt, Risen, ZNShine, Nordex, DIPREM, Alurack, Telener 360 y BLC Power Generation, quienes estarán presentes para compartir sus estrategias y soluciones innovadoras para el desarrollo del sector renovable.

Un evento con conferencias de alto nivel

La jornada iniciará con un análisis clave sobre el sector fotovoltaico en México. A las 9:10 AM, el panel «Estado de la energía solar fotovoltaica en México. Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas» reunirá a destacados expertos para analizar las tendencias del mercado, las oportunidades de inversión y las innovaciones que están transformando el sector.

El panel contará con la participación de Dario Leoz, director general de Tuto Power; Héctor Nuñez, North Latam Head of Sales de Sungrow; Alexander Foeth, country manager México de JA Solar; José Luis Blesa, Latam director de Seraphim, y Juan Pablo Sáenz Castañeda, country manager de Atlas Renewable Energy. La moderación estará a cargo de Guillaume Fouché, business director Latin America de Bloomberg NEF, quien guiará la conversación en torno a las perspectivas del sector fotovoltaico en el país.

Últimos días para registrarse

Con la presencia de los principales líderes del sector y empresas clave del mercado, FES México 2025 se posiciona como el evento más importante del año para el sector de las energías renovables en el país. Además de las conferencias especializadas, el evento ofrece espacios de networking exclusivos, donde los asistentes podrán generar nuevas oportunidades de negocio y establecer alianzas estratégicas para el desarrollo de proyectos.

📢 ¡Últimas entradas disponibles! Asegura tu participación en el evento que marcará el futuro de las renovables en México. Regístrate aquí: ENTRADAS DISPONIBLES.

La entrada Este martes, las principales empresas del sector se reúnen en FES México 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

¿Cuáles son los proyectos híbridos de alto impacto de BLC Power Generation para impulsar la transición energética?

En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.

En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos, según detallaron.

Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en proyectos híbridos en la Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. “El enfoque en la integración de tecnologías híbridas y la capacidad de adaptación posicionan a la compañía como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos”, destacaron desde la firma.

Proyectos que transforman el futuro energético

Las soluciones de BLC Power Generation se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.

Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.

Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.

También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.

En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.

En la Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, la empresa integró el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.

Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red«.

Innovación para un futuro más sostenible

“BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada”, aseguraron desde la empresa.

Martín Lopez, director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética”.

“Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable”, concluyeron desde BLC Power Generation.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Pampa Energía presentó un balance anual: la producción de gas creció un 21% y la deuda neta se redujo al nivel más bajo desde 2016

Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, presentó este jueves ante inversores los resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Gustavo Mariani, CEO de Pampa, aseguró: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”.

“Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”, destacó el ejecutivo de Pampa.

Crecimiento

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. “Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en el parque generador y la puesta en marcha del Parque Eólico Pampa Energía VI”, remarcaron desde la firma.

Para el yacimiento Rincón de Aranda, la empresa informó que tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Pampa ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20.000 barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

Entre los resultados, desde la empresa destacaron el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Se trata de una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que “gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a siete y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027”.

, Redaccion EconoJournal

Información de Mercado

Impulsada por Vaca Muerta, la producción de YPF creció 26% y las exportaciones 174% durante 2024

YPF presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 que puso en marcha Horacio Marín, logrando consolidarse como el mayor productor de petróleo shale en Vaca Muerta y exportador de petróleo del país.

Según un comunicado de prensa enviado a Energy Report, durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, un 26% de crecimiento respecto al año anterior y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Fuente https://www.ambito.com/energia/impulsada-vaca-muerta-la-produccion-ypf-crecio-26-y-las-exportaciones-174-2024-n6120758

 

Información de Mercado

Pampa Energía aumentó un 21% su producción de gas y acelera a fondo en el shale oil

Pampa presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”. “Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016” agregó.

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

La ventana de petróleo

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento Rincón de Aranda, donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Actualmente, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/produccion/pampa-energia-aumento-un-21-su-produccion-gas-y-acelera-fondo-el-shale-oil-n1178168

Información de Mercado

Es oficial el aumento en la tarifa de gas: de cuánto es la suba

El gobierno de Javier Milei aprobó este jueves los nuevos cuadros tarifarios que aplicarán en marzo las empresas dedicadas al transporte y distribución de gas natural por redes. Los usuarios sentirán el impacto en sus facturas que llegarán con una suba del 1,7%.

Así quedó plasmado en una veintena de Resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicados hoy en el Boletín Oficial que contemplan a cada de una de las empresas del sector.

Los cargos varían según la zona y la región. Además, fijan los montos en concepto de m3 de consumo, precio en el Punto de Ingreso en el Sistema de Transporte, Diferencias Diarias Acumuladas, Gas Retenido, Costo de Transporte, entre otros.

Entre los considerandos que sustentan este nuevo tarifazo, el gobierno libertario recordó que inició un proceso de revisión tarifaria, correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de distribución y transporte de gas natural. A su vez, recordó que la Ley Bases declaró la emergencia pública en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de 1 año.

En esa línea el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, comunicó a la Secretaría de Energía que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.

“En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 1,7 %; y al precio Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) vigente según Resolución N° 25 de fecha 30 de enero de 2025 deberá aplicarse el artículo 5° de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”, precisó.

Los aumentos que habilitó el gobierno de Milei en 2024 implicaron un salto del 400% en las facturas finales de los usuarios el año pasado. Las empresas mejoraron sensiblemente sus balances y esperan consolidar ese proceso, a partir de un incremento en la rentabilidad, para transformarse en “sujetos de crédito”.

Durante los procesos de audiencias públicas, las empresas pidieron incrementos del 50%, pero desde la Secretaría de Energía ya habían adelantado que los aumentos solo se trasladarían en un 10% a las boletas de los usuarios. Finalmente, este mes la suba que verán reflejadas en las facturas será del 1,7%.

Fuente: https://www.minutouno.com/economia/es-oficial-el-aumento-la-tarifa-gas-cuanto-es-la-suba-n6120323

Información de Mercado

Por qué se produjeron los cortes de luz en Buenos Aires, según expertos

Mientras el Gobierno aún busca determinar por qué se produjo el masivo corte de luz en Buenos Aires y hasta se ha deslizado la hipótesis de un posible sabotaje a las líneas de alta tensión de la distribuidora eléctrica Edesur, expertos señalan a la falta de mantenimiento y el retraso de inversiones clave para el sostenimiento del servicio como las principales causales del masivo apagón que dejó a más de 620 mil usuarios sin luz en el AMBA este miércoles, en medio de una ola de calor que elevó la sensación térmica por encima de los 44 grados.

Para Darío Martínez, actual diputado nacional de Unión por la Patria y secretario de Energía durante el gobierno de Alberto Fernández, la clave es la falta de inversiones clave en el sector, que en el último año se ha visto beneficiado con aumentos de la tarifas de la energía eléctrica del orden del 270 por ciento, de acuerdo con datos del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), de la UBA y el Conicet.

“No alcanza con subir la tarifa, le dieron una tarifa innecesaria, porque lo que hay que hacer es mantenimiento y obras”, dijo Martínez en una entrevista con la AM 750, al tiempo que resaltó que el masivo apagón que dejó a millones de personas sin acceso al suministro se produjo por un calentamiento de las líneas de alta tensión “producto de la falta de inversión y mantenimiento”, y descartó el posible sabotaje, tal como buscó nstalar el área energética del Gobierno en las primeras horas posteriores al apagón.

Según Martínez, el mantenimiento y la inversión “deben ser permanentes” y “sin un Estado que controla, ocurren estas consecuencias”. “Si el privado sabe que vos en la discusión de las tarifas le diste todo lo que pidió y no hay control, difícilmente hagan las inversiones”, indicó el exsecretario de Energía.

Inversiones y la concesión en la mira

En este sentido, cobra relevancia la demora de la ampliación del parque de generación de energía eléctrica, que había dejado adjudicado Sergio Massa cuando era ministro de Economía, y que Milei suspendió al asumir.

Para Walter Martello, ex interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “el famoso cliché de que las empresas no tienen dinero para inversiones queda desestimado con el aumento que tuvieron en 2024″. “Había licitaciones lanzadas que se han interrumpido”, sostuvo en declaraciones a la AM 750.

“Cuando el Estado se corre y no controla, suceden este tipo de cosas”, agregó Martello, quien sostuvo que “lo peor que se puede hacer es no controlar y emitir resoluciones en beneficio de la empresa” Edesur, pertenenciente al Grupo Enel, cuyas acciones mayoritarias están en manos del Estado italiano. El exinterventor del ENRE recordó que durante su mandato en la administración de Alberto Fernández propuso la estatización del servicio, que está concesionado hasta 2087.

Por su parte, Martínez resaltó que “la sociedad evoluciona y los consumos evolucionan, no te podés quedar estanco atrás, hay que seguir haciendo inversiones, porque sino habrá estos colapsos muy seguido”, y condenó la suspensión de la obra pública, celebrada por Javier Milei. “El hombre es bueno y si se lo controla, es mejor. No alcanza con subir la tarifa, le dieron una tarifa innecesaria, porque lo que hay que hacer es mantenimiento y obra”, agregó, y habló de un gobierno de improvisados.

Además, Martínez se quejó de que el gobierno “utilice al Estado para hacer negocios y no para gestionar”, y sostuvo que “antes el principio rector de la Argentina era el autoabastecimiento energético y ahora el principio rector es la máxima rentabilidad del sector”.

“Milei dijo que iba a dolarizar la economía y pasó el costo de vida a dólar. Dolarizó las tarifas, dolarizó las naftas, dolarizó el costo de vida y no los ingresos. Las empresas están ganando más que nunca”, se indignó el diputado y exsecretario de Energía.

Apagón masivo: las posibles sanciones y la idea de un “sabotaje”

Tras el masivo apagón del miércoles que afectó a gran parte de la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano bonaerense, el Gobierno de Milei anunció que estaba “recopilando información” para definir qué clase de sanciones aplica a la distribuidora energética Edesur, que concentró a la mayor cantidad de usuarios afectados por los cortes de luz, con el objetivo de determinar si se trató de un accidente, una violación contractual o producto de la falta de inversiones.

El apagón que afectó a más de 620 mil usuarios ayer por la tarde – durante la mañana hubo otro corte de luz masivo, aunque más breve en tiempo – se produjo por el desenganche del sistema al menos en seis ocasiones entre las 5.23 y las 13.10 de las líneas de alta tensión de 220 kilovoltios y desde el gobierno no descartaban la posibilidad de un eventual sabotaje, aunque aún todo el evento es materia de investigación.

En tanto, este jueves aún había 10.000 usuarios que permanecían a osucras sin suministro eléctrico en el AMBA, con epicentro en el centro de la Ciudad de Buenos Aires, de acuerdo con datos oficiales del ENRE, que precisó que 8.837 usuarios afectados permanecían a Edesur, mientras que 1.049 eran de Edenor.

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/808745-por-que-se-produjeron-los-cortes-de-luz-en-buenos-aires-segu

Informacion

Cuáles son los barrios de CABA y municipios del conurbano con mayor cantidad de cortes de luz, y dónde tarda más en volver el servicio

Los dos apagones que generaron caos este miércoles en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) dejaron en evidencia la fragilidad del sistema eléctrico en la región de mayor consumo energético del país. El consenso del sector es que estas fallas son la consecuencia de años de desinversión y una política de atraso tarifario. Los problemas estructurales suelen agrandarse durante las olas de calor.

Según los últimos datos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), relevados entre marzo y agosto de 2024, los usuarios con peor calidad de servicio se concentran en municipios del sur del conurbano bonaerense y en la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires. Todos ellos dependen de la red de Edesur, la distribuidora con el peor desempeño en frecuencia y duración de las interrupciones.

Para medir la calidad del servicio eléctrico, el ENRE utiliza dos indicadores principales:

  • SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): refleja la cantidad de cortes de luz que sufre un usuario en promedio durante un semestre.
  • SAIDI (System Average Interruption Duration Index): mide el tiempo total que un usuario pasa sin electricidad en ese período, en horas.

En el Gran Buenos Aires, San Vicente y Cañuelas son los distritos más afectados, con cortes prolongados y recurrentes. En la Ciudad, la Comuna 4 (La Boca, Barracas, Parque Patricios y Nueva Pompeya) encabeza el ranking de los barrios con peor calidad del suministro eléctrico. En algunas zonas, los usuarios pasaron en promedio más de 30 horas sin electricidad en solo seis meses. Por estas fallas, el ENRE aplicó sanciones por más de $65.000 millones, de los cuales el 87% corresponde a Edesur.

De los partidos bonaerenses y/o comunas porteñas que integran su área de concesión, Edenor incumplió el indicador SAIFI en el partido de Escobar, e incumplió el indicador SAIDI también en Escobar y en los partidos de La Matanza, Malvinas Argentinas, Moreno, Pilar, San Fernando, San Miguel y Tigre. La distribuidora tiene 3,4 millones de clientes.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Petroleras se reunieron con Figueroa y acordaron financiar un 80% del costo de la Circunvalación de Añelo

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezó en la tarde del jueves una reunión junto a las principales operadoras petroleras de Vaca Muerta en la que se acordó avanzar en el financiamiento de la Circunvalación de Añelo, una obra clave para descomprimir la logística en la localidad que funciona como puerto de acceso al principal enclave no convencional de Neuquén. El proyecto es una de las prioridades que tienen tanto la gobernación de la provincia como la industria hidrocarburífera, ya que permitiría descongestionar el tránsito en el epicentro del desarrollo de Vaca Muerta y generaría un ahorro anual de 50 millones de dólares.

El encuentro tuvo lugar en Buenos Aires en la Casa de Neuquén, tal como había anunciado Figueroa el pasado 1° de marzo durante la apertura de Sesiones Ordinarias de la Legislatura, con el objetivo de trazar una ruta de trabajo y crear el Fondo de Infraestructura para Vaca Muerta. Además de obras, el gobernador neuquino insistió a las empresas en que apoyen el programa de becas escolares Gregorio Álvarez y les pidió que contraten mano de obra local en los principales proyectos que tiene la industria en la provincia. «El gobernador destacó la transparencia y la trazabilidad con el que se está ejecutando el programa de becas y pidió avanzar con el desarrollo de infraestructura que es clave para garantizar la sustentabilidad de Neuquén», indicó uno de los ejecutivos asistentes de la reunión.

Inversión

Días atrás, Figueroa había adelantado a EconoJournal que el encuentro tenía como fin “decirles a las empresas lo que pretendemos y trazar una curva de inversión para que nosotros podamos acompañar ese camino hacia donde quieren ir e intervenir de la mano de lo que queremos nosotros”.

Este jueves el mandatario presentó el Fondo de Infraestructura como un mecanismo para ejecutar las obras que necesita la industria para apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta, entre las que destacó nuevas rutas y redes de electricidad, como así también la Red Azul de agua.

La reunión finalmente tuvo lugar a las 15 en la Casa del Neuquén, en la calle Maipú y culminó pasadas las 17. Contó con la presencia de parte del gabinete como el ministro de Energía, Gustavo Medele, el ministro de Jefatura de Gabinete, Luis Ousset, el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, el de Trabajo, Lucas Castelli, la de Educación, Soledad Martínez y la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves.

Por parte de las empresas se hizo presente el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, junto con referentes de compañías como YPF, Shell, Pluspetrol, Pan American Energy, Phoenix, TotalEnergies y Pampa Energía. Además, participó el líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci.

Acuerdo por Añelo

La reunión de hoy sirvió para poner en agenda como prioridad número uno la culminación de la Cincunvalación de Añelo, una arteria que se encuentra en el seno de Vaca Muerta y cuya ampliación es vital para acompañar su desarrollo. En este punto, el gobernador neuquino consideró que implicará un “win-win” tanto para la provincia como para las compañías al permitirles generar un ahorro anual de 50 millones de dólares y descomprimir el congestionado tránsito de la zona.

Sobre este tramo en particular, 10 operadoras se comprometieron a culminar los 60 kilómetros de ruta que restan. De esta forma, se lograría finalizar bypass de Ruta 7 que incluiría la pavimentación en la Circunvalación de Añelo -ubicada entre las ruta 8 y la 17- para así permitir contar con una traza alternativa para el Corredor Petrolero. Las operadoras se comprometieron a financiar un 80% del costo de construcción de la obra, que demandará unos 60 millones de dólares. El 20% restante estará en cabeza de la provincia.

Una de las principales dudas que plantea el esquema de asociación pública-privada es el mecanismo de financiamiento que tanto empresas como el gobierno provincial utilizarían para ejecutar estas obras. Sobre este punto, las petroleras propusieron crear un fideicomiso y finalmente acordaron realizar una nueva mesa técnica a fines de marzo entre integrantes de la CEPH y miembros del gabinete de Figueroa donde se defina cómo será el uso de los fondos y cuáles serán las próximas obras a ejecutar.

En paralelo, la CEPH avanza en el estudio que encargó a la consultora AC&A para determinar cuáles son los trabajos prioritarios para la industria en base al nivel de actividad y el desarrollo de las áreas petroleras.

Por su parte, el gobernador también hizo énfasis en que las regalías son una retribución que recibe la provincia y que se basa en la extracción de un recurso no renovable. Dijo que actualmente, la mitad de su recaudación se utiliza para generar nueva infraestructura y señaló a las empresas que “si mejoran en este aspecto van a hacer una diferencia”.

En el encuentro se plantearon además otros dos ejes: educación y empleo local. En el primer punto, la ministra Martínez comentó acerca del Plan Gregorio Álvarez, mientras que el gobernador les pidió a las empresas que comprometan más fondos para así poder beneficiar a más estudiantes y aumentar los montos de los beneficios.

El último eje de la reunión abordó el empleo local. En este punto, Rucci reclamó que trabajadores de Mendoza, Chubut y Santa Cruz llegan a Neuquén donde ocupan puestos laborales y se les pidió a las compañías que priorizaran la mano de obra neuquina en los desarrollos que tienen proyectados.

, Laura Hevia

energiaestrategica.com, Información de Mercado

México y su camino hacia un posible futuro 100% renovable: líderes del sector analizarán los mercados en FES México 2025

Este martes 11 de marzo, la Ciudad de México será el escenario de un debate clave para el futuro energético del país. Future Energy Summit México 2025 reunirá a los principales ejecutivos del sector renovable para analizar el papel de la energía eólica y solar en la transformación del mercado eléctrico y su impacto en la competitividad de la economía mexicana.

📍 Marriott Reforma México, CDMX
🎟️ Últimas entradas disponiblesRegístrate aquí

El rol de la energía eólica en la matriz energética de México

El desarrollo de la energía eólica onshore es clave para avanzar hacia una matriz energética más sostenible en México. A las 12:45 PM, el panel «Energía eólica onshore como aliada de una matriz 100% renovable en México» reunirá a expertos que compartirán su visión sobre el crecimiento del sector y los desafíos para su consolidación.

El panel contará con la participación de Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener360; Elisa Figueroa, sales manager para México, Centroamérica y el Caribe de Nordex Group; José Antonio Aguilar, principal y presidente del Consejo de Vive Energía; y Leonardo Beltrán, non-resident senior fellow en Inter American Dialogue. La sesión será moderada por Héctor J. Treviño, director ejecutivo de AMDEE, quien guiará la conversación sobre el desarrollo de nuevos parques eólicos y el marco regulatorio para su expansión.

Renovables y competitividad: la visión de los líderes del sector

Con el crecimiento acelerado de la generación renovable, México enfrenta un momento decisivo en la integración de estas fuentes a su matriz energética. A la 1:35 PM, el panel «El impacto del crecimiento renovable mexicano en la competitividad del país. Visión de líderes de la cadena de valor» analizará cómo el desarrollo de proyectos eólicos y solares influye en la estabilidad del mercado energético y en la atracción de nuevas inversiones.

Entre los expertos que debatirán este tema estarán Catalina Delgado, senior manager de Asuntos Regulatorios en Invenergy; Victoria Sandoval, senior sales en Risen Energy; y Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo de Proyectos y Tecnología en 360Energy. La moderación estará a cargo de Yolanda Villegas, directora legal de Compliance y Relaciones Institucionales en Envases, quien liderará la discusión sobre los retos regulatorios, las oportunidades de financiamiento y la importancia de fortalecer la cadena de valor de las renovables en México.

Últimas entradas disponibles

Con la participación de los principales líderes del sector y un programa de conferencias de primer nivel, FES México 2025 se posiciona como el evento clave para quienes están impulsando la transición energética en el país. Además de los paneles especializados, el evento ofrece espacios de networking exclusivos para conectar con inversionistas, desarrolladores de proyectos y expertos de la industria.

📢 ¡Últimos lugares disponibles! Asegura tu participación en el evento que marcará el futuro de las renovables en México. Regístrate aquí: ENTRADAS DISPONIBLES.

La entrada México y su camino hacia un posible futuro 100% renovable: líderes del sector analizarán los mercados en FES México 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

MSU Green Energy acelera su expansión solar y proyecta superar 1 GW de capacidad renovable

MSU Green Energy fue una de las grandes energéticas que participaron de FES Argentina, encuentro organizado por Future Energy Summit que reunió a más de 500 líderes del sector renovable de la región. 

Tomás Darmandrail, gerente de Desarrollo Corporativo de MSU Green Energy, pasó por los micrófonos del streaming de Strategic Energy Corp en el marco de FES Argentina y dio a conocer cómo la compañía acelera su expansión solar y analiza nuevas oportunidades de negocio. 

“Ya contamos con 230 MW de capacidad renovable en operación, con la intención de cerrar el presente año con 370 MW operativos en el país”, afirmó durante el primer día del encuentro en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

El portafolio de MSU Green Energy incluye los parques solares en operación Las Lomas (32 MW) en la provincia de La Rioja, Pampa del Infierno (130 MW), Charata (28 MW) y Villa Ángela (40 MW) en Chaco; a la par que avanza con la construcción de los parques Sáenz Peña, Castelli, Ingeniero Juárez y Las Lomitas.

En paralelo, MSU Green Energy apuesta al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar un ambicioso proyecto de 330 MW de potencia en Catamarca, que ya tiene prioridad de despacho junto a otros parques en Neuquén y Chaco (PS La Escondida – 100 MW de capacidad). 

“El proyecto de Catamarca representa una inversión de USD 270.000.000, con la intención de iniciar la construcción en la segunda mitad de 2025. Ya tenemos el terreno comprado, los permisos avanzados y estamos cerrando la compra de los equipos principales”, detalló Darmandrail. 

“Con todo ello, superaremos 1 GW de potencia renovable, puramente solar, y la intención es poder ejecutarlos en los próximos 2 – 3 años, con financiamiento mediante”, agregó en el streaming de  Strategic Energy Corp del encuentro FES Argentina. 

La diversificación de MSU Green Energy no se limita solo a la generación de energía solar, sino que la empresa evalúa su participación en la primera gran licitación por 500 MW en baterías, a instalarse en las redes del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

“Estamos analizando varios proyectos, revisando el pliego licitatorio, los límites de precio y el mecanismo de adjudicación”, explicó el gerente de Desarrollo Corporativo de la compañía, aclarando que la decisión final dependerá de la viabilidad económica y de los acuerdos con proveedores, ya que el monto de inversión depende fuertemente del costo de la baterías. 

“Debemos ser muy finos en el análisis financiero, por lo que estamos en conversaciones con distintos proveedores y evaluando mecanismos de financiamiento”, añadió.

Mercado financiero y oportunidades de financiamiento en renovables

El desarrollo de energías renovables en Argentina sigue atado a la evolución del marco normativo y a las oportunidades de financiamiento. 

En este sentido, MSU Green Energy observa un mayor apetito y apertura del mercado financiero por proyectos energéticos, especialmente para contratos PPA de centrales renovables, ya sea puramente generación o híbridas con sistemas BESS. 

“Hay más interés en renovables y, muchas veces, el almacenamiento se asocia directamente con estos proyectos. Hay muchos fondos de inversión internacionales o multilaterales que tienen líneas de crédito específicas para renovables o baterías”, manifestó.

La entrada MSU Green Energy acelera su expansión solar y proyecta superar 1 GW de capacidad renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Senadores de Chile solicitan salida de autoridades del Coordinador Eléctrico tras el masivo blackout

La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile abordó el apagón masivo que el pasado 25 de febrero dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé (más del 90% del país) por más de seis horas.

A pesar de las explicaciones del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y los próximos pasos que se tomarán para determinar las causas de manera puntillosa (incluyendo más de 500 informes de parte de los coordinados), legisladores apuntaron contra las autoridades del CEN y solicitaron su salida del organismo. 

“Le tengo un gran respeto a la itinerancia del Coordinador Eléctrico, pero no percibo una autocrítica, sino que veo una transferencia de responsabilidad distribuida entre las empresas y actos de fé de las mismas que no se compatibilizan con los hechos”, indicó el senador y presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Juan Luis Castro.

“Considero cuesta arriba que desde que se ideó un plan de contingencia, no lo tengamos, y que el plan de rescate no haya tenido simulaciones para haber detectado si el sistema funcionaba o no (…) Por lo que pregunto si han evaluado dar un paso al costado ante el escenario y ausencias fuertes de respuestas”, señaló contra las autoridades del CEN presentes, Juan Carlos Olmedo (presidente) y Ernesto Huber (director ejecutivo). 

Mientras que la legisladora Yasna Provoste apuntó contra el “grave incumplimiento de obligaciones técnica y regulatorias” del CEN y la falta de implementación del plan de defensa contra las contingencias extremas, independientemente si las hubieran podido (o no) prevenir el blackout. 

“La ausencia de la certificación impide tener certezas técnicas sobre la real condición operativa y la disponibilidad efectiva de las unidades al momento del apagón. El Coordinador Eléctrico Nacional es el organismo responsable de asegurar la operación segura y técnicamente adecuada del sistema eléctrico nacional en todo momento. Entonces no tengo dudas de quién es el responsable”, remarcó. 

Estas posturas parlamentarias se debe a que las explicaciones del organismo independiente no resultan suficientes para explicar el masivo corte eléctrico, que alegó que “no se puede descartar la participación de terceros”.

“Es parte de la investigación. La información que tenemos es que se había inhabilitado y finalmente terminó operando y desconectando la línea. No se puede descartar si la intervención que hizo la empresa ISA Interchile (propietaria de la línea Cardones-Polpaico, en cuyo tramo mencionado se produjo el incidente) de haber inhabilitado la protección correctamente o no, si hizo un trabajo posterior a la comunicación que implicara una operación errónea o incorrecta de la intervención”, insistieron desde el CEN. 

“El Consejo Directivo y toda la organización del Coordinador hará su autocrítica, pero en el momento que dispongamos de evidencia. Estamos haciendo todo el esfuerzo en elaborar el estudio de análisis de falla, y junto a la auditoría correspondiente veremos si ISA Interchile no deshabilitó, rehabilitó o intervino la línea en cuestión”, aclararon. 

Próximo análisis en el Legislativo

Con el fin de analizar las causas, consecuencias y las medidas anunciadas por el Ejecutivo en relación al corte general de energía eléctrica vivido hace unos días, la Sala del Senado informó que el próximo 11 de marzo se realizará sesión especial de 17 a 20 horas, con la presencia de autoridades del Estado vinculadas al área.

La entrada Senadores de Chile solicitan salida de autoridades del Coordinador Eléctrico tras el masivo blackout se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Fernanda Cardona es la nueva ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay

El 1.° de marzo asumió el presidente electo, Yamandú Orsi, junto a las autoridades que lo acompañarán durante su gestión. De esta forma, Uruguay celebra 40 años ininterrumpidos de democracia.

Durante la ceremonia, Fernanda Cardona firmó el Libro de Actas y asumió así oficialmente el cargo de ministra de Industria, Energía y Minería.

Cardona es doctora en Derecho y Ciencias Sociales y cuenta con una experiencia de 25 años en la administración pública. Durante los últimos cinco años fue directora de UTE en representación del Frente Amplio.

La acompañarán en su gestión Eugenia Villar, como subsecretaria, y Rodrigo Díaz, como director general de Secretaría.

Trayectoria de la nueva gestión

Cardona es doctora en Derecho y Ciencias Sociales y posee una extensa trayectoria en la administración pública, con 25 años de experiencia en distintos organismos del Estado.

En los últimos cinco años, se desempeñó como directora de UTE en representación del Frente Amplio, participando en la toma de decisiones estratégicas en el sector energético.

Quien le sigue en su puesto es Eugenia Villar, subsecretaria de la cartera y Doctora en Derecho y Ciencias Sociales de la (UdelaR). También se desempeña como abogada independiente, asesora parlamentaria y de la Asociación de Feriantes del Uruguay.

El Director General de Secretaría será Rodrigo Díaz, quien se desempeña como docente y asesor jurídico de legisladores del Frente Amplio en temas vinculados a la industria, energía, minería y empresas públicas. También trabajó de asesor en el Ministerio de Salud Pública y en el Ministerio de Industria, Energía y Minería.

La entrada Fernanda Cardona es la nueva ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

BLC Power Generation impulsa la transición energética con proyectos híbridos de alto impacto

En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.

En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos. Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en importantes proyectos híbridos en Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. Su enfoque en la integración de tecnologías híbridas y su capacidad de adaptación la posiciona como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos.

Proyectos que transforman el futuro energético

Las soluciones de BLC Power Generation son altamente flexibles y se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.

Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.

Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.

También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.

En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.

En Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, integramos el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.

Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red.»

Innovación para un futuro más sostenible

BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada.

Martín Lopez, Director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética.»

Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable.

La entrada BLC Power Generation impulsa la transición energética con proyectos híbridos de alto impacto se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Growatt recibe e “TOP BRAND PV MEXICO 2025” en Re+ Mexico

En el marco de la feria Re+ Mexico, Growatt fue galardonada con el premio “TOP BRAND PV MEXICO 2025” otorgado por EUPD Research, en reconocimiento a su destacada presencia en el mercado fotovoltaico mexicano. Este premio resalta el liderazgo de Growatt en el mercado y refuerza su posicionamiento como una marca global con calidad y soporte local.

El premio “TOP BRAND PV” de EUPD Research es uno de los galardones más prestigiosos de la industria fotovoltaica, basado en un análisis exhaustivo de la percepción de marca y la recomendación de instaladores de energía solar. Cada año, EUPD Research realiza una encuesta independiente a los instaladores a nivel mundial, evaluando las marcas mejor posicionadas en diversas categorías. Gracias a su notable desempeño y reconocimiento, Growatt ha sido seleccionada como la marca líder en México en este análisis.

Este premio es un reconocimiento al esfuerzo de Growatt durante años en los mercados mexicano y latinoamericano. La compañía se distingue por su amplia gama de productos, que incluye soluciones fotovoltaicas para hogares, sistemas fotovoltaicos para aplicaciones comerciales e industriales, así como sistemas de almacenamiento de energía. Además, Growatt ha lanzado recientemente su innovador inversor microinversor NEO, que forma parte de su oferta avanzada para el mercado. La compañía ha adoptado una estrategia de calidad global y soporte local, estableciendo una robusta red de atención al cliente y soporte técnico en México y otros países de América Latina, lo que le permite ofrecer un servicio personalizado y cercano para cada proyecto fotovoltaico.

Los productos de Growatt no solo satisfacen las demandas globales, sino que también están adaptados a las condiciones específicas de cada región, lo que ha permitido a la compañía posicionarse de manera sólida en el mercado mexicano y ser reconocida por su compromiso con la excelencia.

México se ha consolidado como uno de los países con mayor crecimiento en el mercado fotovoltaico de América Latina. En los últimos años, las políticas gubernamentales de impulso a las energías renovables han acelerado el desarrollo de proyectos solares en el país. Según datos de EUPD Research, México es un mercado clave para la industria fotovoltaica a nivel global, especialmente en la aplicación de proyectos solares residenciales y comerciales, cuyo crecimiento sigue en aumento. Este galardón a Growatt refleja su capacidad para aprovechar las oportunidades en este mercado en expansión y su constante innovación.

Durante la ceremonia de entrega del premio en la feria Re+ México, Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, expresó su agradecimiento y reafirmó el compromiso de la empresa con el mercado mexicano. “Recibir el premio ‘TOP BRAND PV MEXICO’ es una clara muestra de nuestro éxito en este mercado, y subraya cómo nuestra estrategia global de calidad y soporte local se ha integrado perfectamente. Creemos firmemente que el mercado mexicano continuará su crecimiento acelerado, y Growatt seguirá respaldando la transición energética de México con productos y servicios de la más alta calidad”, señaló Lisa Zhang.

La entrada Growatt recibe e “TOP BRAND PV MEXICO 2025” en Re+ Mexico se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

DAS Solar Presenta Productos N-Type de Vanguardia en Key Energy 2025

DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica N-type, exhibió una gama de módulos N-type 4.0, módulos DAS Black y módulos DBC en la Energy Transition Expo en Rimini, Italia, presentando sus últimos avances y logros en innovación tecnológica solar a una audiencia global.

Europa sigue siendo una de las regiones más dinámicas para la energía solar, desempeñando un papel fundamental en la estrategia de expansión global de DAS Solar.

Como economía europea clave, Italia ha experimentado un crecimiento notable en su industria solar. Para finales de 2024, el país contaba con más de 1.87 millones de instalaciones solares conectadas a la red, con una capacidad instalada total que alcanzó los 37.08 GW, lo que representa un aumento del 30% en comparación con el año anterior. Este fuerte impulso subraya el compromiso de Italia con la energía limpia y presenta amplias oportunidades para empresas fotovoltaicas como DAS Solar.

Desde sus inicios, DAS Solar se ha dedicado a una estrategia orientada a la innovación, ofreciendo de manera constante productos fotovoltaicos de alta eficiencia y gran fiabilidad para satisfacer las demandas del mercado global.

En la exposición, la empresa presentó una impresionante gama de módulos, que incluyó módulos N-type 4.0 de 720W y 630W, un módulo DBC de 470W y un módulo DAS Black de 460W. Estos módulos avanzados demuestran la sólida experiencia tecnológica y las capacidades innovadoras de DAS Solar, a la vez que subrayan la profunda comprensión que tiene la compañía del cambiante panorama energético.

Para atender las diversas necesidades del mercado global, DAS Solar ha desarrollado estratégicamente una hoja de ruta tecnológica denominada “Un Núcleo, Tres Ramas”. Con TOPCon como su núcleo, la empresa está avanzando simultáneamente en tecnologías DBC, TSiP y SFOS, construyendo una red integral de innovación para futuras aplicaciones solares.

Entre los productos destacados, la serie DBC se distinguió por su rendimiento excepcional y su diseño estéticamente agradable, popular entre el mercado residencial local. Basada en la tecnología de capa de túnel TOPCon 4.0, combina las ventajas de las tecnologías TOPCon y BC, logrando una eficiencia de conversión ultra alta de más del 26.88%, lo que evidencia el liderazgo de DAS Solar en innovación solar de alto rendimiento.

Los módulos de la serie N-type 4.0 se convirtieron en uno de los principales atractivos del evento, llamando la atención por su alta densidad de potencia y su sobresaliente rendimiento en generación bifacial. Impulsadas por la tecnología N-type patentada de DAS Solar, las últimas celdas TOPCon 4.0 Plus cuentan ahora con una eficiencia media en producción en masa superior al 26.7%, estableciendo nuevos estándares de eficiencia. Con una fiabilidad, estabilidad y seguridad excepcionales, estos módulos están diseñados para sobresalir en una variedad de escenarios de aplicación, asegurando una producción energética de alto rendimiento a largo plazo.

En Italia, una nación reconocida por su profundo patrimonio artístico y arquitectónico, la estética juega un papel crucial en la selección de productos. Conscientes de ello, DAS Solar ha integrado de forma armoniosa la elegancia del diseño con la tecnología fotovoltaica de vanguardia. La serie DAS Black ejemplifica esta fusión, presentando una tecnología avanzada de recubrimiento y vidrio recubierto sin color que maximiza la absorción de luz, a la vez que realza una estética moderna y elegante.

Esta innovación se alinea perfectamente con la apreciación de Italia por la belleza y la funcionalidad, estableciendo nuevos estándares en la estética de los productos fotovoltaicos.

Como dos de las civilizaciones más prominentes del mundo, China e Italia han fortalecido la colaboración en el sector de las energías renovables en los últimos años. Con un mercado eléctrico bien establecido, abundantes recursos solares y un fuerte apoyo político a las energías renovables, Italia ofrece un entorno altamente favorable para las empresas fotovoltaicas.

En línea con su estrategia de expansión global, DAS Solar está abordando activamente las necesidades energéticas locales de Italia, alineando sus soluciones con los objetivos de neutralidad de carbono e independencia energética del país. A través de sistemas fotovoltaicos personalizados y de alta eficiencia, la empresa se compromete a impulsar la transformación energética sostenible en la región.

A medida que la demanda de energía renovable continúa en aumento en todo el mundo, DAS Solar se mantendrá a la vanguardia de los avances tecnológicos y el desarrollo de productos, ofreciendo soluciones solares más eficientes y fiables a clientes globales. Al trabajar estrechamente con socios internacionales, la empresa tiene como objetivo acelerar la transición global hacia la energía limpia, contribuyendo a un futuro de cero emisiones netas para todos.

La entrada DAS Solar Presenta Productos N-Type de Vanguardia en Key Energy 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Rio Tinto completó la adquisición del principal productor de litio de la Argentina

El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos empresas mineras más grandes del mundo, cerró la compra de Arcadium Lithium, la compañía creada el año pasado a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial. La adquisición fue por US$ 6.700 millones y la empresa ahora se convertirá en Rio Tinto Lithium. La firma, mediante esta transacción, se posicionó como el principal productor de este mineral del país.

Gracias a esta adquisición, la empresa pasará a operar dos proyectos que en la actualidad se encuentran en la etapa de producción en el país. Desde la compañía, aseguraron que el objetivo es aumentar la capacidad de los activos de nivel 1 a más de 200 mil toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE) para 2028.

“Las tecnologías y geografías complementarias ofrecen un valor atractivo impulsado por el crecimiento acelerado del volumen en un mercado en alza, proyectando un EBITDA y un flujo de caja operativo significativamente más altos en los próximos años”, destacaron a través de un comunicado.

Proyectos

Mediante esta adquisición, Río Tinto ahora estará a cargo del proyecto Salar de Olaroz, ubicado en Jujuy. También, el proyecto Fénix, localizado en el Salar del Hombre Muerto en Catamarca, en el cual la compañía planea construir una segunda planta de carbonato de litio. Dos iniciativas que se suman al proyecto Rincón, ubicado en Salta y operado por Río Tinto, que se espera que comience su producción comercial este año.

La semana pasada desde Arcadium Lithium comunicaron que, a pesar de las condiciones del mercado durante el año pasado, la compañía logró un incremento del 20 % interanual en la producción combinada de su proyecto Fénix y de Olaroz, con un volumen de 44.115 toneladas de carbonato de litio y 4.541 toneladas de cloruro de litio.

Jakob Stausholm, director ejecutivo de Rio Tinto, aseguró: «Hoy estamos encantados de dar la bienvenida a Rio Tinto a los empleados de Arcadium. Juntos, estamos acelerando nuestros esfuerzos para obtener, extraer y producir los minerales necesarios para la transición energética”.

A su vez, el ejecutivo sostuvo que “al combinar la escala, la solidez financiera y la experiencia operativa y de desarrollo de proyectos de Rio Tinto con los activos de primer nivel y las capacidades técnicas y comerciales de Arcadium, estamos creando un negocio de litio de primera clase que se suma a nuestras operaciones líderes de mineral de hierro, aluminio y cobre”.

“Creemos que estamos bien posicionados para suministrar los materiales necesarios para la transición energética, manteniendo al mismo tiempo nuestro enfoque en respetar a las comunidades locales, minimizar los impactos ambientales y generar valor para los accionistas y otras partes interesadas”, consideró.

Transacción

Los accionistas de Arcadium Lithium recibirán una contraprestación total en efectivo de 5,85 dólares por cada acción que posean en la fecha de registro del plan.

Además, Rio Tinto financiará la adquisición recurriendo a su línea de crédito puente existente, que planea reemplazar con financiación de deuda a largo plazo.

En relación con la finalización de la transacción, las acciones de Arcadium Lithium y los recibos de depósito CHESS (CDI) se retirarán de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) y de la Bolsa de Valores de Australia (ASX), respectivamente, según detallaron.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Pampa Energía presentó resultados 2024. invertirá U$S 1.500 millones para desarrollar Rincón de Aranda

Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024, informó los logros alcanzados durante el año pasado, y avanza en el desarrollo de petróleo en Vaca Muerta.

Al respecto, Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó que “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó 21 % respecto a 2023, lo que significa casi 80 % más que lo producido en 2017”.

“Además, agregó, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA (resultados antes de intereses, impuestos y amortizaciones) creció 19 % interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”.

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3 % del total país y un crecimiento de 4 % con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95 % en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento (No Convencional) Rincón de Aranda (NQN), donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo.

En tal sentido, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

En el año en curso planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares para aumentar la capacidad del Gasoducto troncal Perito Moreno (Ex GPNK) y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

En el orden financiero, Pampa informó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Garibotti: Planear un sistema eléctrico que atienda las necesidades reales de la población

OPINION

Garibotti sobre los cortes de luz

Los cortes de energía del 5 de marzo en la zona de CABA y del Norte del país pusieron en evidencia las debilidades del sistema eléctrico argentino. Más de 2 millones de personas se quedaron sin luz, afectando la actividad cotidiana y el funcionamiento de los servicios esenciales. Ante este escenario, la especialista en planificación energética, Cecilia Garibotti, señaló que la situación actual responde a la decisión del gobierno de retirarse de la planificación y gestión activa del sector.

Garibotti investigadora de la Fundación Encuentro explicó que “el plan anunciado de la Secretaría de Energía ha sido no intervenir, lo que ha dejado un vacío donde el sector privado no ha aparecido y el Estado se ha corrido, dejando un sistema más vulnerable”. La falta de políticas de continuidad en la inversión y el desarrollo energético ha generado incertidumbre y retrasos en proyectos clave, “se vió en el invierno pasado que faltó gas y se ve ahora que falta energía eléctrica”.

Uno de los puntos críticos señalados es la postergación de licitaciones necesarias para la expansión y modernización del sistema eléctrico.

“Una licitación, la llamada Terconf, suspendida en diciembre de 2023 se está retomando ahora, más de un año después, cuando ya se reconoce su necesidad. Sin embargo, los tiempos no alcanzan para completar las obras antes del verano 2025/2026, lo que encarecerá los costos porque se están barajando soluciones más caras y afectará directamente a los usuarios”, explicó.

El transporte de energía eléctrica también enfrenta desafíos significativos. “En los últimos años, se han realizado obras estratégicas, como la línea de alta tensión de 444 km que conecta Bahía Blanca y Mar del Plata que se inauguró en julio de 2023, mejorando la estabilidad del sistema en la Costa. Sin embargo, la actual administración ha paralizado la ejecución de nuevos proyectos y desfinanciado planes que estaban en marcha”, indicó.

Otro aspecto clave es el financiamiento de las redes eléctricas. “El Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, que se alimentaba con aportes de las facturas de electricidad para mejorar la infraestructura, ha visto detenida su ejecución durante todo 2024. Ahora se está evaluando su eliminación definitiva mediante decreto, lo que podría agravar los problemas de inversión en el sector”, advirtió.

En cuanto a la generación de energía, Garibotti destacó que el gobierno anterior había contemplado una planificación energética que operara sobre toda la cadena de la industria, así se trabajó a la par en el incremento de la producción de gas natural con el Plan Gas, la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (ahora Perito Moreno) y la modernización del parque de generación térmica mediante la licitación Terconf.

“Se trataba de una estrategia integral para mejorar la oferta energética. Sin embargo, ahora estamos viendo fallas en distintos puntos de la cadena debido a la falta de continuidad en la política energética y a la decisión de esperar que el mercado actúe por sí solo y sin guía”, explicó.

La falta de incentivos para la inversión privada es otro factor que pone en riesgo la estabilidad del sistema. “La inversión en infraestructura energética requiere certezas y garantías. Sin señales claras desde el Estado, será difícil que las empresas asuman los riesgos necesarios para expandir y modernizar la red. Si no se toman medidas ahora, el 2026 será aún más complicado”, alertó Garibotti.

La especialista enfatizó la necesidad de diseñar un sistema eléctrico que se adapte a la demanda real de los usuarios. “El sistema no dio abasto y esto evidencia que es necesario fortalecer la infraestructura energética. No se trata de culpar a los usuarios por su consumo, sino de garantizar que el sistema pueda responder a las necesidades actuales y futuras de la población”, concluyó.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

El ENRE evalúa causas y responsabilidades del apagón de Edesur

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad comunicó que “En virtud de las afectaciones en el servicio eléctrico acontecidas durante el miércoles 5 de marzo en el área de concesión de la empresa EDESUR, el ENRE ha resuelto iniciar un expediente de oficio para evaluar las causas, responsabilidades, y, en caso de corresponder, sanciones a aplicar”.

“Mediante este procedimiento administrativo, el Ente Regulador investigará los dos eventos sucedidos durante el día de ayer: los desenganches de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05:24 hs, y de las líneas de alta tensión Costanera- Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07 hs, que dejaron sin servicio a 550.000 y 740.000 usuarios respectivamente”, señaló el organismo de control.

Ante estos eventos, personal técnico del ENRE monitoreó las tareas llevadas a cabo en el centro de control de EDESUR y en el centro de control de SACME, y constató in-situ los trabajos de las cuadrillas técnicas de la empresa en la traza de las líneas de alta tensión afectadas.

En este sentido y como primera medida, se le solicitaron a la distribuidora EDESUR los informes técnicos correspondientes a las fallas mencionadas, como así también la documentación que avale las tareas de mantenimiento realizadas sobre las líneas en cuestión, se indicó.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Enargas activó aumento de 1,7 % para el gas en marzo dispuesto por Economía

El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los nuevos cuadros tarifarios “de transición” para las tarifas de transporte y de distribución de gas natural por redes que las empresas de ambos rubros aplicarán en la facturación del mes de marzo.

El ENARGAS activó entonces el incremento tarifario del 1,7 % dispuesto por el ministerio de Economía y lo hizo oficializando una serie de Resoluciones que habilitan los nuevos precios en las facturas de las compañías transportadoras de gas Refinor, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas Mercosur, Gas Link, Enarsa, TGN y TGS.

Asimismo aprobó los nuevos cuadros para las empresas concesionarias de la distribución Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Distrbuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, MetroGas, Naturgy BAN, Naturgy NOA; Litoral Gas, Gasnea y Redengas.

En los anexos de las resoluciones dictadas para las Transportadoras se describen y detallan la tarifa de Transporte en Firme (TF), de Transporte Interrumpible (TI), y tarifa de Intercambio y Desplazamiento (ED).

En los anexos de las resoluciones dirigidas a las Distribuidoras se discrimina para facturar el Cargo Fijo, y el Cargo por metro cúbico consumido.

A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario Residencial atendido por MetroGas categoría de usuario R2-3 (consumo de entre 801 y 1.000 m3 anuales) el Cargo Fijo mensual será de $ 12.298,09 si se domicilia en CABA, mientras que será de $ 10.970,71 si se domicila en Buenos Aires. El Cargo por metro cúbico de Consumo será de $ 203,98 para la misma categoría (R2-3 ) sea de CABA o de Buenos Aires.

Se trata de tarifas finales para usuarios residenciales Nivel 1 (sin subsidio), y sin impuestos.

En los considerandos de las resoluciones del ENARGAS se hace referencia a que el 28 de febrero último “el Ministro de Economía comunicó a la Secretaría de Energía que por las mismas razones expresadas en notas anteriores “…resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.

“En ese sentido, el Ministro expresó que: “En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un UNO COMA SIETE POR CIENTO (1,7 %)”.

Según lo señaló el Ministro de Economía, todo ello “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Las claves de las dos reuniones privadas que mantuvo el gobierno con ejecutivos de la industria minera y financiera en Toronto

El gobierno recibió numerosos elogios públicos de empresarios en la convención PDAC de Toronto debido a las reformas pro-mercado que viene impulsando. Sin embargo, poco se supo de las reuniones privadas que la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y el secretario de Finanzas, Pablo Quirno, tuvieron con representantes de la industria minera y financiera. En esos cara a cara, los ejecutivos aprovecharon para plantear sus dudas sobre la sustentabilidad de las reformas, ya que el fracaso del gobierno de Mauricio Macri todavía está fresco en el recuerdo de muchos de ellos.

Cena con mineras

El domingo por la noche hubo una cena con representantes de empresas mineras en las oficinas del estudio Gowling, organizada por el Canadian Council of the Americas y Horizon Engage, consultora de riesgo político con sede en Nueva York. Karina Milei todavía no había llegado a Toronto y la voz cantante la tuvo Quirno, quien estuvo acompañado por los gobernadores de San Juan, Marcelo Orrego, el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, y una serie de ministros provinciales.

Los empresarios se mostraron conformes con las reformas que impulsa el gobierno de Javier Milei, pero su principal preocupación estuve centrada en qué está haciendo la gestión actual para garantizar que no se dé marcha atrás con esas reformas. Su principal preocupación es que no les pase lo mismo que a Mauricio Macri que a comienzos de 2016 también recorrió el mundo promocionando un cambio y terminó llegando al final de su mandato solo por el salvavidas que le tiró el fondo en medio de una corrida financiera fenomenal que derivó en el restablecimiento del cepo cambiario.

Lo que respondió Quirno es que en esta ocasión la principal diferencia está dada por la convicción de Javier Milei y por una sociedad que aceptó la idea de que el equilibrio fiscal es necesario para salir adelante. Quirno remarcó también en ese encuentro que las ahora las reformas están siendo más profundas que en la época de Macri. Los gobernadores y los ministros provinciales respaldaron el análisis del secretario de Finanzas y dijeron que efectivamente la sociedad está acompañando las reformas.

Quirno reconoció en ese encuentro que a Argentina le va a llevar tiempo recobrar la credibilidad, pero insistió en que van a seguir cumpliendo su hoja de ruta y sostuvo que los próximos pasos son el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional y la eliminación del cepo cambiario.

Del lado empresario asistieron Brandon Craig, presidente para las Americas de BHP, el gigante minero australiano; Lawrence Dechambenoit, director global de Asuntos Externos de Río Tinto, otro jugador de primer nivel con inversiones en cobre, mineral de hierro, aluminio y litio; Emily Olson, directora de Sustentabilidad y Asuntos Corporativos de Vale Base Metals, una subsidiaria de la brasileña Vale; Richard Price, director de Asuntos Legales y Corporativos de la británica Anglo American, otro gigante con operaciones en cobre, diamantes, platino, mineral de hierro y niquel; Amparo Cornejo, directora de Sostenibilidad de Teck, una de las principales productoras de zinc y carbón en América del Norte; John Gladston, director de Asuntos Corporativos de la canadiense First Quantum, gran productor de cobre y niquel; y Sean McAleer, vicepresidente de Iniciativas Estratégicas de la canadiense Pan American Silver, una de las mayores productoras de plata del mundo.

El listado lo completaron ejecutivos de empresas más pequeñas con potencial estratégico como John Miniotis, presidente y CEO de AbraSilver, productora de plata y oro; Rob McEwen, CEO de la canadiense McEwen Copper, enfocada en la minería de cobre; Rodrigo Barbosa, CEO de la canadiense Aura Minerals, productora de oro y cobre; Dinah Asare directora de desempeño social de la productora de oro canadiense Kinross Gold, Christian Möbius, CEO de la británica Southern Cross Minerals; y Ignacio Celorrio, vicepresidente ejecutivo de Lithium Argentina. Además, se sumaron a la mesa representantes de algunas financieras con intereses en el sector minero como Appian Capital Advisory, BMO Capital Markets y Rideau Potomac Strategy Group.

Cita con fondos de inversión

El lunes por la noche hubo otra cena en el estudio Gowling con representantes de fondos de inversión. Allí estuvo Karina Milei con Pablo Quirno y el presidente de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional Diego Sucalesca.

En línea con sus acotadas intervenciones públicas, Karina Milei habló poco, pero se preocupó por saludar uno a uno a todos los presentes al comienzo y al final del encuentro. La secretaria general de la presidencia reconoció que el país tiene mala reputación a nivel internacional y aseguró que su misión es dejar en claro que están impulsando un verdadero cambio de época. Dijo que no solo impulsan transformaciones económicas sino una “batalla cultural”. Además, se mostró confiada en que la Libertad Avanza va a ganar las elecciones legislativas de este año.  

A Quirno le preguntaron a qué sectores tienen previsto darles mayores beneficios y el secretario de Finanzas respondió que no van a realizar ese tipo de discriminación y todos son bienvenidos a la Argentina. Cuando le preguntaron por la vigencia de derechos de exportación, aseguró que el gobierno no está conforme todavía con su resultado fiscal porque no permite bajar más los impuestos.

Entre los asistentes estuvieron Scott Brison, vicepresidente ejecutivo de Estrategia y Asuntos Públicos del Banco de Montreal (BMO) y ex ministro de Finanzas de Canadá; Jeff Vickers, director de Finanzas de BMO; Nadir Cura, analista del fondo de inversión Converium Capital, George Armoyan, presidente del fondo de inversión Geosam Capital; Ari Untracht, director de Eldridge Industries, una firma de inversión y holding privado; Alexandra McBain, socia fundadora y directora general del fondo de inversión Pamoja Growth Partners, orientado a pequeñas y medianas empresas; Jonathan Hausman, director de Estrategia de Ontario Teachers’ Pension Plan, uno de los mayores fondos de pensiones de Canadá; Jonathan Belair, socio principal de Power Sustainable Lios, fondo de inversión centrado en el desarrollo sostenible y la agricultura regenerativa; Savannah Ryan, vicepresidenta de Finanzas Corporativas de Integra Capital, empresa argentina de inversiones con intereses en energía, minería y tecnología.

También participaron ejecutivos de estudios de abogados y empresas de consultoría. Christian Perlingieri, socio de Control Risks, consultora global especializada en gestión de riesgos, inteligencia empresarial y seguridad corporativa; France Tenaille, socia del estudio de abogados Gowling WLG y Joe Goldberg, CEO y fundador de la consultora Horizon Engage; Jay Rosenzweig, presidente de la consultora de liderazgo y reclutamiento de ejecutivos Rosenzweig & Co.; y Michiel van Akkooi, un ex ejecutivo de la minera Kinross, que ahora presidente de Tailwind International, una firma de asesoría y consultoría estratégica.

Además, estuvieron Dale Friesen, vicepresidente de Asuntos Corporativos y Director de Asuntos Gubernamentales de ATCO, un grupo empresarial canadiense con intereses en diversas industrias; René Muga, vicepresidente de Asuntos Corporativos para Latinoamérica de la minera BHP; Todd Smith, vicepresidente de Marketing y Desarrollo de Negocios en Candú Energy, una empresa de AtkinsRéalis (ex SNC-Lavalin); Micki Gordic, vicepresidente de Desarrollo Corporativo y Estrategia del gigante de la industria alimentaria McCain Foods; Ross Butler, CEO de Cooke Seafood & Cooke Aquaculture, empresa líder en la producción y exportación de productos del mar y acuicultura;  Hank Latner, deputy chairman de Shiplake Properties, empresa de desarrollo inmobiliario y gestión de propiedades residenciales y comerciales; y Ken Frankel, presidente del Canadian Council of Americas.

, Fernando Krakowiak

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Reunión de la CLAEC en CABA: GNC, Costos laborales e IA

Representantes de entidades de Estaciones de Servicio de América Latina participarán de la edición 64 de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC) que, organizada por la CECHA, se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.

La CLAEC está integrada por representantes de Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Costa Rica, Colombia, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Paraguay, Perú, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y Venezuela.

Carlos Gold, secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y parte del Comité Ejecutivo de la CLAEC explicó que “La idea es poner en común las diferentes experiencias y realidades de los países integrantes con el objetivo final de pensar propuestas superadoras que fortalezcan al sector”.

Durante estas tres jornadas, los delegados de los países participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región, con un enfoque en tres ejes centrales: la potencialidad del Gas Natural Comprimido, los costos y aspectos laborales en las estaciones de servicio, y la aplicación de inteligencia artificial en el sector.

El crecimiento del GNC en la región

La primera mesa de trabajo analizará el desarrollo del GNC en cada país participante. Se debatirán las políticas gubernamentales y regulaciones que influyen en su expansión, las estadísticas de su uso en los parques automotores nacionales, y la infraestructura de Estaciones de Servicio dedicadas a este combustible. Además, se abordará el impacto de los precios relativos frente a los combustibles líquidos y el potencial de ahorro que ofrece el GNC.

El crecimiento de esta alternativa energética ha sido significativo en varios países, y la tendencia indica que su desarrollo continuará en el futuro. También se discutirá el papel de los talleres de montaje y las conversiones de vehículos, elementos clave para impulsar el uso del GNC.

Desafíos laborales y costos

La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.

Un punto central de discusión será la Jornada Laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.

Otro aspecto relevante es la estructura de costos, con foco en el porcentaje que representan los salarios y cargas sociales dentro del total operativo. Además, se analizará la legislación vigente, el impacto del activismo sindical y la coexistencia de múltiples convenios colectivos de trabajo.

La IA en estaciones de servicio

El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.

En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Empresas: Una compañía reportó inversión superior a 1.200 millones de dólares y aumentó su producción de petróleo un 36%

La compañía Vista Energy desarrolló más de 50 nuevos pozos durante 2024 e incrementó sus reservas probadas de crudo y gas. La empresa Vista Energy, dirigida por Miguel Galuccio, informó que en 2024 alcanzó una producción promedio de 69.660 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representó un incremento interanual del 36%. Este crecimiento fue impulsado por la perforación de 50 nuevos pozos en Vaca Muerta y la incorporación de un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura. La compañía destinó más de USD 1.200 millones a su desarrollo en la formación neuquina, lo que […]

The post Empresas: Una compañía reportó inversión superior a 1.200 millones de dólares y aumentó su producción de petróleo un 36% first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta: YPF y Petronas, alianza exitosa; amplían obra clave para exportar más petróleo

Se trata del trercer bloque más productivo de shale oil que YPF desarrolló con Petronas, la socia que no fue en el GNL pero que se mantiene en Vaca Muerta. La empresa YPF puso en marcha la segunda planta de tratamiento de crudo del yacimiento La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta que opera en sociedad con la malaya Petronas. Con esta obra, que implicó una inversión de u$s200 millones, se duplicará la capacidad de tratamiento del bloque y se incrementará en un 25% la posibilidad de procesamiento total que tiene la compañía en sus […]

The post Vaca Muerta: YPF y Petronas, alianza exitosa; amplían obra clave para exportar más petróleo first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta: PAE e YPF consiguieron la primera prórroga de una concesión

Corresponde al área Lindero Atravesado, que inicialmente se concesionó en 2015. Las firmas tienen ahora otros 35 años para el desarrollo del bloque. A pesar de que para muchos el desarrollo de Vaca Muerta es algo reciente, los papeles dan cuenta de que no es tan así, dado que el gobierno neuquino acaba de aprobar la primera prórroga de una concesión de explotación no convencional (Cench) para un área que opera Pan American Energy (PAE) en sociedad con YPF. Se trata de un bloque emblemático como es Lidero Atravesado, un área ubicada al sur de Añelo, el epicentro de la […]

The post Vaca Muerta: PAE e YPF consiguieron la primera prórroga de una concesión first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Inversiones: Karina Milei y empresarios canadienses refuerzan la inversión minera en Argentina

Con la presencia de CEO´s de empresas como McEwen Mining y Panamerican Silver, se reafirmó el potencial del sector minero argentino para el desarrollo económico. La secretaria General de la Presidencia, Karina Milei, se reunió este miércoles con CEO´s de empresas mineras canadienses que ya invierten en Argentina, en el marco de su participación en la cumbre de la PDAC (Prospectors & Developers Association of Canada) que se realiza en la ciudad de Toronto. Durante el encuentro, se detallaron las etapas y avances de los diferentes proyectos mineros en Argentina y se destacó la importancia de la industria para el […]

The post Inversiones: Karina Milei y empresarios canadienses refuerzan la inversión minera en Argentina first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gas: El puerto petrolero impulsará también la producción

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) podría duplicar la cantidad de gas que se extrae asociado al crudo. Será en la antesala de las iniciativas de GNL. Mientras los proyectos para exportar parte del gas natural de Vaca Muerta como gas natural licuado (GNL) avanzan en su planificación, los trabajos para el montaje de un nuevo puerto petrolero ya están en marcha y de su mano se espera que también provenga un nuevo flujo de gas natural. En concreto se trata de lo que se conoce como gas asociado a la producción de petróleo, que dicho de forma simple, […]

The post Gas: El puerto petrolero impulsará también la producción first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gas: Fénix es un éxito que permitió a TotalEnergies superar a YPF

Enero y febrero ubicó a TotalEnergies superando a YPF en la producción de gas natural y la causa es Fénix. Junto a Harbour Energy y Pan American Energy, TotalEnergies lidera el consorcio CMA-1. En 2 años años invirtieron US$ 700 millones. En septiembre de 2023, comenzó la producción en 1 de 3 pozos del proyecto Fénix, cuya capacidad de producción de Fénix equivale al 8% de la producción nacional argentina. TotalEnergies controla más del 30% de la producción nacional. Y en Vaca Muerta desarrolla áreas para alcanzar a 16 MMm3/d de producción de gas. En definitiva, producción no convencional en […]

The post Gas: Fénix es un éxito que permitió a TotalEnergies superar a YPF first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Minería: Ni hidrógeno, ni litio; 320.000 hectáreas guardan algo «1000 veces mejor»

Un descubrimiento en Argentina podría cambiar la industria global: un recurso oculto en 320.000 hectáreas promete ser más valioso que el litio. El litio es un recurso clave para la fabricación de baterías que se usan en dispositivos móviles, computadoras y vehículos eléctricos. Y Argentina es un país relevante en términos de su acceso a este mineral, aunque ahora también surge también como un actor fundamental mercado de las tierras raras. Nuevos metales claves para el desarrollo tecnológico Las tierras raras comprenden 17 elementos químicos, que inlcuye lantánidos, el escandio y el itrio. Aunque abundand en la corteza terrestre, el […]

The post Minería: Ni hidrógeno, ni litio; 320.000 hectáreas guardan algo «1000 veces mejor» first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Minería: Arcadium Lithium registró récord de producción de litio en Argentina

La minera consolidó su posición como la mayor productora de litio del país, con las operaciones de Proyecto Fénix y Sal de Vida, en Catamarca; Olaraoz I y II y Cauchari, en Jujuy. Arcadium Lithium, una de las compañías líderes en la producción de litio a nivel mundial, presentó sus resultados financieros correspondientes al cuarto trimestre y al año completo de 2024. Y a pesar de las desafiantes condiciones del mercado y los bajos precios internacionales del litio, la empresa logró una producción récord en Argentina y avances significativos en sus proyectos de expansión, que ahora pasarán a manos de […]

The post Minería: Arcadium Lithium registró récord de producción de litio en Argentina first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Internacionales: Ecopetrol agiganta su crisis; bajo el Gobierno Petro perdió una millonada

La petrolera presentó los resultados operativos y financieros del año pasado. Se registraron altibajos. En la tarde del 4 de marzo de 2025, Ecopetrol, por medio del presidente de la estatal, Ricardo Roa Barragán, informó los resultados operativos y financieros de esta en 2024 y el cuarto trimestre de ese año. De acuerdo con lo reportado, la empresa registró una utilidad neta de $14,9 billones, lo que significó una reducción de $4,1 billones, es decir, una caída del 21,7% frente al mismo periodo de 2023. “Si nosotros hubiéramos tenido el precio del crudo de 2023 y no hubiéramos tenido la […]

The post Internacionales: Ecopetrol agiganta su crisis; bajo el Gobierno Petro perdió una millonada first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Internacionales: Empresas estadounidenses de servicios petroleros también están obligadas a cesar operaciones en Venezuela

Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International. Empresas estadounidenses de servicios petroleros también están obligadas a cesar operaciones en Venezuela Golpe a la industria petrolera venezolana: Aparte de la retirada oficial de Chevron del país, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) de Estados Unidos también ha decidido prohibir las operaciones de las empresas estadounidenses de servicios petroleros que se encuentran en Venezuela. De acuerdo con una publicación de El Economista citando información de la OFAC, las empresas Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International deberán abandonar Venezuela a partir del 9 de mayo. Es […]

The post Internacionales: Empresas estadounidenses de servicios petroleros también están obligadas a cesar operaciones en Venezuela first appeared on Runrún energético.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

El petróleo se derrumba más de 4% y toca mínimos de 2021

El 5 de marzo de 2025, los precios del petróleo registraron una caída superior al 4%, alcanzando niveles no vistos desde 2021. Este descenso se produjo después de que la OPEP+ confirmara su plan de aumentar la producción a partir de abril, lo que implica una eliminación gradual de los recortes voluntarios de 2,2 millones de barriles diarios en los próximos meses.

Además, las crecientes tensiones comerciales derivadas de las políticas proteccionistas de la administración Trump hacia Canadá, México y China han generado preocupaciones sobre una posible desaceleración económica global, lo que podría afectar negativamente la demanda de crudo. En este contexto, el crudo West Texas Intermediate (WTI) cayó un 4,2%, situándose por debajo de los 66 dólares por barril, mientras que el Brent, referencia en Argentina, descendió un 3,3% hasta los 68,64 dólares.

Asimismo, el mercado está atento a las negociaciones relacionadas con un posible acuerdo de paz en Ucrania. Un resultado positivo podría conducir al levantamiento de sanciones a Rusia por parte de Estados Unidos, incrementando la oferta de petróleo en el mercado y ejerciendo una presión adicional sobre los precios.

La entrada El petróleo se derrumba más de 4% y toca mínimos de 2021 se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Tarifas: el Gobierno autorizó una suba del 1,7% para el gas en marzo

El Gobierno autorizó este jueves un aumento del 1,7% en las tarifas de transporte y distribución de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicadas en el Boletín Oficial.

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

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

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

Al respecto, precisó que “en materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 1,7%; y el precio PIST deberá ser incrementado en virtud de reflejar lo dispuesto en el artículo 5º de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”.

Con respecto al valor del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), se fijó en US$3,085 el millón de BTU para los usuarios de Metrogas, como uno de los más bajos. Mientras que el precio más elevado lo tienen los clientes de Distribuidora Gas Cuyana, ya que el millón de BTU quedó en US$3,148.

En el caso de la firma que brinda el servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el precio PIST para los usuarios residenciales que no poseen subsidios será de $120,18 por metro cúbico ($/m3).

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

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

Ante la solicitud del ministro, Energía le comunicó a la autoridad regulatoria la necesidad de avanzar con la aprobación de nuevos valores en las tarifas del servicio, para los segmentos de transporte y distribución.

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

En cuanto a las empresas dedicadas al transporte, se autorizó la suba para la Transportadora de Gas del Norte, Transportadora de Gas del Sur, Refinería del Norte, Gasoducto Nor Andino Argentina, Energía Argentina, Enel Generación Chile, Gasoducto Gas Andes Argentina, Gas Link y Transportadora de Gas del Mercosur.

El impacto del aumento en las tarifas

Con el incremento, el nuevo cargo por metro cúbico de consumo que se trasladará en marzo a la factura final en el caso de los usuarios del AMBA es $203,98 por m3 para los usuarios de Metrogas y de $189,65 para los de Naturgy.

En relación al nuevo costo fijo que aparecerá en las tarifas desde este mes, para los usuarios de Metrogas oscila entre $2.691,81 y $64.310,11 dependiendo la categoría y la subzona en la Ciudad de Buenos Aires y varía entre $3.108,60 y $34.948,65 en el conurbano bonaerense.

Para los usuarios de Naturgy, que se localizan en 30 partidos del norte y oeste del área metropolitana, el cargo fijo en el tercer mes del año pasará a estar entre $2.190,65 y $23.458,20.

La entrada Tarifas: el Gobierno autorizó una suba del 1,7% para el gas en marzo se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Segundo apagón en el Amba: más de 9.000 usuarios siguen sin servicio

Unos 9.886 usuarios continuaban sin luz este jueves por la mañana tras el segundo apagón que se registró en la zona del AMBA el miércoles por la tarde, y una de las zonas más afectadas es el centro porteño, mientras que algunos ramales de trenes tenían servicios limitados.

Según se indicó en la página del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), 8.837 usuarios de Edesur y 1.049 de Edenor seguían sin tener suministro eléctrico, mientras que trascendió que el barrio porteño de Retiro continuaba sin luz y por eso el servicio de trenes de la Línea Mitre estaba limitado.

Además, se indicó que el ramal Tigre circulaba hasta Barrancas, mientras que los ramales Suárez y Bartolomé Mitre llegaban hasta Belgrano R.

Aunque en este momento el número de usuarios sin suministro sigue en actualización, en el día de ayer se registraron hasta dos millones de hogares afectados.

Este nuevo corte de luz se da en un contexto de constantes aumentos tarifarios tras las desregulaciones implementadas con la llegada de Javier Milei a la presidencia.

A pesar del incremento de tarifas y de la ola de calor, que hoy podría rondar los 35°C de sensación térmica, el servicio eléctrico sigue mostrando serias deficiencias, evidenciando la falta de inversiones en infraestructura y mantenimiento en el sistema energético argentino.

La incertidumbre crece porque las temperaturas siguen en ascenso y las empresas eléctricas están en estado de alerta ante la posibilidad de nuevos cortes.

La que ocurrió a las 5:25 dejó sin servicio a 550.000 usuarios. La continuación de esas dos líneas volvió a colapsar a las 12:28, y quedaron sin luz unos 622.000 clientes. Entre los dos masivos apagones, hubo familias que estuvieron hasta ocho horas sin electricidad.

Fuentes del sector eléctrico consideraron “muy raros” los cortes del suministro registrados en la jornada, en la que la sensación térmica alcanzó los 44°, al explicar que, en general, las fallas suelen darse en las redes de media y baja tensión, que son las que llegan a los hogares. Por lo tanto, no descartaron la existencia de un sabotaje.

“Nuestros técnicos recorrieron en forma aérea y por tierra las líneas afectadas, durante esta mañana y el mediodía, para iniciar así una investigación que determine las causas de las fallas”, informaron desde Edesur, la empresa que tuvo los mayores inconvenientes.

Edesur pertenece a la empresa italiana Enel Argentina y, si bien viene siendo muy cuestionada por sus recurrentes problemas, continúa explotando el suministro del servicio de electricidad.

La entrada Segundo apagón en el Amba: más de 9.000 usuarios siguen sin servicio se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno está “recopilando información” antes de tomar una decisión sobre el masivo corte de Edesur

El Gobierno de Javier Milei mostró preocupación por el masivo corte de luz de la empresa Edesur que afectó a gran parte de la Ciudad y municipios del conurbano bonaerense, y se encuentra “recopilando información” para saber los motivos de la interrupción, tras lo cual definirá qué clase de sanciones adoptará.

En ese marco se busca establecer si el corte fue producto de un accidente, de una violación contractual o por falta de inversiones y cuando se determine cuál de estas razones lo produjo, se podrá definir con claridad qué tipo de multas aplicarán o si se irá por una sanción más severa contra la compañía.

“Se está recopilando información. El ENRE está investigando si fue producto de accidente, violación contractual o falta de inversiones. Edesur no hizo las inversiones que tiene que hacer. Estamos estudiando qué es lo que pasó”, sostuvo una importante fuente de la Casa Rosada a un grupo de periodistas acreditados allí.

Edesur pertenece a la empresa italiana Enel Argentina y si bien viene siendo muy cuestionada por los recurrentes problemas del servicio, continúa explotando el suministro del servicio de electricidad.

Hace dos años, Enel anunció que se iba a retirar de la Argentina, lo cual implicaba la venta de Edesur, pero tras el triunfo de Milei la empresa dio marcha atrás con esa decisión y resolvió continuar con sus negocios en el país.

Al respecto, se alega que la empresa se mantuvo en el país pese a las críticas a su servicio debido a la cercanía del gobierno de Milei con la gestión italiana que lidera la premier Giorgia Meloni.

En 2023, y tras 14 años en el país, el grupo italiano Enel anunció que iniciaba su salida de la Argentina, lo cual llevaría dos años y preveía la venta de sus activos en el país y Perú para reposicionar sus negocios en Brasil, Estados Unidos y Europa.

En aquel momento, la corporación dijo que esperaba recaudar 21.000 millones de euros con las ventas de Edesur y otros activos y así reducir su nivel de deuda neta del grupo, y acelerar su reconversión a las energías renovables.

Un año después, las autoridades de Enel le anunciaron al ministro de Economía, Luis Caputo, que desestimaban la idea de irse de la Argentina.

La entrada El Gobierno está “recopilando información” antes de tomar una decisión sobre el masivo corte de Edesur se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Cortes de luz en el Amba: cómo hacer la denuncia al Enre y reclamar un reintegro por el apagón

Luego del masivo corte de luz que afectó este miércoles a la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires (CABA), los usuarios de Edesur que fueron afectados pueden hacer su reclamo en la página del ENRE, que ya funciona luego de estar caída por varias horas.

Estiman que el apagón impactó a más de 300 mil usuarios, además de causar la interrupción de las líneas de subte A y B, y demoras en el ferrocarril Roca. Los barrios más afectados fueron Almagro, Balvanera, Parque Patricios, La Boca y Villa Crespo, mientras que en el conurbano se vieron afectados principalmente Avellaneda y Lanús.

El comunicado que brindó Edesur indica que tuvo que ver con “una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía”, por lo que aseguraron que “nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad”.

Paso a paso para reclamar el reintegro

  • Realizar el reclamo ante la distribuidora y conservar el número.
  • Ingresar a la página del Ente Regulador de Energía Eléctrica (Enre).
  • Completar el formulario con la factura del servicio a mano y con el o los reclamos realizados. El Enre te notificará el procedimiento que se aplicará sobre cada caso.

La empresa debe hacer el reintegro en la factura del usuario. Si excede el monto que tenés que pagar, lo acreditará en la siguiente.

¿Qué documentación se necesita para realizar el reclamo ante el Enre?

  • Números de reclamos ante la empresa distribuidora.
  • Nota firmada donde se indiquen las fechas y horarios de los cortes.
  • Factura.
  • Una copia del título de propiedad o contrato de alquiler si el servicio no está a tu nombre.

Cómo reclamar resarcimiento por daños en artefactos eléctricos

Se puede reclamar resarcimiento por daños a uno o varios de tus artefactos eléctricos, provocados por oscilaciones de tensión y/u otras deficiencias del servicio eléctrico. Esto está dirigido a usuarios de Edenor y Edesur. Será necesario:

  • Fotocopia de última factura paga
  • Comprobante de reclamo ante la distribuidora
  • Formulario de reclamo por daños, debidamente completado y firmado
  • Presupuestos o facturas de reparaciones originales, con membrete, en pesos y detallando:
  1. Tipo de artefacto
  2. Marca y modelo
  3. Componentes afectados
  4. Firma y aclaración del técnico interviniente
  5. Descripción del trabajo
  6. Lista de materiales utilizados
  7. Precios de repuestos y honorarios por mano de obra
  8. Número de inscripción en AFIP e identificación del servicio técnico

La entrada Cortes de luz en el Amba: cómo hacer la denuncia al Enre y reclamar un reintegro por el apagón se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Aumentan 2% los biocombustibles

La Secretaría de Energía aprobó este miércoles un incremento del 2 por ciento en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 29 y 30/2025 publicadas en el Boletín Oficial.

La medida repercute en los valores de los combustibles en los surtidores a partir de marzo, al igual que la suba postergada del impuesto al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) y el aumento del precio internacional del petróleo.

Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en 1.107.605 pesos por tonelada, para las operaciones del mes de febrero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

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

Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar quedó fijado en 717,880 pesos. Mientras que para el generado a base de maíz, el nuevo valor es de 657,962 pesos. El plazo de pago en ambos casos no podrá exceder los 30 días corridos a partir de la emisión de la factura.

La resolución aclara además que los nuevos precios fijados son los valores mínimos para las operaciones de comercialización en el mercado interno. Se trata del segundo ajuste del año en el valor del biodiésel, que en enero ya había tenido una suba. En el caso del bioetanol es el primer incremento en 2025. Durante el mes pasado, se rigió por los precios fijados en diciembre.

La Ley 27.640 establece que para producir el gasoil debe incorporar un 7,5 por ciento de biodiésel producido a partir de aceite de soja, mientras que la nafta requiere mezcla con un 12 por ciento de bioetanol, dividido en partes iguales entre el fabricado a base de caña de azúcar y el derivado de maíz.

La entrada Aumentan 2% los biocombustibles se publicó primero en Energía Online.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

La semana que viene se realizará FES México 2025: los líderes del sector renovable ya están listos

El 11 de marzo, la Ciudad de México será el epicentro de las discusiones clave sobre el futuro del mercado energético con la llegada de Future Energy Summit México 2025. El evento reunirá a los ejecutivos más influyentes del sector para debatir sobre la transición energética, las oportunidades de inversión y el papel estratégico del almacenamiento y el hidrógeno en la descarbonización de la matriz energética.

El desarrollo de soluciones de almacenamiento es uno de los temas más estratégicos para el futuro del sector energético en México. FES México 2025 dedicará paneles especiales a analizar cómo las baterías y los sistemas híbridos están transformando la viabilidad y eficiencia de las renovables en el país.

A las 11:00 AM, la jornada contará con una keynote sobre almacenamiento de energía y soluciones híbridas, donde Luis Colín, technical sales manager de Growatt, abordará las últimas innovaciones en tecnologías de almacenamiento.

🎟️ ¡ÚLTIMAS ENTRADAS DISPONIBLES! Regístrate aquí

Inmediatamente después, a las 11:10 AM, expertos del sector se reunirán en el panel «Oportunidades de la energía solar fotovoltaica y el almacenamiento en México» para discutir cómo estas tecnologías pueden acelerar la transición energética. El panel contará con la participación de Francisco Alcalde, key account manager de Sungrow; Itzel Rojas, senior sales manager de Seraphim; y Pamela Tadeo Enríquez, directora de Inteligencia Comercial y Regulación de Saavi Energía, con la moderación de Kathy Ardila, commercial manager de Future Energy Summit.

El evento cerrará con un panel clave a las 4:40 PM, titulado «Renovables, almacenamiento e hidrógeno: perspectivas para acelerar la incorporación masiva de renovables en México», donde se analizará el papel del almacenamiento en el desarrollo del hidrógeno renovable y su integración con fuentes de energía limpia. En este debate participarán Ana Laura Ludlow, VP de AAGG y Sustentabilidad de Engie México; Emmanuel Moctezuma, consultor independiente BESS; Andrés Cabrera, director comercial y Regulación de AES México; Paola Forero, gerente comercial de México en DIPREM; y Enrique Garduño, CEO de Skysense, con la moderación de Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno.

Últimas entradas a precio promocional

Con un programa de conferencias de alto nivel y la presencia de los principales actores de la industria, FES México 2025 se posiciona como el encuentro más relevante del año para quienes lideran el desarrollo de las energías renovables en la región.

📍 Martes 11 de marzo
📍 Marriott Reforma México, CDMX

👉 Consulta la agenda completa de temáticas y panelistas aquí: Agenda FES México

Con la cuenta regresiva en marcha, FES México 2025 se prepara para recibir a los máximos exponentes del sector energético en un espacio que combina conferencias de primer nivel y oportunidades de networking exclusivas.

📢 ¡Últimos días para obtener tus entradas a precio promocional! Adquiérelas aquí y asegura tu lugar en el evento que definirá el futuro energético de México.

La entrada La semana que viene se realizará FES México 2025: los líderes del sector renovable ya están listos se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Llega el APsystems DAY: las tendencias de mercado y nuevas soluciones en microinversores y almacenamiento

APsystems se prepara para un año clave en la innovación solar, consolidando su liderazgo en el mercado con avances tecnológicos que optimizan el rendimiento, la eficiencia y la integración de sistemas fotovoltaicos.

En su webinar exclusivo del 13 de marzo, la compañía presentará sus principales desarrollos para 2025, brindando a profesionales del sector la oportunidad de conocer en detalle sus nuevas soluciones en microinversores, almacenamiento energético y herramientas de diseño.

REGISTRARSE AL APsystems DAY

Innovaciones clave para el futuro del sector

Durante el evento, APsystems destacará tres avances fundamentales que marcarán el rumbo de la compañía en el próximo año:

🔹 Lanzamiento del DS3-LV, el nuevo microinversor monofásico que reemplaza al YC600B. Este modelo ofrece mayor eficiencia y compatibilidad con una gama más amplia de paneles solares, mejorando la conversión de energía y facilitando la instalación en distintos escenarios.

🔹 Expansión de la línea APstorage con el próximo lanzamiento del ELS de 11.4K en 2025, una solución robusta que se suma al ya disponible modelo de 5K, ofreciendo mayor capacidad de almacenamiento y optimización del consumo energético.

🔹 APdesigner, la herramienta clave para diseñar y dimensionar sistemas fotovoltaicos de manera eficiente, permitiendo una planificación precisa y adaptable a múltiples configuraciones.

Un 2024 exitoso y un 2025 con grandes perspectivas

El evento llega en un momento de consolidación para APsystems, que ha cerrado un 2024 con un crecimiento sostenido en América Latina, impulsado por una demanda creciente de soluciones solares innovadoras. La compañía ha fortalecido su presencia en mercados clave y ha reforzado su red de distribución, permitiendo que cada vez más instaladores y empresas del sector accedan a su tecnología avanzada.

Las tendencias para 2025 muestran una mayor integración entre almacenamiento y generación distribuida, con soluciones que mejoran la eficiencia y la rentabilidad de los sistemas solares. APsystems apuesta por un enfoque modular y escalable, facilitando la transición hacia un modelo energético más flexible y sostenible.

Un evento imperdible para el sector

📅 Fecha: 13 de marzo
Horario:

  • 10:30 México
  • 11:30 Colombia, Panamá
  • 13:30 Argentina, Chile, Uruguay

REGISTRARSE AL APsystems DAY

Con la participación de expertos de la industria, el webinar de APsystems será un espacio clave para conocer de primera mano las tendencias tecnológicas que marcarán el futuro del sector fotovoltaico.

La entrada Llega el APsystems DAY: las tendencias de mercado y nuevas soluciones en microinversores y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Provincia de Buenos Aires simplifica la Instalación de equipos de generación distribuida para usuarios no residenciales

Con el objetivo de facilitar la instalación de equipos de generación distribuida, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires publicó la resolución 1313/2024, que modifica los criterios técnicos para la instalación de sistemas de generación renovable destinados al autoconsumo y a la inyección de energía en la red de distribución

Con esta Resolución, se autoriza a pequeños y medianos comercios, talleres, y fábricas (usuarios de las categorías tarifarias T2 y T3) que deseen inyectar energía a la red, a instalar únicamente un medidor bidireccional, siempre que cuenten con la factibilidad técnica de la distribuidora para llevar a cabo la instalación de Generación Distribuida renovable. Esto simplificará significativamente el proceso de instalación y permitirá una inyección más eficiente de energía generada en exceso a la red.

Es importante subrayar que esta modificación tiene por objetivo promover el uso de energías renovables (fotovoltaicas o eólicas) a la vez que economizar los costos de producción teniendo en cuenta que la energía inyectada será descontada de la factura final.  

La resolución modifica los criterios del Anexo I de la Resolución Nº 463/2023. En las categorías tarifarias T2 (potencia entre 10 kW y 50 kW) y T3 (potencia superior a 50 kW) con suministro en baja o media tensión, los cargos tarifarios actuales ya contemplan el «valor agregado de distribución total asignado», asegurando que la remuneración por el mantenimiento de las instalaciones no se vea afectada. Es importante señalar que sólo los usuarios de estas categorías están contemplados en la resolución

Entre las ventajas destacadas de esta resolución se incluye la disminución en la cantidad de cobre requerido y el costo del zanjado para conectar el sistema al medidor, además de eliminar la necesidad de modificar los pilares de acometida. Esto simplificará a los propietarios e inversores mejorar su huella de carbono y reducir su impacto energético al facilitar la inyección del excedente de energía generada a la red. 

Esta modificación es el resultado de un diálogo con la Cámara de Energía Renovables (CADER) y profesionales del sector, y marca un avance significativo en la facilitación para instalar sistemas de generación distribuida, promoviendo el uso de energías renovables y apoyando a los usuarios en sus esfuerzos por contribuir a un ambiente más sostenible en la Provincia de Buenos Aires. 

La entrada Provincia de Buenos Aires simplifica la Instalación de equipos de generación distribuida para usuarios no residenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Trinasolar se hace presente en las charlas de FES Argentina 2025 con destacada participación de sus unidades de negocio “TrinaTracker” y “Trina Storage”

Con dos días dedicados al networking y al diálogo sobre los actuales y próximos desafíos de la industria energética en Argentina, Trinasolar, líder mundial en soluciones integrales de energía solar para impulsar la transición energética, reafirmó su compromiso con el mercado al participar activamente en la nueva edición de Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, realizado los días 26 y 27 de febrero en Buenos Aires. La compañía se hizo presente con la destacada participación de sus unidades de negocio TrinaTracker y Trina Storage, contribuyendo al diálogo sobre los desafíos y oportunidades del sector energético en el país.

FES Argentina forma parte de una gira de conferencias internacionales que reúne a los principales referentes del sector energético de Latinoamérica, Asia, EE.UU. y Europa. Su objetivo es promover el desarrollo sostenible de nuevas tecnologías, garantizar una rigurosa difusión de información y facilitar el networking de más alto nivel.

El evento regional reunió a líderes fabricantes y proveedores de soluciones energéticas, tanto nacionales como internacionales. Trinasolar aprovechó esta plataforma para compartir su experiencia y visión sobre el futuro de la energía solar y el almacenamiento en Argentina.
En la primera jornada del 26 de febrero, Santiago Ballester, Head of Sales de TrinaTracker para LAC, participó en el panel “Optimización tecnológica, ingeniería y construcción: tendencias de los proyectos de distintas escalas”. En este espacio, Ballester presentó el amplio portafolio de productos disponibles para Argentina, incluyendo el Vanguard 1P (tracker monofila con paneles en disposición 1V), Vanguard 2P (tracker monofila con paneles en posición 2V) y FixOrigin (estructura fija).

«A nivel mundial, TrinaTracker tiene un total de 30 GW instalados, a nivel regional de 6 GW, y en Argentina este año estamos alcanzando 1 GW, un hito muy importante para nosotros,» destacó Ballester. «El producto que más se está moviendo en Argentina, por las condiciones climáticas, es el Vanguard 1P. Es muy versátil, se adapta a las condiciones de altos vientos y distintos tipos de suelo, y tiene un costo por MW instalado conveniente, permitiendo reducir el LCOE de la planta fotovoltaica».

Ballester añadió: «Ser parte del grupo Trinasolar se presenta como una gran ventaja para nuestros clientes, porque desde una sola empresa podemos ser proveedores de las principales tecnologías para los proyectos fotovoltaicos. Además contamos con productos de primera calidad y un equipo de especialistas a nivel local y regional que permiten brindar un servicio de primera línea». El Head of Sales de TrinaTracker también destacó el creciente protagonismo del mercado solar en Argentina y cómo las condiciones climáticas favorables del país impulsan la adopción de rastreadores solares para maximizar la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos.

Por su parte, el segundo día, Luciano Silva, BESS Product & Engineering Manager de Trina Storage para LAC, participó en el panel “Energía solar y la hibridación con almacenamiento en Argentina”. Silva abordó el potencial del mercado de almacenamiento energético en el país, especialmente en el contexto de la reciente licitación internacional para 500 MW de capacidad de almacenamiento de energía convocada por la Secretaría de Energía de Argentina, dependiente del Ministerio de Economía.

En este contexto, Silva destacó las ventajas competitivas de las soluciones de Trina Storage, tales como su producto verticalmente integrado Elementa 2, enfatizando que la compañía no solo entrega tecnologías de vanguardia, sino también un servicio integral que abarca soluciones, post venta y acompañamiento técnico en los proyectos. «Hoy, somos fabricantes de baterías desde celda a contenedor, lo que nos permite un control de calidad y competitividad en costo superior, y esperamos que eso agregue bastante valor al proceso de licitación en Argentina,» afirmó Silva.

«De cara a la licitación, una de las principales diferenciaciones de Trina Storage reside en nuestra esencia como compañía: la fabricación verticalmente integrada. Desde 2022 contamos con la capacidad de fabricar celdas de litio, módulos y contenedores de baterías en el mismo lugar, lo que nos da un gran control sobre la cadena de suministro la calidad del producto, frente a compañías que integran celdas de baterías fabricadas por terceros”, agregó Silva.

Todas las empresas participantes en el panel abordaron sus perspectivas frente a la licitación para la instalación de 500 MW de capacidad en nodos críticos del área metropolitana de Buenos Aires, un proyecto con una inversión estimada de 500 millones de dólares y un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.

La participación de Trinasolar en FES Argentina 2025 subraya el compromiso de la compañía fabricante china con el desarrollo de un futuro energético sostenible en Argentina, impulsando la adopción de soluciones innovadoras y eficientes en energía solar y almacenamiento. Para continuar presentando su portafolio de productos, incluyendo módulos, el equipo de Trinasolar estará participando desde este 5 de marzo en el evento RE+ de México.

La entrada Trinasolar se hace presente en las charlas de FES Argentina 2025 con destacada participación de sus unidades de negocio “TrinaTracker” y “Trina Storage” se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Huawei Digital Power impulsa la revolución energética con su nueva batería C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh

Huawei Digital Power, líder mundial en la integración de tecnologías digitales para el desarrollo de energía limpia y la digitalización del sector energético, continúa fortaleciendo su presencia en el mercado latinoamericano con soluciones innovadoras que combinan electrónica de potencia y tecnología digital. Uno de sus lanzamientos más destacados es la batería C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh, diseñada para optimizar el almacenamiento de energía en entornos comerciales e industriales.

Esta solución fue presentada durante el Global Installer Summit 2024, celebrado en Shenzhen, China, un evento que reunió a más de 400 expertos y líderes del sector solar a nivel mundial para debatir el futuro de la industria energética y sus principales innovaciones.

«Esta nueva batería incorpora un sistema avanzado de refrigeración híbrida y una arquitectura de gestión térmica altamente eficiente, garantizando fiabilidad a largo plazo y optimizando el rendimiento energético», señalaron representantes de Huawei Digital Power en diálogo con Energía Estratégica.

Principales beneficios y características

Entre sus características más destacadas, la C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh cuenta con:

Seguridad de enlace dual, que integra múltiples capas de protección eléctrica y térmica, desde las celdas de litio hasta el consumo final de energía.

Gestión térmica avanzada, que permite una disipación de calor eficiente y reduce el riesgo de sobrecalentamiento.

Sistemas inteligentes contra incendios, diseñados para evitar la propagación del fuego y garantizar la seguridad operativa.

Reducción de costos operativos y de inversión, disminuyendo el Costo Nivelado de Almacenamiento (LCOS), así como los gastos de CAPEX y OPEX en proyectos de almacenamiento de energía.

Versatilidad en diferentes aplicaciones, proporcionando energía de alta calidad en escenarios conectados a la red y una potencia estable en sistemas aislados, además de maximizar el autoconsumo, reducir la demanda por potencia, optimizar el uso de tarifas pico y valle, mejorar el factor de potencia y sostener microrredes inteligentes.

Mayor eficiencia y reducción del LCOS

Huawei Digital Power informó que el avanzado sistema de gestión térmica de la batería permite reducir el consumo energético en más de un 30%. Además, la batería cuenta con tres modos de enfriamiento, una vida útil de hasta 15 años, y un sistema de refrigeración sin necesidad de reemplazo de refrigerante durante 10 años, lo que disminuye significativamente los costos de operación y mantenimiento (O&M), al tiempo que incrementa la energía entregada.

Además, su diseño compacto y modular, con gabinete todo en uno, facilita el transporte e instalación, reduciendo los costos logísticos en un 20% y aumentando la densidad de energía por unidad de área.

Impacto global y compromiso con la sostenibilidad

Huawei Digital Power ha implementado más de 175 MWh en proyectos de almacenamiento de energía en Centroamérica y el Caribe. Un caso destacado es el de un centro educativo en El Salvador, donde su tecnología ha optimizado la gestión energética.

A nivel global, se estima que, para finales de diciembre de 2024, Huawei Digital Power habrá contribuido a la generación de 1,411,300 millones de kWh de energía verde, permitiendo un ahorro de 81,800 millones de kWh de electricidad y la reducción de 710 millones de toneladas de CO₂, equivalente a la plantación de aproximadamente 970 millones de árboles.

Con la C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh, Huawei reafirma su liderazgo en el sector energético, proporcionando soluciones innovadoras, eficientes y sostenibles para el mercado latinoamericano.

Asesoramiento y más información

Huawei ofrece asesoramiento personalizado para el dimensionamiento de proyectos, asegurando soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada empresa. Este servicio se complementa con asesoría local en cada país a través del siguiente enlace: https://www.operadoresn.com/soluciones-fotovoltaicas-huawei

La entrada Huawei Digital Power impulsa la revolución energética con su nueva batería C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Se celebró la 1era reunión de Ejecutivos de Empresas del Sector Eléctrico de Latinoamérica y el Caribe del IEEE Power & Energy Society

Este fue un espacio en donde colegas de 20 empresas del sector eléctrico de Costa Rica, Colombia, República Dominicana, Puerto Rico, USA y Panamá compartieron sus experiencias abordando retos similares en las áreas de generación, transmisión, distribución y despacho eléctrico, e identificaron oportunidades de colaboración técnica en conjunto con el IEEE Power & Energy Society (IEEE PES).

El evento inició con palabras de José Ramón Gómez del Banco Interamericano de Desarrollo destacando que la transición energética no es igual para todos los países, e indicó que la modernización de la infraestructura y la electrificación rural son las prioridades para la inversión en infraestructura eléctrica en América Latina.

Luego, Mark Lauby del North American Electric Reliability Corporation (NERC) ilustró a la audiencia sobre el estado de la confiabilidad en Norteamérica, indicando que el rol del regulador en satisfacer la seguridad, resiliencia y confiabilidad del sistema de potencia, se vuelve cada vez más complejo con la integración de los recursos basados en inversores, la operación del sistema con recursos energéticos distribuidos y la integración de cargas de gran escala como la inteligencia artificial, criptomonedas y centro de datos

La sesión de disertaciones terminó con Tony Bruton de Oncor Electric quien desde la perspectiva de un operador de redes eléctricas mostró las presiones que enfrentan al satisfacer la demanda, ya que el consumo energético del uso del internet, chatGPT, Bloom y la inteligencia artificial ha aumentado exponencialmente, incrementando la demanda de los centros de datos.

La segunda fase de esta reunión consistió en mesas de trabajo en la que los asistentes identificaron retos en común y plantearon acciones que pueden ser desarrolladas en el corto plazo por el IEEE Power & Energy Society para contribuir al conocimiento técnico de la industria energética Latinoamericana.

La Ing. Marta Bernal, directora ejecutiva de la Asociación Nacional Panameña de Generadores Eléctricos (ANPAG), participó del evento e indica que “el espacio facilitado por IEEE PES ha sido clave para que, como profesionales del sector eléctrico a nivel regional, podamos reflexionar sobre los retos y soluciones que enfrenta nuestra industria. Este tipo de encuentros nos permite identificar cómo podemos incidir en la transformación del sector y generar mejoras sostenibles. Avancemos fortaleciendo estos espacios de intercambio, aprovechando la plataforma de IEEE PES para compartir lecciones aprendidas en política, marcos legales, regulación y planificación. Construyamos juntos, con un enfoque adaptado a la realidad de cada país, promoviendo iniciativas que impulsen el desarrollo energético en la región”.

Por su parte, el estudiante Anthony Sánchez miembro de la Rama Estudiantil del IEEE PES de la Universidad Tecnológica de Panamá, resaltó el beneficio para los estudiantes de que se desarrolle este tipo de reuniones, ya que, tienen la oportunidad de interactuar y aprender sobre los retos actuales de mano de los actores principales del sector.

La Dra. Guadalupe González, Representante de la Región de América Latina y el Caribe del IEEE PES, indicó que este evento se desarrolla en el marco del Corporate Engagement Program[1] el cual es un programa destinado a involucrar a las organizaciones de la industria en las actividades de IEEE PES de una manera formal, incluyendo a los líderes corporativos y facilitando la participación de los colaboradores en las actividades de IEEE PES. En este programa, el IEEE PES provee a sus miembros corporativos: 1) acceso a recursos educativos que cubren una amplia gama de temas importantes de la industria, 2) expertos de la industria en la solución de temas técnicos clave y 3) perspectivas y orientación para ayudar a maximizar la experiencia como miembro de IEEE PES.

En este programa se encuentran empresas como AES, que brindó sus instalaciones en Panamá para sostener esta 1era reunión de Ejecutivos de Empresas del Sector Eléctrico de Latinoamérica y el Caribe del IEEE Power & Energy Society (IEEE PES).

[1] https://ieee-pes.org/membership-chapters/corporate-engagement-program/

La entrada Se celebró la 1era reunión de Ejecutivos de Empresas del Sector Eléctrico de Latinoamérica y el Caribe del IEEE Power & Energy Society se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Incrementos de marzo en tarifas de transporte de electricidad, POTREF y PEE, y en gas PIST

El Ente Nacional regulador de la Electricidad oficializó una incremento de 2 por ciento en la tarifa de transporte de energía eléctrica para el mes de marzo.

Lo hizo a través de una serie de resoluciones que van desde la 152 hasta la 158/2025 autorizando aplica tal incremento a las empresas transportadoras Transnoa, Transnea, Transba, Distrocuyo, Transcomahue, Transba, Transener y EPEN.

En los considerandos de las resoluciones se puntualizó que “mediante Nota de fecha 28 de febrero de 2025, el Ministerio de Economía indicó que resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, instruyendo, en relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un DOS POR CIENTO (2%) y que se comunique al ENRE para que proceda a la actualización de las mismas para los consumos del mes de marzo de 2025”.

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

Las resoluciones van acompañadas de anexos en los que el ENRE determina los Valores horarios a aplicar al equipamiento regulados de cada Compañía, detallando la Remuneración por Conexión, y la Remuneración por Capacidad de Transporte. También, el promedio de las Sanciones Mensuales Históricas (SP) aplicado a las transportistas.

POTREF y PEEE

En tanto, la Secretaría de Energía estableció, a través de la Resolución 110/2025 nuevos Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y del Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con vigencia entre el 1 de marzo y el 30 de abril.

El PEE junto con el POTREF y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su aplicación en los cuadros tarifarios de los Prestadores del Servicio Público de Distribución de energía eléctrica.

El POTREF se fijó para el período señalado en $ 5.436.628 por MW/mes, tanto para la demanda residencial como para el resto.

El PEE, en cambio se fijó en $ 62.789 por MW/h en horas pico; en $ 60,576 en horas valle; y en $ 61. 553 MW/h, en Horas Resto.

Los Precios sin Subsidio que forman parte de la resolución serán de aplicación para que las distribuidoras de jurisdicción federal reflejen en las facturas de sus usuarios el monto del subsidio correspondiente, el cual deberá identificarse como “Subsidio Estado Nacional”. Asimismo, dichos precios serán de referencia para los prestadores del servicio de distribución de las provincias.

Para los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3, al valor consignado se le aplicará la bonificación (subsidio con límites de consumo) fijada por la Secretaría de Energía (Según el Decreto 465/24).

Se trata del decreto que determinó “la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado”.

Gas PIST en marzo

Por otra parte, la S.E estableció, a través de la Resolución 111/2025, el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), a ser trasladados a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del Plan Gas.Ar, para los consumos de gas realizados a partir de marzo 2025 y en la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios respecivos a publicar por el ENARGAS en los próximos días.

Cabe referir además que por la Resolución 24/2025 de la S.E. se dispuso la equiparación de los porcentajes de bonificación a aplicar al PIST para los consumos base de los usuarios categorizados en el Nivel 2 “Bajos Ingresos” y Nivel 3 “Ingresos Medios”, manteniendo la focalización de la ayuda en los usuarios de Nivel 2.

En los considerandos de la R-111 se señala que el Ministerio de Economía instruyó a Energía a “continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles, de acuerdo a lo instruido mediante los Decretos 55/23 y 1023/24”.

En tal sentido expuesto, el Ministerio instruyó a Energía a incrementar las tarifas de transporte y distribución de gas natural en 1,7 %, y aplicar al precio de gas natural en el PIST determinado mediante la Resolución 25/25 lo establecido en el Artículo 5° de la Resolución 41/24 ambas de la S.E.

Cabe señalar a modo de referencia que el anexo de la R-111 fijó el precio de gas PIST en marzo para usuarios de MetroGas (Capital Federal y Buenos Aires) en U$S 3,085 para el Residencial N1, N2 y N3 (las dos últimas tendrán subsidio parcial), y también para usuarios del Servicio General P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato).

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Mala calidad del servicio de Edesur, una estrategia de rentabilidad

Durante la primera semana de marzo de 2025, se registraron dos cortes masivos de energía eléctrica en el mismo día y en concesión de EDESUR, que afectaron a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense. El primer apagón, ocurrido en horas de la mañana, dejó sin suministro a aproximadamente 550.000 usuarios y el segundo apagón que afectó unos 622.000 usuarios, lo que equivale a aproximadamente dos millones de personas. El apagón afectó a los tres poderes de la nación: Casa de Gobierno, el Congreso y el Palacio de Tribunales.

Con 4 grados de sensación térmica, sin semáforos, y sin energía en las antenas repetidoras de señal de telefonía celular, Buenos Aires fue un caos.

Este corte también fue atribuido a una falla en una o dos líneas de alta tensión que impactó en varias subestaciones. ​.Las zonas más afectadas incluyeron barrios porteños como Almagro, Balvanera, San Nicolás y Barracas, así como localidades del sur del conurbano, entre ellas Dock Sud, Avellaneda, Lanús, Gerli y Wilde. ​

Estos cortes coincidieron con una jornada de muy altas temperaturas, lo que incrementó la demanda de energía y agravó la situación para los usuarios afectados. ​

Crisis permanente

La mala calidad del servicio de Edesur se remonta a las postrimerías de las privatizaciones. Una permanente crisis operativa encuentra su origen en una serie de factores estructurales y operativos desde el origen mismo de la concesión y la calidad del servicio nunca mejoró.

Desde su privatización, Edesur permaneció bajo control de capitales chilenos hasta que, en febrero de 1999, sufrió un apagón de proporciones históricas, consecuencia directa de la falta de inversiones en las redes eléctricas, pese a casi ocho años de tarifas dolarizadas. Este colapso del servicio, que se extendió durante once días —del 15 al 26 de febrero—, dejó sin suministro a miles de usuarios en pleno verano, convirtiéndose en el corte más prolongado registrado en la historia eléctrica argentina.

El impacto de aquel apagón fue devastador para la imagen de la empresa, generando un profundo malestar entre los usuarios y desencadenando una ola de protestas, cortes de calles y fuertes sanciones por parte de las autoridades. La crisis aceleró cambios en la estructura accionaria de la compañía: hacia mediados de 1999, las acciones de Chilectra fueron absorbidas por la española Endesa, y en 2009, con la adquisición de esta última por parte del Grupo Enel, la multinacional italiana pasó a controlar Edesur junto con otros activos estratégicos a nivel local.

Inversiones

En primer lugar, el sistema eléctrico de la empresa exhibe un marcado deterioro como consecuencia de la falta de inversiones en mantenimiento y modernización de su infraestructura. Las líneas de alta tensión y las subestaciones, elementos vitales para la estabilidad del suministro, sufren fallas recurrentes debido a su antigüedad y a la ausencia de renovaciones oportunas. Algunas de las líneas subterráneas capitalinas son anteriores a la existencia de SEGBA.

No es extraño, por tanto, que los cables soterrados y las instalaciones aéreas, con muchas décadas en funcionamiento, se tornen cada vez más vulnerables ante las altas temperaturas, las sobrecargas y el creciente consumo de energía.

A esta problemática se suma un incremento en la demanda que la compañía no ha sabido absorber. En jornadas de altas temperaturas, cuando el uso de aires acondicionados y equipos eléctricos se dispara, la red de distribución de Edesur revela su incapacidad para abastecer de manera confiable a todos los usuarios dentro de su área de concesión. La precariedad del sistema, en estos casos, se traduce en interrupciones del servicio que afectan tanto a hogares como a industrias y comercios, generando un impacto negativo en la vida cotidiana y la actividad económica.

Más allá de los problemas técnicos y de capacidad, la gestión empresarial de Edesur ha sido objeto de críticas y sanciones por parte de las autoridades. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ha multado en reiteradas ocasiones a la compañía por su incumplimiento en los estándares de calidad del servicio. En este contexto, el Gobierno Nacional ha advertido en más de una oportunidad sobre la posibilidad de revocar la concesión, ante la persistencia de cortes masivos y la falta de respuestas efectivas a los reclamos de los usuarios. Asimismo, se ha cuestionado la estrategia financiera de la empresa, que ha sido acusada de privilegiar el reparto de dividendos entre sus accionistas en lugar de destinar los fondos necesarios para el mantenimiento y fortalecimiento de su infraestructura.

Frente a esta situación, el Estado y el ENRE evalúan la adopción de nuevas sanciones y medidas regulatorias que garanticen una mejora sustancial en la prestación del servicio. Mientras tanto, la presión de los usuarios y de distintos municipios se intensifica, exigiendo una intervención más firme que impida la repetición de los cortes prolongados y asegure el acceso a un suministro eléctrico estable y confiable.

¿Estrategia de rentabilidad o pésimo gerenciamiento?

La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, presenta un patrón de incumplimientos en la calidad del servicio eléctrico, marcado por cortes prolongados, deficiencias en mantenimiento e inversiones incumplidas en Argentina, Brasil, Chile, Perú y Colombia. La estrategia parece estar enfocada en maximizar utilidades a corto plazo, aprovechando la laxitud regulatoria de los “estados bobos” sudamericanos, lo que permite a la multinacional italiana priorizar la reducción de costos sobre la calidad del servicio y la atención al cliente.

Enel Américas presentó resultados financieros sobresalientes para el año fiscal 2024. La empresa alcanzó un ingreso neto récord de US$ 2.600 millones, lo que representa un incremento significativo en comparación con años anteriores. ​

El EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) se mantuvo estable en US$ 3.700 millones, a pesar de los desafíos en sus principales mercados. ​Como resultado repartió un dividendo total de US$ 800 millones en 2024, triplicando el dividendo por acción en comparación con el año anterior. ​

Argentina

No obstante las cifras de ganancias, Enel, la propietaria de Edesur, ostenta un compendio de incumplimientos a lo largo del continente que es digno de destacar. En Argentina, además de la mala calidad del servicio de Edesur —generalmente por falta de inversión— se destacan los cortes prolongados en el área metropolitana de Buenos Aires, afectando a miles de usuarios durante períodos críticos, como olas de calor o frío. Edesur ha sido multada en diversas ocasiones por incumplimientos en el mantenimiento de la infraestructura eléctrica, lo que ha contribuido a la baja confiabilidad del servicio.

Además, muestra retrasos en las inversiones comprometidas, con claros incumplimientos en las inversiones estipuladas en planes regulatorios, lo cual ha impactado negativamente en la calidad y expansión de la red eléctrica. Edesur ha sido señalada por su lenta respuesta en la reposición del servicio tras emergencias climáticas, como tormentas, lo que ha generado conflictos con el ENRE y la posibilidad de sanciones más severas, incluyendo la revisión de su licencia.

Enel São Paulo

Enel São Paulo ha sido investigada por el regulador brasileño debido a la prolongada interrupción del servicio eléctrico después de eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes, afectando a millones de usuarios. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL, regulador) inició un proceso contra la multinacional italiana Enel por el apagón masivo que dejó a oscuras a 3,1 millones de usuarios en São Paulo y su zona metropolitana.

La ANEEL abrió un expediente sancionatorio ante el “reiterado servicio insatisfactorio a los consumidores en situaciones de emergencia, como el fenómeno meteorológico extremo del 11 de octubre”, y por “el incumplimiento de su plan de contingencia” para esos eventos climáticos. El informe de la denuncia recoge supuestos “fallos y transgresiones” que, en última instancia, podrían llevar a la agencia a recomendar la rescisión del contrato de concesión con Enel.

Además, se suman inversiones incumplidas en la red eléctrica, lo que ha llevado a problemas de sobrecarga y fallas en el sistema de distribución, y la acumulación de multas por falta de mantenimiento adecuado de la infraestructura, lo que ha agravado la situación de los usuarios afectados por cortes de energía.

Enel en Perú

En Perú, Enel Distribución Perú también ha enfrentado diversos incumplimientos y problemas operativos en los últimos años, que incluyen cortes de suministro prolongados, especialmente durante eventos climáticos adversos como lluvias torrenciales o sismos. La reposición del servicio ha sido lenta, lo que ha afectado a miles de usuarios en Lima y otras áreas de su concesión. Estos cortes recurrentes han generado sanciones por parte del regulador peruano, Osinergmin, por no cumplir con los tiempos máximos permitidos para la reposición del servicio.

Enel Perú ha sido señalada por el regulador y por asociaciones de consumidores por deficiencias en el mantenimiento preventivo de la infraestructura eléctrica, lo que ha llevado a una mayor frecuencia de fallas en la red, especialmente en sectores vulnerables. Las inspecciones de Osinergmin han identificado problemas de mantenimiento en postes, transformadores y líneas de transmisión, lo que ha resultado en sanciones administrativas y multas para la empresa.

Colombia

En Colombia, Enel Colombia (anteriormente conocida como Codensa) despliega los mismos incumplimientos y problemas operativos observados en otras subsidiarias de Enel en América Latina. Cortes de energía prolongados en Bogotá y Cundinamarca, especialmente durante fenómenos climáticos como lluvias intensas y tormentas eléctricas, han afectado a miles de usuarios, generando malestar y protestas.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha intervenido en varias ocasiones, exigiendo a la empresa que mejore la gestión de incidentes y reduzca los tiempos de interrupción para cumplir con los estándares de calidad del servicio. La SSPD sancionó a Enel Colombia por deficiencias en el mantenimiento preventivo y correctivo de la red eléctrica, lo cual ha incrementado la frecuencia de fallas en la infraestructura.

Enel Chile

Siguiendo el patrón del resto de los países sudamericanos, Enel Chile enfrenta multas millonarias en los últimos años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), principalmente debido a cortes prolongados de energía durante eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes. En 2021, la empresa fue sancionada con $3.900 millones de pesos por la lenta reposición del servicio tras un sistema frontal que afectó a miles de usuarios en la Región Metropolitana.

La SEC ha señalado que estos incumplimientos violan las normativas de calidad del suministro eléctrico, ya que la empresa no ha logrado restablecer el servicio en los tiempos establecidos.

Multas y apelaciones

Enel ha optado por apelar las multas impuestas en los diferentes Estados de América Latina, argumentando que algunas sanciones no reflejan las inversiones ni las mejoras implementadas en sus operaciones. En Brasil, por ejemplo, Enel tiene multas por más de 300 millones de reales (aproximadamente US$ 60 millones) debido a apagones prolongados en São Paulo. La empresa ha confirmado que parte de las multas ha sido pagada, mientras que otras se encuentran en proceso de apelación, siguiendo el procedimiento administrativo brasileño.

Máximas ganancias

La serie de multas y sanciones que Enel ha enfrentado en varios países de Sudamérica por problemas de calidad del servicio, deficiencias en el mantenimiento de la red y falta de inversiones comprometidas sugiere la presencia de un patrón de operación coordinado enfocado en maximizar las ganancias a corto plazo, sacrificando la calidad del servicio. Las estrategias comunes, como la reducción de Capex, demoras en la reposición del servicio y la atención deficiente al cliente, parecen más vinculadas a decisiones corporativas que a simples errores de gestión local.

Sin embargo, la magnitud y frecuencia de los problemas también dejan entrever cierto nivel de inoperancia de las gerencias locales, que no logran anticiparse adecuadamente a las crisis o manejar de forma eficiente las demandas regulatorias. La combinación de ambas características —decisiones estratégicas corporativas y fallas operativas locales— indica un enfoque de Enel en la región que prioriza la reducción de costos y la optimización de utilidades sobre el cumplimiento de los estándares de servicio establecidos por los reguladores.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Segundo corte masivo en AMBA: más de 620.000 usuarios sin electricidad

El gobierno nacional señaló a la distribuidora Edesur por el corte masivo de este miércoles al mediodía que dejó a 620.000 usuarios sin electricidad en medio de una jornada con temperaturas que superaron los 32° y la sensación térmica que tocó los 40° en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La falla lleva casi tres horas y todavía no se recuperó toda la demanda. El gobierno dice que ahora hay 366.000 usuarios sin electricidad. Es el segundo corte masivo en el área de Edesur en el mismo día.

En un comunicado, el Poder Ejecutivo indicó: “El corte que está ocurriendo en este momento obedece a una falla en dos líneas de alta tensión de 220 KV de Costanera-Hudson, propios del sistema de distribución de la empresa Edesur. Afecta el sur del Gran Buenos Aires y sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Además, el gobierno también señaló que “hay 800 MW de corte de servicio y 2.500 MW de generación fuera de servicio”. A partir de las 12 del mediodía se registró una caída de la demanda en las redes de distribución de Edesur que pasó de más de 3.770 MW a 2.490 MW, según información de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

La secretaria de Energía, María Tettamanti, “se encuentra supervisando los trabajos en SACME, el centro de operaciones que comparten Edenor y Edesur”, las dos distribuidoras bajo jurisdicción nacional, informó la cartera energética.

El gobierno también remarcó que “no hay inconvenientes para atender con normalidad el resto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). El ENRE está investigando para proceder conforme al marco regulatorio en lo que a multas y sanciones se refiere”.

A las 5.25 de la mañana de este miércoles, Edesur también había tenido otro corte masivo de electricidad por una falla en la doble línea de alta tensión Bosques – Hudson, que dejó sin electricidad a más de 400.000 usuarios.

Falla

Fuentes del sector eléctrico señalaron a EconoJournal que a las 11.07 la línea de 220 kV Hudson – Costanera N°1 se desenganchó, pero no provocó afectación del servicio. Una hora después se desenganchó el N°2 de la misma línea y la demanda cayó 250 MW. Media hora más tarde, la línea N°1 volvió a tener una falla y registró una reducción 820 MW de la demanda.

Luego, se produjo el desenganche de las máquinas 08 de Central Dock Sud (DSUDTG08), 08 y 09 de Central Costanera (COSTCC08/09) con pérdida de 560 MW y la TG11 de Central Puerto (CEPUTG11) con 110 MW y el colapso del subsistema Azul/Celeste. También hubo una reducción de la demanda de 500 MW.

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

La distribuidora Edenor informó que presta el servicio con normalidad ante la creciente demanda

Edenor, la distribuidora eléctrica más grande del país que abastece a la zona norte de la Ciudad de Buenos Aires y el Gran Buenos Aires, informó este miércoles que opera “con normalidad ante la creciente demanda por la ola de calor” que provocó temperaturas de casi 40° en la zona centro del país y se generaron dos apagones masivos.

“Según el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la empresa no reporta interrupciones significativas en su área de concesión, garantizando el suministro a sus usuarios. Esto se debe a que Edenor implementa medidas preventivas y trabajos de mantenimiento en su red eléctrica para sostener la estabilidad del servicio”, indicó la compañía en un comunicado difundido este miércoles.

Además, la empresa eléctrica expresó que también “ofrece herramientas digitales como Edenor Digital, que permiten a los clientes gestionar trámites, pagos y reclamos de manera rápida y sencilla, las 24 horas del día”.

“En esa línea, Edenor anunció recientemente un plan de inversiones de 1.275 millones de dólares para el período 2025-2029, destinado a mejorar su red de distribución y reducir la frecuencia y duración de los cortes de luz. Este plan incluye la construcción de tres nuevas subestaciones, con el objetivo de fortalecer la infraestructura eléctrica en el AMBA”, concluyó la distribuidora.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Energía informó sobre los cortes de luz

En un breve comunicado la Secretaría de Energía precisó, cerca de las 14, que “El corte que está ocurriendo en este momento obedece a una falla en dos líneas de alta tensión de 220 KV de Costanera-Hudson, propios del sistema de distribución de la empresa Edesur. Afecta el sur del GBA y sur de CABA”.

Señaló además que “Hay 800 MW de corte de servicio y 2.500 MW de generación fuera de servicio”.

“No hay inconvenientes para atender con normalidad el resto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, puntualizó Energía, agregando que “El ENRE está investigando para proceder conforme al marco regulatorio en lo que a multas y sanciones se refiere”.

Desde la madrugada del miercoles 5 se han registrado cortes en el suministro de electricidad en el area a cargo de Edesur, afectado a miles de usuarios de diversas zonas del sur del AMBA, incluídas líneas de trenes subterraneos.

A media mañana se informó desde la empresa la rehabilitación paulatina del servicio. Pero pasado el mediodía los cortes volvieron a extenderse, lo que explica el comunicado de la S.E..

,

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Nuevos precios para los biocombustibles desde marzo

La Secretaría de Energía fijó, a través de la resolucion 109/2025, en $ 1.151.909 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de marzo en curso y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, señala la resolución ya oficializada.

Además, y a través de la resolución 112/2025 Energía fijó en PESOS SETECIENTOS CUARENTA Y SEIS CON QUINIENTAS NOVENTA Y CINCO MILÉSIMAS ($ 746,595) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de marzo de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, Energía fijó en PESOS SEISCIENTOS OCHENTA Y CUATRO CON DOSCIENTAS OCHENTA MILÉSIMAS ($ 684,280) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante marzo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

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

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno oficializa aumento en impuestos a los combustibles

El Gobierno nacional oficializó este miércoles un nuevo aumento en los impuestos a los combustibles, que se trasladan al valor de la nafta y el gasoil en torno al 1,9%, en el contexto de una racha de 14 meses seguidos de caída de ventas.

La medida se implementó a través del Decreto 146/2025, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo.

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

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

De esta manera, aunque las petroleras definirán el porcentaje final, el litro de la nafta súper aumenta de $1.151 a $1.174 en la CABA, mientras que el gasoil pasa a $1.192 el litro, 1,88% por sobre el anterior precio de $1.170.

Cabe recordar que, en febrero, el sector aplicó un aumento en los precios del 2%, pero el Gobierno nacional determinó en febrero postergar la suba en el impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono para morigerar el impacto inflacionario.

La actual legislación establece que cada tres meses se deben actualizar los impuestos a los Combustibles Líquidos o ICL (que recae en especial sobre las naftas) y al Dióxido de Carbono (que incide más en el gasoil) y para cuyo monto se contempla la inflación registrada por el Indec en los meses previos.

La suba se da en el marco de una nueva caída en la venta de combustible al público, que experimentó un descenso del 3% interanual en enero y del 4,9% en comparación con diciembre, y acumula 14 meses a la baja.

La entrada El Gobierno oficializa aumento en impuestos a los combustibles se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Jueza de Nueva York rechazó el pedido de anular el fallo YPF

La jueza federal de Nueva York, Loretta Preska rechazó una presentación realizada por una ONG para dejar sin efecto el fallo que obliga al país a pagar US$ 16.000 millones por la expropiación de la petrolera YPF realizada por Cristina Kirchner.

La magistrada consideró que la presentación llegó fuera de tiempo. Y sostuvo que no respetó el plazo de un año que se tenía para hacerlo.

La fundación Republican Action for Argentina había solicitado a la jueza estadounidense que anule el fallo por el que condenó al Estado argentino a pagar 16.100 millones de dólares a las firmas Burford y Eton Park e investigue a los involucrados en la nacionalización de la petrolera argentina YPF.

La presentación fue hecha el pasado 17 de febrero y la jueza del Tribunal del Distrito Sur de Nueva York emitió una orden de vista a las partes involucradas en el juicio.

El director de Research for Traders, Daríos Epstein, dijo que “aquellos que vendieron pescado podrido y embarraron la cancha diciendo que iban a la salvar US$ 16.000 millones, tengan un poco de humildad y llámense a silencio”. “El tema es serio. No da que lo usen para operar políticamente”, señaló.

En 2023, Preska condenó al Estado argentino por la decisión en 2012 de expropiar a la española Repsol el 51 % de las acciones en YPF sin hacer una oferta pública de adquisición de títulos a otros accionistas minoritarios de la mayor petrolera de Argentina.

El caso se inició en 2015, cuando la firma inglesa Burford Capital y la estadounidense Eton Park impulsaron la demanda tras adquirir los derechos de litigio de dos sociedades constituidas en España y que quebraron: Petersen Energía Inversora y Petersen Energía.

Esas dos sociedades antiguamente habían pertenecido al grupo argentino Petersen -de la familia Eskenazi-, que tenía una participación accionarial del 25 % en YPF al momento de la nacionalización y que no tomó parte del juicio en Nueva York.

Burford y Eton Park reclamaron en el juicio millonarias compensaciones alegando que el Estado argentino debió lanzar una oferta pública de adquisición por el resto de las acciones que no pertenecían a Repsol.

La jueza citó el caso D’Amato versus Deutsche Bank para fundamentar que una intervención presentada más de un año después del inicio del caso no es válida.

Además, citó Restor-A-Dent Dental Lab’ys, Inc. v. Certified Alloy Prods., Inc., estableciendo que el interés del solicitante debe ser directo y no remoto o contingente.

La entrada Jueza de Nueva York rechazó el pedido de anular el fallo YPF se publicó primero en Energía Online.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Empresas: TotalEnergies desplazó a YPF y se convirtió en el mayor productor de gas de Argentina

La producción de gas en la Argentina tuvo en los últimos meses de 2024 un cambio de escenario con la irrupción de la francesa TotalEnergies al tope de la inyección en el sistema, desplazando aunque sea temporalmente a YPF, la histórica líder del segmento. Ese desempeño se explica por el aporte de la producción no convencional de la compañía en Vaca Muerta y del convencional de la Cuenca Austral, en particular por la consolidación de la producción de la nueva estrella del offshore argentino como lo es la plataforma Fénix, que ya opera con sus tres pozos a plena capacidad. […]

The post Empresas: TotalEnergies desplazó a YPF y se convirtió en el mayor productor de gas de Argentina first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta: estiman que las exportaciones de combustible alcanzarán los u$s36.700 millones en 2030

En 2024, la balanza energética marcó su segundo superávit en 14 años y totalizó u$s5.700 millones, empujado por exportaciones de petróleo de u$s5.500 millones. ¿Hasta dónde puede llegar el potencial de Vaca Muerta? ¿Qué clase de impacto puede tener en el saldo comercial? Sabido es que las estimaciones del comercio exterior de bienes para los próximos años presentan un panorama positivo para el sector de hidrocarburos. El crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas, junto con la reducción progresiva de importaciones de combustibles, permitirá mejorar la balanza comercial y fortalecer la posición del país en el mercado energético global. […]

The post Vaca Muerta: estiman que las exportaciones de combustible alcanzarán los u$s36.700 millones en 2030 first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Inversiones: Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck buscan capital para Vaca Muerta en Londres

Los ojos del mundo energético están puestos en Vaca Muerta, y los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) no quieren perder la oportunidad de captar nuevas inversiones. Con ese objetivo, ambos mandatarios participan en Londres de la Misión Comercial de Energía Argentina – Reino Unido, un evento clave para atraer capitales británicos que impulsen el sector energético del país. El plan: más inversiones y exportaciones La actividad, que se extenderá hasta el miércoles 5 de marzo, fue organizada por la Cámara de Comercio Argentino-Británica (BritCham Argentina), junto a otras entidades binacionales y las embajadas de ambos países. […]

The post Inversiones: Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck buscan capital para Vaca Muerta en Londres first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gas: un negocio que promete el ingreso de dólares, pero desafíos por resolver

El mercado de gas natural licuado está llamado a ser la punta de lanza de las exportaciones energéticas del país, pero las distancia a los grandes centros consumidores encienden luces amarillas. En los últimos años la producción de petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta alcanzó niveles de producción muy eficientes, comparables con los de la principal formación de shale del mundo, Permian, en el sur de Estados Unidos, al punto que según los analistas del sector, el país pasará en apenas un par de años de ser deficitario en su balanza energética a ser superavitario y contribuir a […]

The post Gas: un negocio que promete el ingreso de dólares, pero desafíos por resolver first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Licitaciones: Avanza licitación para ampliar el Gasoducto Perito Moreno

El Ministerio de Economía ha dado un paso clave en el proceso de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), anteriormente conocido como Gasoducto Néstor Kirchner. La iniciativa surge a partir de un proyecto privado presentado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el cual ha sido declarado de interés público. La Secretaría de Energía, dirigida por María Tettamanti, supervisará el proceso licitatorio, mientras que Energía Argentina SA (Enarsa) será la entidad encargada de llevarlo adelante. El objetivo principal es incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta mediante la incorporación de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), […]

The post Licitaciones: Avanza licitación para ampliar el Gasoducto Perito Moreno first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Minería: En Salta gigante canadiense busca expandir su proyecto de litio y enciende el interés del Gobierno

American Salars acordó adquirir hasta el 100% del proyecto Salar de Pocitos, que abarca más de 13.000 hectáreas. Son contiguas a su desarrollo Pocitos 1, que compró en 2024, a 100 kilómetros de San Antonio de Los Cobres. Crece la minería en Salta con el impulso del litio. El país tiene 311 proyectos mineros en diferentes etapas, según datos de la Secretaría de Minería, y la provincia es la que más expandió en los últimos meses las inversiones en el ‘oro blanco’. Este domingo, el gigante canadiense American Salars informó que acordó comprarle a un vendedor independiente hasta el 100% […]

The post Minería: En Salta gigante canadiense busca expandir su proyecto de litio y enciende el interés del Gobierno first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Combustibles: Brasil avanza con la primera estación experimental del mundo para producir hidrógeno renovable a partir de etanol

La planta piloto fue diseñada en la Universidad de San Pablo y empieza a proveer con combustible limpio a los autobuses y vehículos livianos de esa casa de estudios. En el proyecto participan empresas como Shell, Raizen y Toyota. La Universidad de São Paulo (USP) está llevando adelante pruebas en la primera estación experimental del mundo dedicada a la producción de hidrógeno renovable a partir de etanol, un biocombustible muy difundido en Brasil. El proyecto, impulsado por el Centro de Investigación e Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI), representa un paso clave en la transición hacia una economía de […]

The post Combustibles: Brasil avanza con la primera estación experimental del mundo para producir hidrógeno renovable a partir de etanol first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Internacionales: Estados Unidos encuentra la mina que salvará al planeta con 6 billones de toneladas

Irrumpiendo como la posible salvación a nivel energético, Estados Unidos descubrió, gracias al trabajo arduo de su Servicio Geológico llamado USGS, una mina que ahorrará millones de dólares al país norteamericano. Tras la noticia, son muchos los que han encendido las alertas para imitar lo hallado en sus países, siendo el posible futuro de las energías en el planeta. Una fuente que pocos esperaban Con avances acelerados alrededor de la posible extracción de recursos naturales, como lo priorizó la administración del nuevo presidente Donald Trump, la USGS arrojó resultados esperanzadores para el futuro y esto puede significar también un alivio […]

The post Internacionales: Estados Unidos encuentra la mina que salvará al planeta con 6 billones de toneladas first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Internacionales: China encontró una fuente de «inagotable de energía»

Se trata de la mina de Bayan Obo, en la región de Mongolia Interior. Dicho lugar contaría con grandes cantidades de torio, una potencial alternativa a los combustibles fósiles. China encontró una fuente de energía “inagotable” que, según aseguran los geólogos, podría abastecer al país durante 60.000 años. Este hallazgo tuvo lugar en la mina Bayan Obo, en la región autónoma de Mongolia Interior, al norte del país asiático. Allí, aseguran que se podría hallar la suficiente cantidad de torio, elemento químico metálico de color blanco que es débilmente radioactivo, como para dar respuesta a las necesidades energéticas de la […]

The post Internacionales: China encontró una fuente de «inagotable de energía» first appeared on Runrún energético.

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Energía: Libia abre la exploración de hidrocarburos a multinacionales por primera vez en 17 años

La Compañía libia de Petróleo (NOC) abrió este lunes la primera licitación en 17 años para que multinacionales de hidrocarburos inviertan en Libia, declaró Mesaoud Sliman Mousa, su presidente interino. «Después de 17 años, la NOC abrió hoy una nueva ronda de licitación pública para la exploración de petróleo y gas en Libia», declaró Sliman. «La nueva licitación contiene más de 24 nuevos bloques de exploración de hidrocarburos«, informó la agencia oficial de noticias libia. El presidente interino indicó ante responsables locales y extranjeros que «más de un tercio de las tierras libias siguen sin exploración», y adelantó que «según […]

The post Energía: Libia abre la exploración de hidrocarburos a multinacionales por primera vez en 17 años first appeared on Runrún energético.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Cuáles fueron las fallas que provocaron un apagón que afectó a más de 400.000 usuarios del AMBA

Este miércoles a las 5.25 se produjo una falla en el área de la distribuidora Edesur que provocó un corte masivo que afectó a más de 400.000 usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y el sur del conurbano bonaerense. La empresa informó que está investigando los motivos que desencadenaron el apagón. En tres horas la demanda se recuperó y el 100% de los usuarios ya tenían el servicio reestablecido.

Fuentes del sector indicaron a EconoJournal que el corte se inició con la salida de la línea doble terna de 220 kilovolt (kv) Bosques – Hudson. Además, como consecuencia se perdieron el ciclo combinado de la central de generación de Dock Sud y la Central Térmica Ensenada – Barragán. Ambas plantas son clave para el abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

A su vez, las mismas fuentes señalaron que la salida de las centrales Dock Sud y Ensenada Barragán “llevó la frecuencia a 49.12 Hz (hercios) con la consecuente actuación de roles de alivio y pérdida de alrededor de 500 megawatt (MW)” en el Gran Buenos Aires.

En el sitio web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) no hay información disponible que refleje la cantidad de usuarios con problemas de suministro que provocó apagón.   

Desde Edesur informaron que “esta madrugada se registró una falla en líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía”.

, Roberto Bellato

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Libia licita bloques para exploración de hidrocarburos

La Compañía libia de Petróleo (NOC) abrió la primera licitación en 17 años para que multinacionales de hidrocarburos inviertan en el país, declaró Mesaoud Sliman Mousa, presidente interino.

Sliman Mousa dijo que el objetivo de esta nueva licitación es “aumentar la producción del petróleo y gas libios”.

Actualmente, la producción del crudo en el país magrebí asciende a más de 1,4 millones de barriles por día pero con la participación de nuevas empresas podría alcanzarse a los dos millones de barriles diarios en 2027, estiman en el país.

A pesar de la división política entre el Gobierno de Unidad Nacional (GUN), en el oeste, y el Ejecutivo de Bengasi en el este y sur, controlado por del mariscal Jalifa Haftar, la NOC mantiene una gestión centralizada del sector petrolero, casi la única fuente de ingresos del país.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Cuenta regresiva para FES México 2025: las principales empresas debatirán sobre las claves del mercado renovable

Tras el éxito de Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, donde más de 500 ejecutivos del sector renovable se dieron cita los días 26 y 27 de febrero, la gira de eventos más influyente en Latinoamérica llega a México. El próximo 11 de marzo, en la Ciudad de México, líderes de la industria se reunirán en un espacio estratégico de debate y networking para analizar las tendencias y desafíos que definirán el futuro del mercado energético en el país y la región.

Con un programa de conferencias de alto nivel y la presencia de los principales actores del sector, FES México 2025 se consolida como el punto de encuentro imprescindible para ejecutivos, inversionistas y referentes de la transición energética.

Las entradas ya están disponibles a través del siguiente enlace: ENTRADAS DISPONIBLES.

Este encuentro reunirá a líderes de empresas clave en el desarrollo de energías renovables, quienes compartirán su visión sobre el futuro del sector en el país. Entre los speakers se destacan Gerardo Pérez, CEO de EDF México; Pamela Tadeo Henríquez, directora de Inteligencia Comercial y Regulación de Saavi Energía; Luis Rafael Ordóñez Segur, CEO de Telener 360; Elisa Figueroa, sales manager para México, Centroamérica y el Caribe de Nordex Group; José Antonio Aguilar, principal y presidente del Consejo de Vive Energía, y Héctor J. Treviño, director ejecutivo de AMDEE, quienes aportarán su experiencia sobre los desafíos del mercado eléctrico y las oportunidades de inversión en renovables.

Así mismo, participarán Victoria Sandoval, senior sales de Risen Energy; Eva Ribera, general manager para México y el Caribe en Contour Global; Yolanda Villegas, directora legal de Compliance y Relaciones Institucionales de Envases; Alejandro de Keiser, director de Energía y Sostenibilidad de De Acero; David Briseño, EVP de Gauss Energía; Naomi Aguirre Rivera, consultora en Energía en Acclaim Energy México; Paola Forero, gerente comercial de México en DIPREM, e Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, quienes abordarán temas clave como el crecimiento del hidrógeno renovable, la competitividad de la generación solar y eólica, y el papel de la industria en la descarbonización.

También asistirán Manuel Ahumada, socio director de Enlight México; Carla Ortiz, country manager de RER Energy Group; Manuel Arredondo, country manager de ZNShine Solar; Scott Squires, reportero de Energía en Bloomberg; José Francisco Castro, energy planning manager de Ternium; Ana Laura Ludlow, VP de AAGG y Sustentabilidad en Engie México, y Andrés Cabrera, director comercial y de Regulación en AES México, quienes compartirán su análisis sobre el marco regulatorio, el financiamiento de proyectos y las estrategias de crecimiento del sector energético en México, entre otros expertos.

Espacios de networking y análisis de las tendencias del mercado

Más allá de las conferencias, FES México 2025 se caracteriza por ofrecer espacios exclusivos de networking, donde los asistentes tienen la oportunidad de conectar con inversionistas, desarrolladores de proyectos, representantes gubernamentales y expertos de la industria. En un contexto donde el sector energético mexicano enfrenta desafíos regulatorios y nuevas oportunidades de expansión, el evento se posiciona como una plataforma clave para cerrar acuerdos y avanzar en la consolidación de nuevos proyectos.

El crecimiento de las energías renovables en México sigue siendo un eje estratégico para la sostenibilidad y la seguridad energética del país. En este sentido, FES México 2025 será el escenario donde se debatirán las tendencias del mercado, las innovaciones tecnológicas y las estrategias para acelerar la transición energética en la región.

Con la presencia de los principales ejecutivos del sector y un programa diseñado para el análisis profundo de los desafíos energéticos, Future Energy Summit México 2025 se posiciona como el evento imprescindible del año para quienes lideran la transformación del mercado energético en el país y en toda Hispanoamérica.

Participa en FES México 2025

Las entradas ya están disponibles. Para asegurar tu lugar en este encuentro clave de la industria renovable, regístrate aquí: ENTRADAS DISPONIBLES.

La entrada Cuenta regresiva para FES México 2025: las principales empresas debatirán sobre las claves del mercado renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno eliminó aranceles para la importación de autos eléctricos e híbridos

El Gobierno de Javier Milei reglamentó el procedimiento para la importación de vehículos eléctricos e híbridos sin aranceles, eliminando la alícuota del 35% del Derecho de Importación Extrazona. La medida, que busca fomentar la movilidad sustentable y reducir los precios de estos vehículos, establece un límite máximo de 50.000 unidades anuales durante cinco años, distribuidas en partes iguales entre terminales automotrices e importadores.

El Decreto 49/2025, publicado el 30 de enero, había reducido el Derecho de Importación Extrazona para autos eléctricos e híbridos con un valor FOB (precio en fábrica) de hasta USD 16.000 por unidad. Con la nueva Resolución 29/2025, publicada hoy en el Boletín Oficial, se reglamentó el mecanismo para acceder a este beneficio.

Empresas con terminales radicadas en el país y otros importadores podrán postularse ante la Subsecretaría de Política Industrial para solicitar la importación libre de aranceles. El trámite se realizará a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), integrada con Aduana y la Ventanilla Única de Comercio Exterior.

Criterios de distribución

  • 25.000 unidades estarán destinadas a terminales automotrices radicadas en Argentina.
  • 25.000 unidades serán asignadas a importadores independientes.
  • Se priorizarán los vehículos con fecha más próxima de nacionalización y el menor precio ofrecido.

El límite anual de 50.000 unidades representa aproximadamente el 20% del total de autos livianos vendidos en el país por año. Con esta medida, el Gobierno busca ampliar la oferta de movilidad sustentable y facilitar el acceso a vehículos eléctricos e híbridos a precios más competitivos.

La entrada El Gobierno eliminó aranceles para la importación de autos eléctricos e híbridos se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Masivo corte de luz en el AMBA: la explicación de Edesur

Tras el masivo apagón que afectó a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano en la madrugada de este martes, Edesur emitió un comunicado en sus redes sociales explicando las causas de la interrupción del servicio.

Según la empresa, el corte de luz se debió a una falla en dos líneas de alta tensión, lo que provocó la afectación de varias subestaciones y dejó sin suministro eléctrico a miles de usuarios.

“Esta madrugada se registró una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía. Nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad”.

Minutos después, la empresa actualizó la situación y aseguró que ya se restituyó el suministro a más del 60% de los clientes inicialmente afectados, aunque aún persisten zonas sin luz.

Edesur no precisó un horario estimado de normalización total, lo que mantiene la incertidumbre entre los usuarios que continúan sin electricidad.

La entrada Masivo corte de luz en el AMBA: la explicación de Edesur se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Información de Mercado

Masivo corte de luz en CABA y varias localidades del conurbano: hay 300 mil usuarios sin luz

Un masivo corte de luz afecta la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y varias localidades del Conurbano. A pesar de que la página del ENRE no funciona, se estima que los damnificados podrían ser alrededor de 300.000.

Durante las primeras horas de la mañana, la interrupción del servicio eléctrico dejó sin servicio a las líneas de subte A y B, además de provocar demoras en el ferrocarril Roca.

Almagro, Balvanera, Parque Patricios, La Boca y Villa Crespo son algunos de los barrios afectados en la Ciudad. En tanto, en el Conurbano bonaerense, el apagón tuvo un fuerte impacto en varias localidades de la zona sur, aunque aún no se confirmó el alcance total del corte.

Debido a que la web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) no está funcionando, no es posible corroborar las zonas completas ni tampoco la cantidad de usuarios totales que están afectados.

En un día clave en el que muchos niños y adolescentes vuelven a clase, hay preocupación por las altas temperaturas que tendrán lugar sobre la tarde, que estarán por encima de los 30°.

La entrada Masivo corte de luz en CABA y varias localidades del conurbano: hay 300 mil usuarios sin luz se publicó primero en Energía Online.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Flavia Royon: “El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían”

EconoJournal en Toronto

Flavia Royon remarca que la minería requiere de orden macroeconómico y estabilidad fiscal para desarrollarse, dos características difíciles de hallar en Argentina. Sin embargo, sostiene que el gobierno de Javier Milei tiene logros para mostrar en ambos aspectos. La ex secretaria de Energía y Minería y actual secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio conversó con EconoJournal durante la PDAC que se está desarrollando en Toronto y destacó particularmente la sanción del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Afirma que el litio es la actividad minera más dinámica y agrega que tiene mucha expectativa de que se concrete un proyecto de explotación de cobre. “El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían”, remarca.

–La minería argentina genera expectativas por el potencial que tiene, pero no termina de despegar. ¿Qué hace falta para que las grandes empresas que tienen proyectos en marcha se decidan a incrementar sus inversiones y ponerlos en producción?

–Cumplir con la estabilidad fiscal y ordenar la macroeconomía. Argentina podría haber captado más inversiones en muchos sectores si hubiera podido tener una macroeconomía más estable en los últimos diez o veinte años. La minería en particular es un sector que demanda mucho capital y requiere estabilidad macroeconómica en un período prolongado de tiempo. No hay que olvidar que un proyecto grande de cobre puede demandar varios miles de millones de dólares.

–¿El RIGI ayuda a revertir esta situación?

–El RIGI compromete estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años. Es una herramienta positiva.

–Algún empresario podría decir que el RIGI ofrece beneficios que la ley de inversiones mineras ya ofrecía y que no se cumplieron.

–Sí, pero el RIGI tiene elementos que la ley de inversiones mineras no tiene. Por ejemplo, exige el pago de los derechos de exportación, crea un mecanismo para una devolución más rápida del IVA y también incluye estabilidad cambiaria.

–¿La minería es una política de Estado o existe el riesgo de que algunos de estos beneficios se reviertan si cambia el gobierno?

–El RIGI se sancionó por ley. Sería una muy mala señal que Argentina no respete una ley. No creo que esto suceda.

–Usted señaló que la minería requiere estabilidad macroeconómica en un período prolongado de tiempo, ¿cuánto tiempo debería transcurrir para que una empresa extranjera decida incrementar sus inversiones en el país de modo sustancial?

–Depende mucho del inversor. Hay inversores que están dispuestos a tomar más riesgos y consideran que hoy es el momento de entrar a la Argentina porque respaldan la política económica y observan que hay un alto nivel de apoyo a la gestión presidencial. Otros inversores, en cambio, que tienen más aversión al riesgo o no tienen tanto conocimiento sobre la Argentina, prefieren esperar.

–Si la estabilidad se consolida, a medida que pase el tiempo los activos argentinos van a subir de precio.

–No hay dudas de que el riesgo se refleja en el precio. Es una decisión que dependerá de cada inversor. 

–La decisión de Río Negro de volver a autorizar un proyecto minero luego de haber tenido una ley que lo prohibía, ¿puede ser la punta de lanza para que otras provincias que prohibieron la minería reviertan su decisión?

–El proceso de Río Negro es interesante. Soy una convencida de que la licencia social se trabaja desde abajo, con más comunicación y educación. En la actualidad, prácticamente todos los proyectos mineros en la Argentina necesitan de audiencias públicas para poder avanzar. Es un mecanismo que en el sector ya está asumido, pero antes de llegar a esa instancia necesitamos comunicar más y mejor sobre la minería. Hay un alto grado de desconocimiento del sector entre la gente común. 

–Mendoza también está tratando de volver a la minería, pero sin derogar la ley que prohíbe el uso de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio, ¿es viable esa alternativa?

–La prohibición de esas sustancias no tiene un fundamento técnico sólido y les quita competitividad a los proyectos, aunque hay proyectos que igual pueden ser viables sin el uso de esas sustancias.

–Hay sectores de la sociedad civil que ven a la minería como una actividad extractiva riesgosa para el medioambiente y que supone una gran ganancia para las empresas, pero que les deja poco a las provincias. ¿Qué responde frente a esos argumentos?

–Toda actividad humana tiene un impacto en el medioambiente, pero en el caso de la minería las técnicas modernas minimizan ese impacto. Hay que informar sobre cómo opera la minería y hay que derribar mitos. Por ejemplo, con respecto al uso del agua. La minería en países como Chile o provincias como San Juan utiliza menos del 2 por ciento del agua disponible y muchísimo menos que la actividad agrícola. Además, es una actividad que está siendo muy controlada por las autoridades de aplicación. Cada dos años deben volver a pedir aprobación de sus estudios de impacto ambiental y eso no lo hace ninguna otra actividad en nuestro país.

–¿Y qué les deja la actividad minera a las provincias?

–En ese caso también hay mucha desinformación. Es cierto que de lo que deja en impuestos más del 80% son impuestos nacionales. Esos impuestos deberían volver a las zonas donde se hace minería a través de la coparticipación o de otras maneras. Debería haber una discusión sobre cómo es la distribución de lo que tributan las mineras. Por otro lado, las mineras son muy conscientes en la actualidad de la importancia de contratación de proveedores locales. De la facturación de una minera, por lo menos la mitad va a parar a proveedores locales y otro porcentaje importante va a pagar sueldos de empleados argentinos. Lo más importante es que la actividad minera genera trabajo y desarrollo.

–¿En materia impositiva las provincias se quedan con las regalías y con qué más?

–Se quedan con las regalías, con tasas municipales y en algunas provincias hay fideicomisos que son aportes que hacen las mineras para obras de infraestructura, educación u otro tipo de actividades

–¿Cuál cree que puede ser la actividad minera de mayor crecimiento en los próximos años?

–Hoy la actividad más dinámica sigue siendo el litio y en lo personal tengo mucha expectativa de que se concrete un proyecto de explotación de cobre. Argentina necesita que sus recursos sean desarrollados. No podemos permitir que sigan sin explotarse los recursos mineros de calidad que tiene nuestro país. El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían.

–Dentro del listado de proyectos de producción de cobre, ¿cuál es el que se encuentra más avanzado?

–Me parece muy interesante el proyecto San Jorge en Mendoza porque es más chico que los otros y por lo tanto es más fácilmente realizable. Y entre los más grandes, Josemaría y Agua Rica.

–¿Qué pueden obtener los funcionarios nacionales y provinciales viniendo a participar de la PDAC?

–Lo que se viene a buscar a la PDAC es que Argentina esté en el mapa de las decisiones de inversión de las empresas que están en Canadá, que es donde se decide dónde se va a invertir, sobre todo en materia de exploración. Argentina tiene mucho para mostrar. El año pasado el RIGI era una promesa y ahora es una realidad. También hay para mostrar logros en materia macroeconómica y la consolidación del sector energético como generador de divisas es muy importante. Hay razones para que los inversores apuesten por la Argentina.

–¿Esta convención les sirve también a las empresas para venir a buscar socios que apuntalen sus proyectos?

–Sí, el sector privado necesita inversión en exploración y los proyectos avanzados necesitan socios para concretar su construcción. 

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Los proveedores locales se preparan para aprovechar la oportunidad si se concreta el boom minero en Argentina

EconoJournal en Toronto

La minería argentina comenzó a captar más inversiones en los últimos meses y la mayoría de los empresarios, políticos y analistas reunidos en la convención de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) coincidieron en afirmar que, si el país consolida la estabilidad macroeconómica y profundiza las reformas promercado, con salida del cepo incluida, la actividad podría experimentar un boom en los próximos años. EconoJournal conversó en Toronto con Marian Milicic y Gustavo Mas, gerenta general y gerente comercial de la constructora Milicic, para ver cómo se preparan los proveedores del sector ante esta oportunidad creciente de negocios.

La firma Milicic incursionó por primera vez en la minería en 1995 cuando comenzó a trabajar en La Alumbrera. A partir de ese momento le han ido brindando servicios a casi todos los proyectos mineros de la Argentina, primero a los metalíferos y últimamente también a los proyectos de litio en Salta y Catamarca. De hecho, hoy la mitad de las ventas de la compañía se concentran en el segmento minero.

–¿Qué servicios les proveen a las empresas mineras?

Marian Milicic (M.M.): –Nosotros somos constructores. Las tareas de movimiento de suelo son nuestra actividad principal. Somos la empresa que mayor nivel de equipamiento tiene en la Argentina para poder ejecutar movimientos de suelo grandes. Es por ese servicio que entramos en el sector minero, pero también desarrollamos obras civiles, tendido de ductos y llevamos adelante carga y traslado de minerales.

–Varias empresas mineras están avanzando en el desarrollo de grandes proyectos de cobre, si solo uno de esos proyectos entra en producción, ¿los proveedores locales de insumos van a poder enfrentar el aumento de la demanda que eso va a implicar?

M.M.: –Nuestra experiencia indica que los grandes proyectos de cobre son muy demandantes y va a haber un déficit de oferta de parte de los proveedores locales. No obstante, si esos proyectos comienzan a concretarse va a haber una oportunidad para que empresas de afuera vengan a prestar servicios y para que las empresas argentinas puedan encontrar un espacio en el que poder crecer.

–¿Se pueden gestar alianzas entre los proveedores locales y los internacionales?

M.M.: –Sin duda, para las empresas argentinas se va a abrir la oportunidad de trabajar con proveedores internacionales más grandes y sumar capacidad. Cuando ese tipo de proyectos arrancan, no tienen la posibilidad de esperar a que los proveedores locales estemos en condiciones de acompañar. Van a arrancar y la inteligencia nuestra va a estar en poder asociarnos con otros proveedores más grandes cuando no podamos hacerlo solos. A medida que la minería comience a traccionar va a haber oportunidades para todo el universo de empresas proveedoras. Tenemos que estar dispuestos a aprovechar la oportunidad.

–¿Cuándo creen que podría entrar en construcción alguno de esos grandes proyectos de cobre?

M.M.: –Alguno de esos proyectos estén más maduros, pero no vemos que vayan a arrancar en 2025. En este tipo de proyectos por lo general no se trabaja en invierno. Por lo tanto, es difícil pensar que algo pueda empezar en marzo o abril. Siendo muy optimistas podríamos decir a fines de 2025, pero no lo estamos viendo todavía porque si fuera así ya debieran estar en marcha ciertas contrataciones.

–¿Lo más probable entonces es que sea en 2026?

M.M: –Sí, ojalá que en 2026 pueda empezar alguna construcción.

Gustavo Mas (G.M.): –Las inversiones anunciadas por Río Tinto en litio y BHP en cobre fueron muy significativos y eso muestra que Argentina está siendo una plaza atractiva para las inversiones. Son movimientos que hay que destacar.

–Ustedes también fueron ampliándose a otros mercados de América Latina.

M.M.: –Sí, estamos trabajando en Perú, Paraguay y Uruguay.  

–¿En esos países también en la actividad minera?

M.M.: –Tanto en Uruguay como en Paraguay hemos trabajado en la construcción de las platas de pasta celulosa. En Perú estamos ejecutando un contrato para obras de infraestructura pública y también apuntando a poder lograr este año algún contrato en minería.

–¿Para qué vinieron a la PDAC?

M.M.: –Estamos acompañando la agenda de Argentina y Perú. En este lugar uno tiene la posibilidad de conversar con funcionarios de distintos gobiernos, empresarios mineros y otros proveedores. A partir de esas charlas nos vamos haciendo una idea de cómo está el ambiente de negocios y también nos permite desarrollar nuestra gestión comercial y acercarles a nuestros potenciales clientes un detalle mayor de lo que podemos ofrecer.

–¿Es la primera vez que vienen?

M.M.: –No, es mi segunda PDAC y la tercera de Gustavo.

G.M.: -Argentina fue ganando más espacio y a nosotros también se nos fue incrementando la agenda de actividades por Perú. Por ese motivo hemos estado viniendo durante los últimos años.

, Fernando Krakowiak

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Marcelo Orrego: “El año pasado se han realizado 225 proyectos de exploración y prospección minera en San Juan”.

EconoJournal en Toronto

San Juan es una de las jurisdicciones mineras más fuertes del país, tanto por la realidad productiva que atraviesa la actividad como por los proyectos de inversión en marcha. En diálogo con EconoJournal, el gobernador de la provincia, Marcelo Orrego, aseguró en Toronto al participar de la convención PDAC que “el año pasado se han realizado 225 proyectos de exploración y prospección minera en San Juan”. “En los últimos años el 54% de todas las exploraciones mineras del país se han hecho en nuestra provincia y ese porcentaje trepa al 70% en el caso del cobre. Tenemos enormes oportunidades como consecuencia del proceso de aceleración que ha tenido la electromovilidad en la transición energética”, agregó el mandatario.

La provincia cuyana es la segunda productora de oro del país, detrás de Santa Cruz, gracias al aporte de la mina Veladero, controlada por Barrick Gold, que el año pasado produjo 504.000 onzas, siendo la más grande del país de las actualmente en operación. Las exportaciones del sector minero representan más del 80% del total provincial. Además, está en carrera para sumarse a la producción de cobre. De hecho, los proyectos Josemaría, de BHP y Lundin, y Los Azules, de McEwen Copper, ya tienen Declaración de Impacto Ambiental aprobada para poder avanzar con la construcción de sus plantas. La australiana BHP es uno de las mayores productoras de cobre del mundo y tiene los recursos financieros para comenzar con la obra cuando lo decida, mientras que McEwen necesita un socio para dar ese salto.

La provincia también tiene en su lista a Filo del Sol (BHP-Lundin), Pachón (la suiza Glencore), Altar (la canadiense Aldebaran) y Chita (la australiana South32 a través de Minera Sud Argentina). De este modo, concentra 6 de los 10 principales proyectos de cobre del país.

–Josemaría dice que el proyecto está en etapa de “preconstrucción”, ¿cuándo va a empezar a construirse? –le preguntó EconoJournal a Orrego.

–Josemaría va a comenzar en pocos meses. Ya están las licitaciones para la construcción del camino. Es probable que en el primer trimestre ya haya novedades respecto a las empresas proveedoras de servicio que van a trabajar en el proyecto de Vicuña Corp.

–Más allá de los mayores o menores esfuerzos que pueda hacer la provincia para acelerar los proyectos, también hay una cuestión macroeconómica que lleva a estas empresas a mirar con cautela al momento de invertir. ¿Cómo evalúa usted la macroeconomía? ¿Le da garantías al inversor?

–Sí, por supuesto. Argentina ha dado vuelta la página. Tiene superávit fiscal y un régimen de incentivo como el RIGI que viene a mejorar lo que fue la ley de inversiones mineras. A los que quieren invertir se les otorgan enormes beneficios. El RIGI está aprobado por la nación, por la provincia y por todas aquellas jurisdicciones donde se hace minería. Por lo tanto, tiene todos los ingredientes para que despegue.

–¿La continuidad del cepo no puede afectar esos desembolsos?

–La macroeconomía está ordenada y el propio presidente Milei ha dicho hace pocos días que la eliminación del cepo, que es un escollo importante, va a ser durante el año.

, Fernando Krakowiak

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Central Puerto avanza con renovables, transmisión y almacenamiento: su estrategia para el mercado argentino

Central Puerto continúa fortaleciendo su presencia en el sector renovable con una estrategia que se adapta a las oportunidades del mercado y las limitaciones de la red de transmisión. 

Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, participó del streaming de  Strategic Energy Corp en el marco del encuentro FES Argentina y destacó que la compañía evalúa varios frentes tecnológicos, con proyectos en distintas etapas de desarrollo y a la espera de posibles cambios regulatorios.

Por ejemplo, la empresa recientemente se presentó al Mercado a Término (MATER) con dos proyectos eólicos y dos solares que totalizan 540 MW de capacidad, aunque competirán por una asignación de entre 201 MW y 311 MW dentro del mecanismo «Referencial A» 

La particularidad es que para el parque fotovoltaico Hunuc I, la empresa elevó dos solicitudes ya que realizó análisis de interconexión y operatividad de la red para plantear una opción para optimizar el uso de la infraestructura disponible.

«La red de transmisión está con problemas de acceso y niveles de saturación relevantes. Por lo que hicimos unos análisis de puntos de interconexión (PDI) y de operatividad de la red y planteamos una alternativa no es exactamente la misma que está planteada en PDI del nodo. Eso permite la apertura con barras separadas de un mismo punto, es decir la conexión de un único parque en un mismo PDI con conexión en dos barras”, indicó Katz durante el evento organizado por Future Energy Summit (FES)

Además, Central Puerto cerró un acuerdo estratégico con YPF Luz para elaborar un estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer de energía eléctrica limpia y eficiente a la zona de la Puna Argentina. 

La iniciativa contempla una línea de alta tensión de 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta  350 km de extensión, con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, y una inversión estimada de entre USD 250 – 400 millones.

«Queremos que se materialice el proyecto de energizar las compañías mineras de la Puna. Y la potencialidad minera dice que toda la demanda de la zona podría alcanzar 400 – 450 MW, por lo que luego construiríamos los parques renovables para abastecer esa demanda que se conectaría al sistema”, indicó el director de Planeamiento Energético de Central Puerto. 

“La industria de litio está atravesando una situación de precios muy restrictivos, viviendo un proceso de concentración de de proyectos, lo cual hoy el objetivo es tratar de conseguir contratos por alrededor de 200 MW, volúmenes de contrato que harían viable el proyecto. Estamos en plenas tratativas con toda la demanda minera”,agregó. 

En paralelo a sus desarrollos en generación y transmisión, la generadora argentina considera su participación en la licitación de almacenamiento en baterías “AlmaGBA”, la primera de esta índole en Argentina por la que se instalarán 500 MW de sistemas BESS. 

«Ya en la convocatoria AlmaMDI presentamos algunos proyectos y a uno de ellos le estamos dando más precisión para adaptarlo al formato de AlmaGBA. En principio estaríamos participando, pero la definición final será en función de los análisis más finos que estamos llevando adelante y a partir de los planteos que le acerquemos al regulador”, comentó Katz.

La evolución del mercado eléctrico y la transición hacia un modelo liberalizado

El sector eléctrico en Argentina se encuentra en plena transformación a partir de los lineamientos de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación, que da inicio a la liberación de la comercialización y competencia del abastecimiento energético a través de contratos en el Mercado a Término (MAT).

«El país transita un proceso de transición que debería llevar a libertad de mercado en el sector de generación y contratación. Creemos que proyectos activos requieren financiar un mercado de contratos elevado, pero también debe haber una proporción transaccionada en un mercado de precios horarios o más volátil», afirmó Katz.

En este contexto, la posibilidad de estructurar un mercado spot o pool eléctrico cobra cada vez más relevancia. En dicho esquema, las transacciones de energía se realizarían a precios horarios y permitirían la aparición de nuevos modelos de negocio. Sin embargo, la implementación de este sistema no se daría a corto plazo, sino que requerirá de varias medidas en el camino por parte de la Sec. de Energía, a tal punto que para el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto la transformación sectorial podría durar todo este gobierno en términos regulatorios.

«Si Argentina transiciona hacia ello, aparecerá un mercado spot, donde se realizarán transacciones de diferencias y surgirán nuevos modelos de negocio. Pero no lo vemos en el corto plazo. La Secretaría de Energía llevará varios años acomodando el mercado de generación», advirtió.

“La resolución SE 21/25 es una buena señal, marca un norte claro. Cualquier proyecto término que consiga combustible saldrá a competir en el mismo mercado que cualquier proyecto renovable. Por lo que está por verse cómo será la competencia entre las tecnologías”, concluyó. 

Próximos eventos FES

Luego del FES Argentina 2025, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México. Y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región. Y cabe destacar que los encuentros contarán con espacios exclusivos de networking.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

La entrada Central Puerto avanza con renovables, transmisión y almacenamiento: su estrategia para el mercado argentino se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

PyMEs del sector energético de Chile aseguran nula respuesta del gobierno para resolver deudas millonarias

Las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) del sector energético en Chile siguen a la espera que se resuelvan los incumplimientos de pagos en proyectos de generación renovable a lo largo de todo el país.

Según denunció Mauricio Ocaranza, vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte, la deuda acumulada por proyectos energéticos ya supera los 15.000 millones de pesos y no hay señales de una pronta solución.

«No hemos tenido ninguna solución por parte del Gobierno hasta el momento. De hecho, hay algunas empresas que tienen demandas contra otras empresas que no han dado ninguna solución en ninguno de sus proyectos», manifestó Ocaranza, advirtiendo que la situación ha permanecido sin cambios desde hace años. 

Incluso, a inicios del 2024, el Ministerio de Energía de Chile exigió cumplimiento de pagos para obras de transmisión, a través de una serie de normas que tenían como objetivo evitar más endeudamientos y asegurar que los pagos se realizaran en un plazo máximo de 30 días.

Entre las medidas analizadas se prevía la gestión de casos que no tengan posibilidad de judicializar, mediante el pago conjunto entre empresas mandantes que se hayan encontrado realizando el trabajo en el territorio en un período similar, la generación de una mesa de trabajo para la gestión de los casos que sea más amplia, y el envío de propuestas y comentarios desde la perspectiva de las empresas mandantes para proyecto de ley que aborda esta temática

Sin embargo, los diálogos no prosperaron y hasta la fecha no se ha reportado ningún avance en la aplicación de esta regulación según lo que explicó Ocaranza: “El Gobierno no nos contactó nunca más. Fue puro palabrerío”.

“Por parte del ministro de Energía, Diego Pardow, no hubo ninguna respuesta, ni del subsecretario, los seremis y mucho menos del gobierno central, quien anticipó que iba a haber un compromiso, pero no sucedió nada. Y, lamentablemente, siguen las malas prácticas en los proyectos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica

Como consecuencia de la falta de avances, el vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte de Chile anticipó que posiblemente se retomen las manifestaciones y reclamos a través de redes sociales, y las movilizaciones en la calle o en aquellos sitios donde se llevan adelante los parques de generación.

El entrevistado destacó que el sector esperaba una mayor intervención gubernamental para resolver las deudas, pero a pocos meses del fin del actual Gobierno, las empresas continúan sin soluciones y enfrentando problemas financieros que comprometen su sostenibilidad.

«No es la idea llegar a esto, pero el tiempo pasa y más que soluciones, el Gobierno ha generado más problemas al país completo», enfatizó Ocaranza.

Un sector en crisis que exige respuestas inmediatas

El proyecto de ley N° 20.416, que busca proteger a las PyMEs ante fraudes en la construcción de energías renovables, se encuentra estancado en el Congreso. Luego de haber sido aprobado por la Cámara de Diputados hace más de tres años, actualmente sigue en discusión en la Comisión de Economía del Senado sin señales de avances significativos.

«Queremos que se regule el proyecto de ley y que las autoridades sean más rigurosas. Deben existir más garantías para los subcontratistas porque, al fin y al cabo, los proyectos energéticos se construyen gracias a las PyMEs», sostuvo Ocaranza.

Recientemente, diversos representantes de las PyMEs han participado en debates legislativos sobre el proyecto de ley de transición energética, buscando acelerar su aprobación y evitar que más empresas sean afectadas por incumplimientos de pago y malas prácticas en el sector.

Por lo que mientras las PyMEs del sector energético exigen soluciones, la incertidumbre crece y las movilizaciones parecen ser el último recurso para presionar al Gobierno y al Congreso a tomar cartas en el asunto. 

«Esperamos que este año se concrete la ley en favor de las PyMEs», concluyó Ocaranza, advirtiendo que el tiempo se agota y las empresas no pueden seguir esperando.

La entrada PyMEs del sector energético de Chile aseguran nula respuesta del gobierno para resolver deudas millonarias se publicó primero en Energía Estratégica.