Federico Bazán, ministro de Trabajo, Empleo e Industria de La Rioja, se refirió a su participación junto a Ivanna Guardia, secretaria de Minería, en la reunión de la Comisión de Minería en la Cámara de Diputados. En la misma se compartieron los proyectos estratégicos de la Provincia poniendo en valor la política del gobernador Quintela para impulsar la industria minera. En contacto con Medios El Independiente Bazán expresó sobre el encuentro “fue una jornada importante para la Provincia. La Rioja junto a otras provincias que tienen desarrollo de actividad minera participo a instancia de nuestros diputados, la Comisión de Minería. […]
El diputado nacional por Neuquén, Pablo Cervi, estuvo presente este miércoles en una nueva edición de Vaca Muerta Insights 2025, un espacio clave para el análisis y debate sobre el futuro de la industria energética en Argentina. El evento reunió a representantes del sector público y privado, con el objetivo de trazar estrategias para potenciar la competitividad y el desarrollo sostenible de Vaca Muerta, uno de los principales motores económicos del país. «Este tipo de encuentros son fundamentales para fortalecer el sector energético y definir el rumbo de Vaca Muerta en un contexto global desafiante. Nos permiten reunirnos, debatir y […]
Los inversores evalúan las nuevas decisiones de Donald Trump respecto al crudo de Venezuela y una escalada en la guerra comercial. Los precios del petróleo se mantienen estables este jueves mientras los mercados evaluaban nuevos aranceles estadounidenses, mientras que las preocupaciones sobre el suministro global mantenían los precios cerca de máximos de un mes. Durante la mañana, los futuros del crudo Brent caían 23 centavos, o un 0,3%, a 73,56 dólares por barril, mientras que los futuros del crudo West Texas Intermediate de EE. UU. bajaban 21 centavos, o un 0,3%, a 69,44 dólares. El miércoles, los precios del petróleo […]
El camión cisterna chocó con un automóvil en la ruta nacional 237, cerca de Villa Llanquín. El accidente provocó un incendio que aún persiste, con llamas de más de dos metros de altura. El choque de un camión que transportaba gas licuado a Chile y un automóvil en una ruta de Río Negro mantiene en alerta a las autoridades debido al riesgo de explosión. El camión cisterna chocó con un automóvil en la ruta nacional 237, cerca de Villa Llanquín. El accidente provocó un incendio que aún persiste, con llamas de más de dos metros de altura. Los tres ocupantes […]
El grupo Aconcagua Energía presentó su informe anual de resultados. Entre los aspectos más destacados, sobresale que la producción de hidrocarburos se incrementó en 2024 un 9,4% respecto al año anterior, principalmente por la incorporación de la producción proveniente de las nuevas concesiones adquiridas en marzo de 2023, luego del acuerdo celebrado con Vista Energy. “La empresa mantuvo su compromiso con un enfoque sostenible a largo plazo, trabajando activamente en la implementación de nuevas tecnologías para mejorar el rendimiento de sus activos”, destacaron desde la compañía.
“La empresa logró mantener niveles competitivos de ventas tanto en el mercado interno como en exportaciones. Como resultado, los ingresos totales del año se incrementaron en un 20% en dólares, reflejando una eficiente gestión comercial y la optimización de recursos, siempre orientada a mejorar la rentabilidad en un contexto desafiante”, remarcaron desde Aconcagua Energía.
Resultados
Uno de los hitos significativos de 2024 fue la extensión, por 10 años, de los derechos de explotación de las concesiones ubicadas en la provincia de Río Negro: Entre Lomas, 25 de mayo-Medanito S.E. y Jagüel de los Machos. Esto es así porque la extensión aseguró la continuidad de la explotación del 86% de la producción de hidrocarburos de Aconcagua.
Además, la firma fue adjudicada con el área Payún Oeste, en el sur de Mendoza. “Este logro representa un paso estratégico clave, ya que marca su posible incursión en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en la provincia de Mendozay en la Cuenca Neuquina, abriendo nuevas oportunidades para el crecimiento y la expansión de la compañía”, remarcaron.
En materia de financiamiento, Aconcagua Energía continuó respaldando sus operaciones y proyectos de expansión a través del mercado de capitales y la reinversión de flujos propios del negocio. La compañía sostuvo su estrategia de extender vencimientos de deuda a largo plazo, demostrando una mayor capacidad de acceso al mercado de capitales local a tasas competitivas y manteniendo un nivel de endeudamiento estable, en línea con su política de crecimiento sostenible.
Javier Basso, cofundador y CFO de Aconcagua Energía destacó: «El balance de 2024 refleja nuestro continuo esfuerzo por alcanzar la eficiencia operacional, optimizar costos y adaptar nuestra estrategia a las condiciones del mercado, siempre con la sostenibilidad como pilar de la gestión, y seguimos comprometidos con una gestión financiera responsable, que nos permita continuar avanzando en la consolidación de nuestra estructura organizacional«.
Principales resultados del ejercicio 2024 vs. 2023
Las ventasalcanzaron los US$ 158 millones, representando un incremento del 20% respecto a 2023. La distribución fue del 67% en el mercado local y 33% en exportaciones. El EBITDA fue de US$ 66,1 millones, con un margen del 42%, reflejando un aumento del 42% interanual.
Las inversiones fueron por US$ 130 millones. Estuvieron destinadas principalmente a la cancelación parcial de obligaciones derivadas de la adquisición de las áreas de Vista Argentina, el pago del canon de extensión de concesiones en Río Negro, la perforación y terminación de cinco nuevos pozos y más de 50 workovers y optimizaciones de pozos. Además, el ratio deuda financiera neta/EBITDA ajustado se mantuvo en 2,8x.
Sostenibilidad y desarrollo social
Aconcagua Energía fue elegida para integrar el Directorio Principal de la Red Argentina del Pacto Global, y reafirmó su compromiso con prácticas sostenibles y responsables. Implementó el programa de becas «Energía para Crecer», que apoyó a 41 estudiantes; «Reimaginar el Aula», para la formación docente; y «Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario». Además, realizó talleres de formación en herramientas tecnológicas.
Mediante el Programa de Puertas Abiertas, más de 300 estudiantes visitaron sus instalaciones y se realizaron 20 pasantías laborales en áreas operativas y corporativas.
“Con estos resultados, Aconcagua Energía reafirma su compromiso con la sostenibilidad, el desarrollo social y la innovación, consolidándose como un referente en la industria energética argentina”, concluyeron desde la compañía.
Un apagón masivo dejó sin energía eléctrica a miles de usuarios en los estados mexicanos de Campeche, Quintana Roo, Tabasco y Yucatán durante la tarde del pasado lunes.
Según la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la interrupción del servicio fue ocasionada por un alto índice de humedad en el gasoducto Mayakán, lo que afectó la calidad del gas proveniente de la central Nuevo PEMEX. El incremento de la demanda durante las altas temperaturas también contribuyó a la sobrecarga de los circuitos eléctricos, lo que agravó la situación.
La falla, provocada por irregularidades en la central Nuevo Pemex, obligó a las centrales de generación eléctrica de la región a utilizar combustibles alternos, lo que derivó en un suministro irregular.
La falta de electricidad generó problemas en el tráfico, el comercio y las actividades diarias.
Según la CFE, el 47% de los usuarios afectados habían recuperado horas más tarde el servicio, reestableciendo por completo el suministro eléctrico el martes por la tarde.
El segundo día de FES Caribe 2025 estará marcado por la primera edición de FES Storage Caribbean, un espacio de discusión estratégica sobre el rol del almacenamiento energético en el desarrollo de un sistema eléctrico confiable, resiliente y sustentable en Centroamérica y el Caribe. La jornada se desarrollará el jueves 3 de abril, en el marco de Future Energy Summit Solar & Storage, y contará con una agenda dinámica que abordará la evolución del mercado, su regulación, modelos de financiamiento y el papel de la cadena de valor.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
La apertura estará a cargo de Diego Quirós Ramos, Gerente de Desarrollo de Negocio de CFS, quien ofrecerá una keynote a las 10:00 a.m. titulada “Transmisión y Almacenamiento como catalizadores del desarrollo renovable”, abordando la complementariedad entre infraestructura de redes y sistemas de respaldo energético en la región.
A continuación, a las 10:20 a.m., se desarrollará el panel “El Panorama del sector renovable en Centroamérica: El impulso al almacenamiento como catalizador del futuro regional”. Participarán Silvia Alvarado (AMM – Guatemala), Francisco Alcalde (Sungrow), Nicholas Serrano (Seraphim), un representante de Huawei, y Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá), con la moderación de Gastón Fenés, CEO de FES / Strategic Energy Corp.
A las 11:10 a.m., tendrá lugar una presentación institucional clave a cargo de Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, acompañado nuevamente por Gastón Fenés, para analizar el marco normativo actual y las perspectivas del almacenamiento en el sistema eléctrico dominicano.
Tras el espacio de networking coffee, comenzará a las 12:00 p.m. el panel “Financiación de proyectos renovables con almacenamiento en América Central y el Caribe”. Allí compartirán su visión Fernando Alvarado (Deetken Impact), Charlotte Bruyer (FMO), Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Rubén Jiménez (Seguros APS), moderados por Gustavo Vergara (GP Capital Partners).
A las 12:50 p.m., el foco institucional vuelve con una entrevista destacada a Andrés Astacio, Superintendente de Electricidad, conducida por Gastón Fenés.
Luego, a las 1:10 p.m., se llevará adelante el panel “El rol de la cadena de valor en la expansión regional de proyectos renovables con almacenamiento”, con la participación de Luis Felipe Lerebours (DOMINION), Luciano Silva (Trina Storage), Augusto Bello (AABI), Carlos Cabrera (Servinca), Oscar Rubio (SL Rack) y Mauricio Durán (Ventus), moderados por Rafael Burgos, CEO de Ennova.
La jornada técnica continuará a las 3:45 p.m. con el panel “La red del futuro: Nuevas inversiones en redes y almacenamiento para garantizar la confiabilidad del sistema regional”, con Mercedes Arias (ETED), Ricardo Garro (CATL), Jesús Fernando Alvarez (CNEE Guatemala), Paola Forero (DIPREM) y moderación de Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá).
Finalmente, a las 4:55 p.m., el panel de cierre estará dedicado a Puerto Rico, uno de los mercados más dinámicos en almacenamiento. Bajo el título “Importancia de la integración de sistemas de almacenamiento para la estabilidad del sistema eléctrico de Puerto Rico”, participarán Tirso Selman (Caribbean Transmission Development), Daniel Hernández (GENERA PR), Camille Cruz (FlexGen), Ángel Zayas (AZ Engineering LLC), con la moderación de Arnaldo Bisono Serrano (AES Puerto Rico).
Con esta agenda, FES Storage Caribbean se posiciona como el punto de encuentro más relevante de Hispanoamérica para empresas, autoridades y financiadores que están transformando el almacenamiento energético en la región.
En el marco de FES Caribe 2025, el jueves 3 de abril a las 9:15 a.m., se desarrollará el panel “La apuesta renovable de Centroamérica y El Caribe: Visión de los líderes del Sector Público”, una sesión de apertura organizada en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El espacio abrirá la jornada Future Energy Summit Solar & Storage, que reúne a los principales referentes en generación renovable y almacenamiento energético.
El panel contará con la participación de Betty Soto, Viceministra de Innovación y Transición Energética de República Dominicana; Victor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala; y Liliana Morales, Directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría de Energía de Panamá. La moderación estará a cargo de Fitzgerald Cantero, Director de Estudios, Proyectos e Información de OLADE.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
Durante esta sesión, los funcionarios compartirán las estrategias nacionales para acelerar la incorporación de energías renovables, los avances regulatorios que están impulsando los marcos de inversión en sus países, y los desafíos comunes para lograr una transición energética justa, segura y sostenible en la región. También se abordarán temas como la integración regional de sistemas eléctricos, el rol de la planificación a largo plazo y la complementariedad entre energías renovables y tecnologías de almacenamiento.
Esta mesa institucional será clave para entender las prioridades del sector público en un momento de expansión acelerada de las renovables, y marcará el tono de una jornada dedicada al análisis técnico y comercial de la generación solar, el almacenamiento energético y la estructuración de proyectos híbridos.
FES Caribe 2025 reunirá a más de 500 referentes del sector durante dos jornadas en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, con una agenda centrada en la articulación público-privada y el desarrollo de negocios estratégicos para el ecosistema energético de Centroamérica y el Caribe.
El mes pasado, Argentina logró otra vez un crecimiento interanual tanto en la producción de gas como de petróleo, consolidando al sector de hidrocarburos como uno de los grandes motores de la recuperación económica.
En cuanto al petróleo, la producción de febrero alcanzó los 753,4 miles de barriles diarios, lo que representa un aumento del 10,7% en comparación con el mismo mes del año anterior.
En el sector gasífero, Argentina produjo 144 millones de metros cúbicos por día, lo que marca un aumento interanual del 7,5%.
Este crecimiento se vio impulsado principalmente por los hidrocarburos no convencionales, que representaron el 59,4% de la producción de petróleo y el 62,2% de la producción de gas.
De esta manera, se reafirma la tendencia positiva en la industria energética, con un protagonismo cada vez mayor del sector privado, que hoy puede operar e invertir con más libertad.
La multinacional petrolera Halliburton confirmó el 25 de marzo, en la segunda audiencia de conciliación obligatoria, el despido de cerca de 300 trabajadores de su planta de Comodoro Rivadavía. A pesar de los esfuerzos del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, la empresa mantuvo su decisión, aunque ofreció la posibilidad de trasladar a los trabajadores a sus operaciones en Vaca Muerta, Neuquén.
El líder del gremio, Jorge “Loma” Ávila, informó que, si bien los despidos se llevarán a cabo, la empresa se comprometió a abonar las indemnizaciones correspondientes. “Los despidos se van a la práctica, se van a realizar. Van a cobrar todo lo que se debe, pero también vamos a tratar de reacomodarlos”, explicó el dirigente.
Las desvinculaciones, que habían generado una fuerte reacción por parte de los trabajadores y el sindicato, llevaron a la Secretaría de Trabajo provincial a dictar una conciliación obligatoria en el conflicto. Ávila detalló que se pagarán indemnizaciones completas a los 300 trabajadores afectados, de los cuales 140 pertenecen al convenio colectivo del sindicato y 160 al Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral.
La decisión de Halliburton de concentrar su actividad en Vaca Muerta refleja la tendencia de la industria petrolera, donde “prácticamente se están yendo todos los capitales a Vaca Muerta”, señaló Ávila. La empresa ofreció a los trabajadores la opción de trasladarse a Neuquén, pero la decisión final dependerá de cada empleado.
El sindicato logró negociar acuerdos de indemnización diferenciados para los trabajadores de mayor antigüedad, “a la gente más antigua le estamos haciendo un acuerdo distinto” puntualizó Ávila y agregó que “ellos van a cobrar 120% de indemnización y la liquidación final”, aseguró en este sentido.
La situación en Halliburton pone de manifiesto los desafíos que enfrentan los trabajadores del sector petrolero en la región, en un contexto de cambios en la industria y la concentración de inversiones en Vaca Muerta.
La competitividad de Vaca Muerta fue uno de los temas que pusieron en común los representantes de Shell, Vista y Pluspetrol que estuvieron presentes este miércoles en el Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía en Neuquén. Los directivos de las tres petroleras también expusieron el avance de sus planes en petróleo y gas en el corto plazo.
El presidente de Shell para la Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, enfatizó que hay una ventana de 20 años por delante en Vaca Muerta «para desarrollar este recurso de manera eficiente». El ejecutivo también destacó que hay temas a resolver para mejorar la competitividad, como el levantamiento de los controles cambiarios.
«El desafío que tenemos es cómo podemos ser competitivos para aprovechar esta ventana de tiempo de la transición energética para crecer no como hemos venido creciendo, sino de manera exponencial. El cepo y un montón de cosas hacen a la ecuación», analizó Burmeister.
Germán Burmeister.
A su turno, Matías Weissel, Chief Operating Officer de Vista, desdobló la competitividad de la formación nequina no convencional en eficiencia operativa y en costos unitarios en comparación con la formación Permian en los Estados Unidos. Mientras que para el primer factor la eficiencia alcanzada es «world class», en lo que respecta a los costos unitarios se esta un 30 o 40% arriba.
«La oferta y la demanda realmente están muy finitas, para poder correr una herramienta direccional tenés que generar un contrato a largo plazo y generar las condiciones para que la compañía de servicios lo traiga a Argentina, y obviamente esa tarifa a largo plazo tiene un montón de matemática metida para cubrirse de los vaivenes macroeconómicos«, analizó Weissel sobre las empresas que ofrecen servicios especiales.
El representante de Vista añadió que varias compañías de servicios e inversores están interesados en ingresar en Vaca Muerta, pero que la industria local debe realizar un trabajo para ayudarles a entender cómo se opera en la Argentina. «Cuando viene la compañía y prueba que realmente se pueden hacer negocios en Argentina, eso suma más jugadores, eso es clave y fundamental para generar competitividad en definitiva», analizó.
Continuando con la agenda de la competitividad, el gerente de operaciones de Pluspetrol, Hernán Andonegui, destacó que hoy no hay problemas con el suministro de insumos para la actividad petrolera aunque hacen falta más proveedores. «Hoy pocos proveedores tienen muchos proyectos bajo su radar. Creo que es el principal desafío en cuanto a la completación en tiempo y forma de las obras«, dijo el representante de la petrolera.
Matías Weissel.
Avances en los planes de las compañías
Los representantes de Shell, Vista y Pluspetrol también focalizaron en cómo avanzarán los planes de la compañía en Vaca Muerta durante el 2026 y en adelante.
Burmeister había anunciado el año pasado que Shell incrementará en un 40% la producción de petróleo en la Argentina, pasando de 50 mil a 70 mil barriles diarios para fines de 2025. » Si Dios quiere, este año tenemos la planta de Bajada de Añelo, que va a entrar en producción, en la que somos socios con YPF», afirmó este miércoles en Neuquén. Burmeister resaltó que Shell esta invirtiendo entre 500 y 600 millones de dólares anuales y que tienen en carpeta distintas opciones para aumentar las inversiones.
Por el lado de Vista, la petrolera que comanda Miguel Galuccio tiene por objetivo inmediato llegar a los 100.000 barriles de petróleo diarios en 2026 y a unos 150.000 barriles en 2030. «Hoy como Vista tenemos desafíos marcados. Logramos un crecimiento de producción de 39% con niveles de actividad muy importantes. Estamos perforando con tres equipos«, resaltó Weissel.
Hernán Andonegui.
En lo que respecta a Pluspetrol, la empresa realizó una expansión importante en diciembre con la adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta por un monto de más de US$ 1700 millones. Uno de los activos comprados es el bloque Bajo del Choique, en donde la empresa espera aumentar este año la producción de crudo. «Hoy sin equipos estamos en casi 10 mil barriles y a fin de año esperamos llegar a 20 mil barriles con uno o dos equipos. Es probable que sean dos equipos. Hay que poner en valor el activo rápidamente. El potencial es muy grande», explicó Andonegui.
El representante de Pluspetrol también destacó los planes de expansión en el yacimiento La Calera, donde actualmente produce 12 millones de MMm3 diarios de gas natural y 28 mil barriles de petróleo condensado tras el ingreso en operación de una nueva planta de procesamiento (CPF por su denominación en inglés). «En el 2027 tenemos planificada una segunda CPF con nuestro socio YPF, para llegar en gas con 17 millones de metros cúbicos de gas reales”, explicó.
Nucleoeléctrica Argentina recibió en la Central Nuclear Embalse al Embajador Designado de Canadá en Argentina, Stewart Ross Wheeler, junto con representantes de AtkinsRéalis y Candu Energy Inc este martes. Durante la jornada, las autoridades participaron en reuniones estratégicas y en un recorrido por las instalaciones de la central, donde pudieron conocer en detalle las capacidades técnicas de Nucleoeléctrica Argentina en el mantenimiento y extensión de vida de las centrales CANDU. “La visita reafirmó la experiencia y capacidad de la empresa en la operación y mantenimiento de centrales nucleares de tipo CANDU en la Argentina”, destacaron desde la compañía operadora de las centrales nucleares del país.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Alberto Lamagna, expresó: “Nuestra empresa cuenta con el conocimiento y la experiencia necesaria para operar y mantener con los más altos estándares las centrales CANDU”
A su vez, el ejecutivo señaló: “Hemos demostrado nuestra capacidad en la extensión de vida de Embalse y estamos preparados para ofrecer nuestros servicios y conocimientos a otras centrales que requieran soluciones de alto nivel en este tipo de tecnología”.
La visita
“La visita subraya la importancia de la cooperación internacional en el sector nuclear y el potencial de Nucleoeléctrica Argentina para proveer servicios especializados a otras plantas del mismo tipo. Con este encuentro, fortalece su vínculo con socios estratégicos clave y reafirma su compromiso con el desarrollo del sector nuclear en el país y la región”, destacaron desde la empresa a través de un comunicado.
El presidente de QM Equipment, Pablo Fiscaletti, presentó el fracturador a gas denominado “Prometheus” en la nueva edición del Vaca Muerta Insights. El ejecutivo detalló cómo fue el proceso de desarrollo de los nuevos equipos que funcionan con motores reciprocantes y que permitirán reemplazar el uso de diésel por gas logrando un ahorro económico en las operaciones. “Arrancamos hace dos años con este proyecto del fracturador a gas. Fuimos experimentando con distintas tecnologías. Este nuevo equipo está a la vanguardia tecnológica mundial porque no hay máquinas de este tipo. Sí hay algunos prototipos en Estados Unidos, pero nosotros encontramos una combinación de motor, transmisión y bomba adecuada para las aplicaciones no convencionales como las de Vaca Muerta”, precisó en diálogo con EconoJournal.
El ejecutivo de QM Equipment aseguró que al inicio la compañía comenzó a construir un prototipo que se estuvo testeando en las últimas cinco semanas en Mar del Plata y adelantó que en abril comenzarán las pruebas de campo en Vaca Muerta.
Impacto
“Estos equipos no van a usar diésel, sino gas, que es muy abundante en Vaca Muerta. Habrá un ahorro muy importante en términos económicos respecto a lo que es una operación de fractura. Un set de fractura típico de Vaca Muerta, que realiza 250 etapas por mes, consume aproximadamente 33 millones de dólares en diésel por año. Con un set de fractura equipado con Fracturadores Prometheus podríamos reducir este costo hasta en un 85%. Este equipo nos permitirá hacer todo ese ahorro de combustible y reemplazarlo por gas de la cuenca Neuquina”, advirtió Fiscaletti.
El fracturador
El motor seleccionado para el fracturador es el primero de su tipo en ser utilizado para fractura. Cuenta con una calificación Rating A y tecnología de combustión Rich Burn, que permite una respuesta más rápida y una mayor potencia, lo que se traduce en ciclos de fractura más eficientes. En la actualidad, los motores utilizados en fractura son Rating C, lo que limita su operación al 100% de carga solo el 50% del tiempo. En cambio, este motor mantiene el 100% de carga sin restricciones, asegurando una mayor disponibilidad y continuidad en la operación.
Asimismo, se estima que la vida útil del motor será entre las 25.000 y 30.000 horas de uso, en contraste con las 17.000 horas de un motor diésel en esta aplicación.
El equipo permite usar el gas del propio yacimiento que está operando. Como consecuencia, esto permitirá reducir el impacto ambiental y las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), contribuir a la solución de la problemática actual de evacuación del gas asociado en los pozos de petróleo y disminuir las emisiones derivadas del transporte de diésel en camiones desde Buenos Aires hasta Neuquén.
Fiscaletti explicó que “el tipo de motor elegido para el equipo está pensado para las operaciones actuales de Vaca Muerta, en las que se está operando entre 18 y 20 horas por día. Todas las compañías quieren ir a una fractura continua en la cual es necesario operar 24 horas por día. Los equipos que operan hoy en Vaca Muerta fueron pensados para una operación discontinua de ocho a 10 horas por día. Y el equipo está diseñado para trabajar 24 horas al día y para funcionar al máximo de potencia. Esto va a reducir los gastos de mantenimiento, operativos, etc.”.
El interés de las compañías
El diseño y fabricación del equipo se llevaron a cabo en la planta de QM en Mar del Plata. El directivo de la firrma advirtió que existe un gran interés por parte de las compañías operadoras en adquirir este nuevo equipo ya que representa un ahorro muy importante en la construcción de un pozo. “Las compañías de servicios están evaluando este nuevo fracturador como una tecnología a futuro porque esto permite reducir la cantidad de bombas que se llevan al campo. Además, ayuda a reducir los costos de mantenimiento. Venimos hablando hace varios meses con las operadoras y empresas de servicio de este proyecto. Están ansiosos por usarlo en el campo”, aseguró.
Proyección
Fiscaletti expresó: “Nosotros fabricamos máquinas de fractura hace muchos años, pero con esto estamos dando un salto y el objetivo es tratar de poner a la vanguardia a Vaca Muerta. También estamos esperanzados porque la formación se ha transformado en una caja de resonancia a nivel global y cualquier tecnología que se prueba allá, una vez validada, se puede transformar en oferta exportable”.
“Hay un crecimiento consolidado en Vaca Muerta. Hoy estamos con mucho trabajo de construcción de máquinas. La Argentina necesita exportar hidrocarburos de forma competitiva y estamos tratando de ofrecer tecnologías que vayan en esa dirección. Con máquinas eficientes y limpias”, concluyó el presidente de QM Equipment.
Seraphim avanza con paso firme en su expansión latinoamericana con soluciones para el sector fotovoltaico y de almacenamiento de energía en baterías, luego de que en 2024 comenzara a integrar a su oferta tecnológica desarrollos propios de electrónica de potencia y sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), sumando así inversores y soluciones integrales a su histórico portafolio de módulos fotovoltaicos.
«Estamos trabajando con varios proyectos grandes BESS en Latinoamérica y estamos muy interesados en la licitación de 500 MW en baterías que lanzó la Secretaría de Energía de Argentina», destacó José Luis Blesa, director para Latinoamérica de la compañía, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
La decisión de diversificar responde a una visión estratégica que busca liderar en el mercado global de almacenamiento y ofrecer soluciones llave en mano. Para ello, Seraphim selló acuerdos clave con dos gigantes tecnológicos de China: CRRC Corporation, fabricante número uno de dicho país y tercero a nivel global en sistemas BESS, y Xiamen New Energy Company, uno de los actores logísticos más relevantes del sector.
“CRRC, el socio tecnológico para los sistemas BESS, posee una capacidad instalada de 25 GWh, lo que asegura el abastecimiento para proyectos a gran escala en mercados emergentes”, indicó el especialista.
Y cabe recordar que a nivel internacional, Seraphim ya ha superado los 40 GW de módulos fotovoltaicos suministrados en más de 120 países. Por lo que el paso hacia los sistemas de almacenamiento se apoya en la fortaleza de sus aliados.
En línea con su nuevo posicionamiento, Seraphim fortalecerá su presencia en Argentina con nuevos socios locales y participación activa en el ecosistema energético.
«Queremos darle intensidad a la presencia de Seraphim para mostrar el interés por el país y la importancia que tiene la compañía con productos de la mayor calidad y soluciones del máximo valor agregado», resaltó el ejecutivo.
Según confirmó Blesa frente a más de 500 líderes de la industria renovable de la región, la empresa ha recibido la confirmación del top-management de un grupo energético argentino para desarrollar soluciones llave en mano de la mano de sus productos.
“Mientras que en Brasil, recientemente firmamos un acuerdo en Toledo por 300 MW, de los cuales ya hemos completado casi 100 MW En dicho país los números son abrumadores: 3 GW instalados en 85000 proyectos, repartidos alrededor de 6.000.000 de paneles solares entregados a lo largo de 3600 ciudades”, detalló.
Retos para el mercado argentino
José Luis Blesa subrayó que el potencial de Argentina es enorme, pero también reconoció diversos desafíos, especialmente enfocado al evitar la regulación forzada de los mercados, mantener estabilidad jurídica y previsibilidad a largo plazo para las inversiones.
“También se requiere levantar las restricciones del mercado cambiario y el acceso a divisas para que las transacciones internacionales puedan fluir de forma natural y normal, considerando que prácticamente el 99% del equipamiento tecnológico que requiere el sector es importado”, apuntó.
Aun así, mantiene el optimismo y consideró que “Argentina va en rumbo de mejoras importantes y tiene una oportunidad extraordinaria en este momento».
GoodEnergy, empresa con 14 años de trayectoria en el mercado solar térmico y fotovoltaico de Argentina, llevó a cabo el lanzamiento oficial de la marca Solplanet en el país.
El evento, realizado el pasado jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, reunió a más de 80 asistentes, con perfiles vinculados a potenciales distribuidores y empresas interesadas en adoptar soluciones de transición energética.
“Se cumplieron las expectativas sobre las personas que asistieron a una jornada que fue muy interesante, pudiendo validar de que el mercado fotovoltaico argentino está con voracidad de nuevas propuestas e iniciativas diferentes, que se propongan nuevas tecnologías en el sector”, manifestó el cofundador de GoodEnergy, Julián Bartoli, quien resaltó el perfil profesional del público presente y su alineación con los objetivos estratégicos de la compañía.
En el encuentro participaron representantes de Solplanet España y Brasil, junto a ejecutivos de GoodEnergy, lo que subrayó el respaldo internacional con el que cuenta esta alianza.
Incluso, durante la jornada, Solplanet presentó su pipeline de producción, adelantó nuevos productos y compartió su filosofía de diseño, orientada a la eficiencia, simplicidad de uso y confiabilidad; de manera que uno de los aspectos que más sorprendió a los asistentes fue el diferencial tecnológico y estético de las soluciones exhibidas.
“La gran repercusión que tuvimos en el evento fue también lo que esperábamos con los productos”, aseguró Bartoli. Y entre los principales atributos destacó “el asombro entre la estética, la terminación de los equipos, facilidad de uso y del setup del producto”, elementos que, según señaló, “conjuntados en el mismo producto y marca, no hay en Argentina”.
Entre las innovaciones tecnológicas más destacadas se encuentran los inversores on-grid de 330 kW y las baterías de alto voltaje, desarrolladas para optimizar el rendimiento y la estabilidad de los sistemas solares. También se resaltó la customización de los inversores, configurable al 100% y gestionable de manera remota desde una aplicación.
Además, durante la presentación se anunció que GoodEnergy brindará acceso a licencias de diseño de software fotovoltaico, las cuales permitirán a los clientes acceder a herramientas de diseño de anteproyecto, proyección de ahorro y otras funcionalidades, dependiendo del monto de la obra. Esta estrategia busca fortalecer la oferta de valor y acompañar técnicamente a los profesionales del sector.
El evento también marcó el inicio de una nueva etapa estratégica para GoodEnergy, que ya se plantea objetivos ambiciosos: convertirse en uno de los principales players del sector solar en los próximos años.
“El próximo mes visitaremos la fábrica de Solplanet, pero desde ya comienza un proceso de afianzar los resultados, metas de venta en el mercado. Es decir que comenzamos la carrera de ser top-5 en los próximos 36 meses”, subrayó el cofundador de GoodEnergy.
“La marca y alianza entre GoodEnergy y Solplanet está lanzada oficialmente en Argentina, contando con todo el apoyo de Solplanet Brasil, siendo el segundo mercado más grande para la marca después de China”, detalló, aludiendo que el respaldo regional posiciona a la compañía con una ventaja competitiva sólida, en un contexto de crecimiento sostenido de la demanda de energías renovables.
Con la presentación oficial de Solplanet, la empresa apuesta a construir una referencia binomio en Argentina en materia de inversores fotovoltaicos de alta calidad, proyectándose como socios estratégicos para el futuro energético del país.
Ventus cerró 2024 con grandes expectativas en el continente americano, con un crecimiento del 186% en contratos firmados respecto al año 2023, superando ampliamente sus proyecciones y marcando un punto de inflexión en su estrategia de posicionamiento regional.
“Cerramos el año con un crecimiento muy significativo en contratos firmados, lo que superó ampliamente nuestro objetivo inicial”, destacó Manuel Bervejillo, director de Desarrollo de Negocios Global de Ventus, en diálogo con Energía Estratégica.
“A nivel global, identificamos un pipeline de oportunidades que supera los 3.5 mil millones de dólares en proyectos en Latinoamérica y Estados Unidos, lo que nos asegura un crecimiento sostenido en los próximos años”, agregó.
Con 15 años de trayectoria y más de 2.400 MW construidos, Ventus afianza su presencia en los mercados estratégicos de la región.
Por ejemplo, en Colombia logró posicionarse como un referente tras cerrar acuerdos con empresas como Celsia, Ecopetrol, CTG y Drummond, construyendo varias plantas solares que en conjunto superan los 200 MW y visualizamos nuevas oportunidades que podrían traducirse en cientos de MW adicionales en el mediano plazo.
Mientras que en Centroamérica y el Caribe, avanza con alianzas comerciales y participación en oportunidades clave en República Dominicana, Guatemala y Costa Rica, donde el mercado proyecta más de 1 GW en proyectos para 2025-2026.
Manuel Bervejillo, director de Desarrollo de Negocios Global de Ventus
“En Sudamérica, planeamos comenzar actividades en Ecuador y reforzar nuestra actividad en Uruguay, Argentina y Chile mientras seguimos desarrollando alianzas en mercados clave como Perú, Bolivia y Paraguay”, complementó Bervejillo.
“En hidrógeno verde, daremos inicio a la construcción de Kahirós en Uruguay y seguiremos explorando nuevas oportunidades en la región”, añadió haciendo alusión al primer proyecto de Hidrógeno Verde que contempla la construcción de 8000 paneles solares y un electrolizador de 2 MW de potencia para la producción de 36 kilos de hidrógeno verde por hora.
Y cabe recordar que en su primera etapa, Kahirós producirá 77 toneladas anuales de H2V y consumirá 7,2 GW de energía anuales, usando 4200 litros de agua diarios que se devolverán al ambiente en forma de vapor. Las autoridades del proyecto compararon este consumo con el equivalente a menos de 10 hogares por día. El ahorro anual de emisiones de CO2 previsto es de 870 toneladas.
Asimismo, uno de los hitos más destacados de Ventus 2024 fue su expansión hacia Estados Unidos, donde obtuvo la licencia como empresa de ingeniería, además de avanzar en el proceso de registro como contratista, a fin de posicionarse como EPC y proveedor de ingeniería en el sector solar y BESS, asegurando contratos y alianzas locales.
“Nuestra meta es consolidarnos como el EPCista líder en Latinoamérica y un actor competitivo en Estados Unidos en los próximos años”, remarca Bervejillo. Para lograrlo, Ventus ampliará su equipo técnico y profundizará su incursión en sectores clave como el almacenamiento energético (BESS) y alta tensión”, manifestó el director de Desarrollo de Negocios Global de Ventus.
Desde la visión de la compañía, el crecimiento del sector dependerá en gran medida de las condiciones estructurales de cada país, principalmente vinculado a marcos normativos claros, financiamiento e incentivos adecuados para proyectos renovables, almacenamiento e hidrógeno verde.
La actual administración federal impulsa una transformación profunda en el mercado mexicano, con impactos aún inciertos para la dinámica del sector energético. En ese escenario, Risen Energy coloca su atención en la definición regulatoria de los sistemas de almacenamiento como eje clave para avanzar en nuevos negocios.
“Todavía no tenemos claro la contraprestación de servicios de los sistemas de baterías, eso es como la parte clave en términos financieros”, manifiestó Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, en el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).
Durante su participación en el panel de debate denominado «El impacto del crecimiento renovable mexicano en la competitividad del país. Visión de líderes de la cadena de valor», la gerente de ventas remarca que, sin una estructura de pagos definida, los proyectos con almacenamiento siguen en un terreno de incertidumbre.
“Tú puedes ponerle un sistema de baterías a tu parque como requerimiento de ley, pero ese requerimiento quizá te puede venir en cierto beneficio económico”, apuntó Sandoval. Sin embargo, agregó que para que ese beneficio se materialice, “tiene que haber claridad regulatoria de cómo se va a pagar toda esa línea de servicios que de momento no tenemos”.
La mirada de Risen se enfoca hacia adelante, dejando atrás el contexto adverso del sexenio anterior. La ejecutiva plantea que la industria debe aprender del freno sufrido por los grandes proyectos, a partir de un factor que fue utilizado como justificación central: la intermitencia.
“Aprender que esa fue la justificación y que ya tenemos una cierta forma de mitigar eso, que es con los sistemas de almacenamiento”, afirma Sandoval.
Desde su perspectiva, el momento actual exige un cambio de mentalidad. A su juicio, “es momento de que ya aprendamos de lo que pasó, dejemos ese momento traumático como industria generalizada, lo dejemos atrás, cambiemos la página y empecemos a trabajar con lo que se tiene actualmente”.
Oportunidades en abasto aislado y enfoque mixto
Con un esquema de subastas fuera del horizonte inmediato, los actores del mercado ven nuevas oportunidades de negocio. Uno de los principales ejes identificados por Risen Energy es el desarrollo de proyectos de abasto aislado.
“Ya tenemos un rubro de proyectos intermedios nuevos que son los abastos aislados, que es una muy buena ventana de oportunidad para los que quieren hacer negocio”, destacó Sandoval. Esta figura, cada vez más mencionada en la industria mexicana, se posiciona como alternativa frente al modelo con proyectos interconectados que han encontrado barreras.
La postura de la Senior Sales Manager se basa en un diagnóstico político: “En el ambiente público todavía está muy fresco que la CFE es una empresa para generar energía, no para comprar”. Por tanto, no ve viable retomar ese modelo, al menos en el corto plazo.
“Obviamente proyectos de abasto en sitio, eso totalmente lo veo posible para la inversión privada, pero un modelo subasta no creo que sea viable ahorita”. Siguiendo su análisis, aclaró que “sí aceleraría, pero también siento que ya maduramos y el mercado quizás necesita algo más sofisticado”.
A su vez, desde la compañía observaron que el país transita hacia una estructura energética con una composición más diversa. “Lo que vamos a ver de manera práctica es una matriz energética mixta, es a lo que se está aspirando, no una matriz con un enfoque 100% renovable sino más mixto”, analiza la ejecutiva.
Este escenario se enmarca en un contexto estructural que, según Sandoval, limita las aspiraciones más ambiciosas. “Nunca vamos a ser, en un país tan dependiente del gas de Estados Unidos, con una economía tan fijada en esa dependencia, la estrella de la fiesta”, sentenció.
Regulación, demanda y nuevos jugadores
Para la ejecutiva de Risen Energy, no se trata de esperar certezas absolutas, sino mínimos niveles de claridad que permitan avanzar. De allí la importancia que le otorga a la definición de reglas para el almacenamiento y la prestación de servicios auxiliares.
“Estamos expectantes a ver si va a haber algún cambio y si vamos a tener más claridad en cómo se van a poder pagar esos servicios a la red”, señala.
Por otro lado, la presión de la demanda energética en México empieza a atraer nuevos actores privados, que encuentran dificultades para operar por falta de capacidad instalada.
“Estamos claros que la demanda energética en México existe, que hay muchos casos de data centers en la zona del Bajío que no se pueden interconectar, que no pueden echar a andar la operación porque no tienen energía suficiente”, advirtió Victoria Sandoval.
Esta necesidad insatisfecha se convierte en un motor para la inversión. “Del lado de la inversión privada existe la necesidad y lo único que ya estamos esperando es un poquito más de claridad, ni siquiera nítidamente, sino un poquito más de claridad del lado de la regulación para poder empezar a operar”, planteó.
Engie anunció un gran paso en su plan de transformación con la entrada en operación comercial de su parque de energía renovable con mayor capacidad de generación en Chile.
Se trata del Parque Eólico Kallpa (ex Parque Eólico Lomas de Taltal) que el pasado 7 de marzo obtuvo la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y ahora ya es oficialmente parte del portafolio de la compañía.
Ubicado en la comuna de Taltal, región de Antofagasta; este sitio cuenta con 57 aerogeneradores de 6 MW de potencia cada uno, que representan una capacidad instalada total de 344 MW y que permiten generar aproximadamente 923 GWh por año. Esto supone una disminución de 363.793 toneladas de CO2 anuales, lo cual equivale a retirar de circulación 125 mil vehículos de combustión convencional.
“Estamos tremendamente orgullosos de este nuevo hito como compañía. La entrada en operación comercial del Parque Eólico Kallpa es un avance significativo en nuestro compromiso con la transición energética y la sostenibilidad. Estamos contribuyendo a diversificar la matriz energética de Chile, así como también trabajando por un futuro más limpio y renovable, generando un impacto positivo en la sociedad y el medio ambiente”, expresó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.
El Parque Eólico Kallpa contó con una inversión de US$ 459 millones y es el segundo parque de ENGIE Chile que entra en operación comercial durante este 2025, el primero fue BESS Tamaya en febrero pasado.
“Una vez que entre en operación el actual portafolio en construcción y desarrollo de nuestra compañía, contaremos con 2.5 GW de generación en energía renovable y almacenamiento para 2027”, agregó Corinthien.
DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica tipo N, hizo una aparición destacada con su serie N-type DAS Black, sus módulos con contacto trasero serie Diamond (DBC) y módulos ligeros. La compañía presentó sus innovaciones solares de vanguardia, iluminando el mercado europeo con excelencia tecnológica.
BEPOSITIVE es la exposición de energía verde más influyente y visionaria de Francia, dedicada al desarrollo y uso de energías renovables. Como uno de los pilares de la seguridad energética del país, la industria solar ha mantenido un crecimiento constante. Según estadísticas locales autorizadas, se espera que la capacidad solar total de Francia alcance los 20 GW en 2026 y unos impresionantes 100 GW en 2050, posicionando a la energía solar como la fuente renovable líder en el país.
En el evento, DAS Solar presentó su serie DAS Black, el módulo bifacial rectangular de doble vidrio de 630W, el módulo DBC de 470W y el módulo ligero de 475W, destacando su liderazgo tecnológico y estrategia global diferenciada. Los módulos completamente negros tipo N cautivaron a los asistentes con su estética elegante y su rendimiento sobresaliente. Equipados con tecnología de recubrimiento avanzada y vidrio sin recubrimiento con color, estos módulos incorporan células negras, marcos negros y láminas traseras negras para maximizar la absorción de luz, mejorando tanto la apariencia visual como la generación de energía. Su diseño innovador también facilita el transporte, la manipulación y la instalación. Ideales para proyectos distribuidos premium, estos módulos cumplen con los exigentes requisitos de rendimiento de los propietarios de sistemas, asegurando un suministro eléctrico estable y una conversión de energía eficiente, integrándose armónicamente en entornos arquitectónicos.
Los avances tecnológicos son la fuerza impulsora detrás de la evolución continua de la industria. Como líder en tecnología tipo N, DAS Solar se mantiene a la vanguardia de la innovación, perfeccionando su experiencia en TOPCon tipo N y empujando los límites del sector. Las células TOPCon 5.0 de la empresa ya han superado una eficiencia del 26,9 % con un voltaje de circuito abierto de 746 mV, estableciendo múltiples récords mundiales. Mientras lidera la evolución de la tecnología TOPCon, DAS Solar continúa explorando innovaciones para maximizar la eficiencia de generación de energía. Basados en tecnología tipo N, los módulos DBC incorporan células tipo N con contacto trasero, representando un gran avance técnico. Actualmente, las células DBC 4.0 han alcanzado una eficiencia superior al 27 %. Su superficie frontal sin busbars elimina pérdidas por sombreado, aumentando significativamente la eficiencia de conversión. Además, los módulos DBC presentan un coeficiente de temperatura más bajo, ofreciendo mejoras sustanciales en rendimiento y eficiencia, mientras se integran perfectamente con la estética de los edificios, lo que los hace ideales para aplicaciones distribuidas.
En un mercado solar cada vez más competitivo, los productos diferenciados se han convertido en la clave para desbloquear grandes oportunidades. El módulo ligero de 475W, diseñado para proyectos en tejados con limitaciones de peso, utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, con un peso de solo 4,7 kg/m², más del 50 % más liviano que los módulos tradicionales de la misma potencia. Incluso en entornos extremos con altas temperaturas y humedad, el módulo mantiene una estabilidad, fiabilidad, durabilidad y resistencia al fuego excepcionales. Desde la perspectiva de instalación y mantenimiento, el módulo ligero está diseñado para la comodidad del usuario. Su proceso de instalación práctico, junto con un diseño estructural desmontable, facilita el mantenimiento sin complicaciones, asegurando el máximo valor a lo largo del ciclo de vida del producto.
En los últimos años, DAS Solar ha logrado avances significativos en su expansión global, obteniendo un lugar en la lista Tier 1 de proveedores de módulos fotovoltaicos de BloombergNEF. También se posicionó entre los 8 primeros en envíos globales de módulos y recibió múltiples reconocimientos en la industria, incluido una calificación ‘A’ en bancabilidad de PV ModuleTech. Su sólida reputación internacional sigue creciendo. En particular, en Francia —un mercado conocido por sus estrictos requisitos de entrada— los módulos de DAS Solar destacan por sus significativas ventajas en reducción de carbono a lo largo del ciclo de vida, desde la producción de materias primas, procesos de fabricación, ensamblaje de módulos y transporte. Las excepcionales puntuaciones en huella de carbono de la empresa le valieron la certificación ECS, además de superar con éxito la auditoría de cadena de suministro transparente de STS, con un rendimiento destacado en gestión de trazabilidad. Estos logros refuerzan el compromiso de cero emisiones de carbono de DAS Solar mientras se expande en el mercado europeo.
Como parte de su estrategia de expansión global, DAS Solar está estableciendo su primer centro de fabricación en el extranjero en Francia. Aprovechando las ventajas de localización de esta instalación, la compañía busca desarrollar una presencia empresarial integral y multinivel en Europa. Al fortalecer su red de ventas regional y ofrecer soluciones personalizadas centradas en el cliente, DAS Solar está comprometida a colaborar con socios locales de primer nivel, brindando servicios eficientes y cercanos al mercado europeo a través de la innovación y la colaboración global.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, reclamó a las empresas de la industria petrolera honrar los acuerdos con la provincia por los cuales “el trabajo en Vaca Muerta sea primero para los neuquinos para cumplir con la sustentabilidad social”. Lo hizo en medio de las tensiones generadas por la salida de la compañía de servicios Halliburton de la provincia de Chubut con 300 despedidos, parte de los cuales podrían tener inserción en el no convencional.
“Todo el trabajo que genera Vaca Muerta le pedimos a la industria que sea con formación local y atendiendo primero a los neuquinos, y en esto siendo muy conscientes que estamos en un ambiente muy competitivo”, afirmó el mandatario en el cierre de la jornada Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía.
Figueroa remarcó que Estado y empresas para ser socios tienen que “cumplir los objetivos de la sustentabilidad social. Si reemplazan el recurso humano con un recurso humano migrante cuando tenemos la calificación en Neuquén, nos impacta en todas las finanzas de la economía provincial”. Además, subrayó la inequidad que se genera en la falta de redistribución de los fondos de coparticipación en favor de la provincia receptora.
“Cada ola de migración interna demanda mayor cantidad y calidad de provisión de servicios públicos, obligando a un doble esfuerzo por parte del Estado, y ante esto la industria tiene que entender que no nos pueden traer gente en igualdad de condiciones a trabajar en nuestra provincia”, insistió el titular del ejecutivo provincial al defender el “trabajo coordinado” con la industria para “el cuidado del ambiente y el cuidado de lo social”.
En su participación en el Vaca Muerta Insights, Figueroa remarcó también las necesidades de infraestructura para afrontar la nueva etapa de los hidrocarburos que se anticipa para los próximos años. “Estamos buscando el horizonte del GNL y en esa nueva era con un decreto no se puede licuar una ineficiencia, ahora tenemos que competir con los mejores del mundo, y tenemos que jugar en equipo mirando los costos, donde la variable de ajuste no puede ser el empleo”.
En ese punto abordó un debate que se generó en las últimas semanas respecto a los costos de producción en el no convencional neuquino: “Visualizamos que las grandes empresas de servicios están pasando un costo por encima de lo que podrían estar haciendo en Vaca Muerta, no las pymes neuquinas, y en esas empresas hay una variable en la cual trabajar”, afirmó además de cuestionar que a pesar de “llevarse grandes ganancias no están aportando a las becas de los jóvenes”.
Figueroa reiteró el compromiso del Estado provincial de asumir las obras de infraestructura que le competen, pero a la vez reclamó la reciprocidad de las empresas en los acuerdos alcanzados en los últimos años. En ese sentido citó como ejemplo que en el proyecto vial de circunvalación de la ciudad de Añelo, se firmó un acuerdo por el cual “Neuquén debía realizar 12 kilómetros de obra y mientras ya lleva realizados 23 kilómetros, las empresas no empezaron a ejecutar una obra”.
La provincia estimó que cada 100 kilómetros de caminos de tierra vinculados a la operación petrolera, la industria pierde US$ 50 millones al año, y otros US$ 22 millones por la demora diaria de una hora para atravesar Añelo. “Es necesario que la industria se sume a realizar estas obras lo más rápido posible porque cada minuto que pasa son pesos o dólares que se pierden en función de ser más competitivos”, reseñó.
El gobernador destacó que su administración en 2024 desaceleró el gasto público lo que permitió un ahorro de US$ 1000 millones que permitió “tener un superávit que dio autodeterminación para invertir en las cosas que le importa al Estado como el trabajo local, desarrollar nuevas empresas, potenciar la educación, la salud y la seguridad, ofreciendo a las compañías la gran ventaja de contar con capacidad y recurso instalado”.
“Todas las operadoras saben que no es lo mismo ir a una provincia a hacer hospitales, puentes ciudades, con una ciudad que se adapta rápidamente y donde el estado realiza inversión pública pura que genera las condiciones sociales para que la industria pueda utilizar esa capacidad instalada”, agregó al explicitar las diferentes visiones al respecto con el Gobierno nacional.
Finalmente, Figueroa volvió a referirse a la adaptación de la provincia a la rotación de portafolios de inversión como el caso de ExxonMobil que permitió fijar una postura para abordar el movimiento de aquellas otras compañías que quieren valuar sus inversiones para ver qué podrían obtener de Vaca Muerta, lo que se responde con la reafirmación de las condiciones para atraer nuevas inversiones y que puedan analizar libremente en el mercado.
Más allá de la libertad de empresa, la provincia también defiende sus intereses ante la contingencia nueva que genera el negocio de los activos y, en ese sentido, también entendió “muy importante generar que las distintas áreas o el acreaje sea un poco más chico” a lo que originalmente se ofrecía para hacer más atractiva la inversión, en la promoción inicial de la formación años atrás.
“Hoy hay que traer otras empresas que quieran invertir y que tuvieron un rol muy importante en el desarrollo de Estados Unidos, y siempre a la sombra de las grandes empresas. Vamos a viajar para interesarlas en este desembarco para monetizar la Vaca Muerta de los próximos 30 años”, concluyó el gobernador.
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que durante enero de 2025 las exportaciones aumentaron un 10% al respecto del mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observó un aumento importante del 63%, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. Por su parte, en el acumulado del año se observó una suba.
El informe resaltó que la producción del sector durante el primer mes del año 2025 decreció un 7% respecto al diciembre 2024, argumentado por paradas de planta estacionales y bajo nivel de producción. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que hubo crecimiento del 23%; mientras que el acumulado del año para este mes reflejó valores positivos.
A su vez, el relevamiento de la CIQyP® indicó que las ventas locales disminuyeron, en las tres variables: en la mensual, en la interanual y en el acumulado.
Pequeñas y medianas empresas
Por su parte, la reseña elaborada por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), señaló que en enero 2025 la producción creció un 2% y las ventas locales un 1%; mientras que las exportaciones se mantuvieron, todo con respecto a diciembre 2024. Con respecto a la variación anual y la acumulada, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero en las mismas variables las exportaciones subieron en ambos casos.
Durante enero de 2025, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 32,06% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 10,18% en las importaciones y del 42,4% en las exportaciones.
Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante enero de 2025 tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 40% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante enero 2025, fueron de 256 millones de dólares.
“El sector químico y petroquímico sigue la tendencia de la industria en general, con menores ventas locales y con aumento de exportaciones, pero sin embargo los datos de producción aún siguen menores a períodos anteriores. Se vislumbra un crecimiento del producto interno del país en 2025 que seguro impactará en el sector”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El viceministro coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, dio precisiones sobre la reformas que quiere implementar el gobierno para desregular el mercado eléctrico en el país. Señaló que el sistema actual es una “maraña de decretos y resoluciones”, pero que “lo vamos a normalizar, porque queremos que los contratos de los generadores y distribuidores sean libres”.
González describió las reformas que lanzó el gobierno como “indispensables” para el mercado eléctrico. Lo hizo este miércoles en el Vaca Muerta Insights 2025, evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía y realizado en la capital neuquina.
En su presentación, el funcionario hizo un balance de su reciente participación en el CERAWeek, el mega evento energético más importante del mundo que se acaba de realizar en Houston (Estados Unidos): “me quedé muy impresionado cómo cambió la agenda a partir del gobierno de Trump con una revalorización de los hidrocarburos como no veíamos hace mucho tiempo”.
González añadió que “esto no quiere decir que la agenda de transición esté muerta porque el cambio climático es una realidad, pero claramente se postergó en el tiempo. Me parece que se está creando un nivel de racionalidad y pragmatismo que no tenía y esto es bueno para la Argentina y para Vaca Muerta”. Además, González destacó el lugar destacado que tuvo la Argentina en ese evento.
También subrayó que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) despertó mucho interés en el evento y contó que, hasta el momento, “tiene 11 proyectos que se presentaron y uno de ellos es el Vaca Muerta Sur (VMOS)”, la obra de infraestructura para ampliar la capacidad de transporte de petróleo de Vaca Muerta.
En este sentido, añadió que “creemos que tenemos que ir a un esquema de desarrollo privado y el Estado sólo tiene que generar condiciones. Lo que falta, y no estamos tan lejos, es que haya compañías de midstream que encaren proyectos y no sean las operadoras, como ocurre ahora. Esto va a pasar, es cuestión de cuándo. Será así por la baja de tasa de interés”. González afirmó que en el CERAWeek «tuve muchas consultas de empresas sobre “el RIGI y los proyectos de Vaca Muerta como el VMOS”.
Mercado eléctrico y Plan Gas
González también se refirió a la normalización del mercado eléctrico mayorista: “no hay ninguna duda de que es un lío la maraña de regulaciones, decretos y resoluciones, que tocan directamente al sector eléctrico e indirectamente al del gas”. “Nuestro norte es la normalización del mercado, es que se vuelva a contratar. Que la generación pueda comprar su combustible, que pueda contratar con la distribución libremente. Estamos en esa dirección pero lo estamos haciendo en etapas”, agregó.
En el evento Vaca Muerta Insights, González contó también que la desregulación no la hicieron mediante una resolución, sino que “fue a través de una nota y recibieron muchas respuestas del sector privado que mejoraron la iniciativa que desde el gobierno habíamos pensado. Lo trabajamos durante seis meses. El tema es que cada actor cuando analizó los papeles coincidió, pero cuando hizo los números dijo ´con la mía no´. Por eso ahora a nosotros nos toca bajar más la propuesta a la tierra respetando los contratos y la ley”.
“Tenemos un corset que se llama Plan Gas y lo vamos a cumplir porque es una de las pocas políticas que tuvieron continuidad desde 2012 al presente. Fue necesario y fue bueno. Tenés todo el gas contratado con un solo offtaker (comprador), que es el Estado. Nos guste o no lo vamos a cumplir”, destacó el coordinador del Ministerio de Economía.
Pero, agregó, “dentro del Plan Gas, si vemos una forma de generar competencia, lo hicimos y lo vamos a hacer. Tuvimos reclamos y luego tuvimos un feedback con las compañías. Todos tenemos que estar dispuestos a cambiar algo, que es muy difícil porque en más de 13 años no se tenía que vender el gas. Alguna vez hubo competencia, pero nosotros queremos que sea permanente”.
Represas
El funcionario habló de las represas que están concluyendo sus contratos luego de 30 años: “estamos muy cerca de terminar con la licitación, en poco tiempo se va a conocer cuál es la idea del plan de licitación que vamos a impulsar. No vamos a licitar la operación y mantenimiento, sino que vamos a concesionar las cuatro centrales, que vencieron en 2023 y 2024, con una lógica alineada con la normalización del mercado eléctrico y es que se empiece a contratar libremente”.
“Lo vamos a hacer gradualmente. No nos sobra potencia a nivel país, si estamos bien en generación. Queremos que el mercado lo sienta como un paso consistente con el resto de las cosas que vamos a hacer, pero que no nos desajuste el tablero de ajedrez, para que un movimiento no nos rompa todo lo que venimos haciendo”, remarcó González.
Vaca Muerta
Por último, Daniel González indicó que “sin dudas que tenemos recursos abundantes, pero no nos tenemos que quedar en eso. En Vaca Muerta tenemos alrededor de 35 equipos de perforación, pero Permian (una de las principales formaciones de shale de Estados Unidos.) tiene más de 300 y nuestros pozos son mejores a los de Permian. Lo que no tenemos es la competencia. Coincido ciento por ciento con Horacio (Marín, CEO y presidente de YPF) en que tenemos servicios con costos mucho más altos que los de Estados Unidos”.
“El cepo (cambiario) también jugó un rol en que esto sea así para Vaca Muerta y estoy seguro que tiene que cambiar. Pero es una combinación de las operadoras, de la cadena de valor, de la provincia, de la nación, de los municipios y los gremios. Tenemos que entender todos que la competitividad en Vaca Muerta la tenemos que ganar todos los días”, afirmó.
González habló del impacto de los precios: “con el barril de petróleo a un precio internacional de US$ 80 es una cosa. Si se ubica en US$ 70 es otra y quién sabe si va a tocar los US$ 60. La idea es que con menor inflación y un tipo de cambio más estable todo sea más transparente”.
“En el gas, a su vez, es mucho más transparente, porque a con un precio de 3,5 dólares (por millón de BTU) el Plan Gas, no sé si el LNG (Gas Natural Licuado) es factible. Efectivamente los costos tienen que bajar para que, con precios un poco menores, siga volando”, concluyó Daniel González.
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que “a partir de la llegada de (Donald) Trump (a su segundo gobierno de los EE.UU) cambió la agenda” en materia de energía, y destacó que la Argentina puede tener un papel relevante en este contexto internacional.
“El cambio climático está pero la agenda de transición (energética) se postergó en el tiempo, y le agrega un nivel de racionalidad y de plazos que no tenía” sostuvo el funcionario, aludiendo a los objetivos de descarbonización, y avance de las fuentes renovables.
González añadió que “asistimos a una tremenda demanda de energia eléctrica por el desarrollo de la Inteligencia Artificial, y una de las formas mas eficientes de producirla es a partir de la generación con uso del gas natural, dado que producir la (energía) nuclear demanda varios años”.
En este contexto cobran mayor relevancia los proyectos energéticos en carpeta a nivel local, a la espera de su aprobación para contar con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
González hizo hincapié en que “hace pocos días se resolvió aprobar la aplicación del RIGI al proyecto VMOS” (Oleoducto Vaca Muerta Sur), “Ya hay 11 proyectos presentados y dos aprobados para el RIGI”. “Estamos en los tramos finales (hacia la aplicación del RIGI) al proyecto de LNG PAE-Golar y demás socios” (YPF, Pampa Energía, Harbour Energy, ), afirmó.
Se trata del proyecto encarado por Southern Energy con la instalación del barco procesador de gas natural licuado “Hilli Episeyo” en 2027, al que aportarán gas producido en la Cuenca Austral y en la Cuenca Neuquina, su transporte por el Gasoducto San Martín y el futuro gasoducto desde Vaca Muerta (NQN) hasta una terminal en el puerto de Río Negro. La inversión prevista es de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años.
El funcionario participó en la ciudad de Neuquén del evento “Vaca Muerta Insights”. Explicó que “el gobierno genera las condiciones, y grupos de productores deciden asociarse, invertir y conseguir financiamiento de las obras que, si las hiciera el Estado serían más caras, sin duda”.
González (ex CEO de YPF) consideró que “también deberian venir compañias del midstream para hacer este tipo de obras de infraestructura , lo que va suceder en la medida en que bajen las tasas de interés” internacionales.
Acerca del mercado eléctrico, González destacó la decisión de desregulación del sector. “Queremos que la generación pueda contratar su combustible libremente”. Señaló que “hoy tenemos un corsé que se llama Plan Gas y lo vamos a respetar”, en relación a los contratos vigentes desde el anterior gobierno para el abasto de gas para generar a través de Enarsa y Cammesa.
Con relación a las centrales hidroeléctricas del Comahue cuyas concesiones al sector privado desde la década del 90 ya caducaron, González señaló que “estamos cerca de avanzar con la nueva licitación”.
“Nos tenemos que reunir con los gobiernos de Neuquén y de Río Negro para compartir el pliego en preparación y explicarles el modelo de negocios”. “No vamos a licitar la operacion y el mantenimiento sino que vamos a concesionar las cuartro centrales”, puntualizó, en alusión a El Chocón, Alicurá, Piedra del Aguila y Cerros Colorados.
En tanto que Neuquén y Río Negro alojan a dichas centrales, reclaman participar del nuevo esquema, algo que se había acordado durante el gobierno de Alberto Fernández. Reclamaban mayores ingresos a Nación por la energía generada.
Según el Informe de Actividad y Precios de la Energía de marzo de este año, editado por Montamat & Asociados, la Argentina se encuentra en el epicentro de un cambio económico con repercusiones en diversos sectores productivos.
El Informe de Marzo 2025, analiza la evolución del sector energético en un contexto de cambios económicos y regulatorios. Con un enfoque detallado en precios, producción y subsidios, el documento expone la convergencia de los valores locales con las referencias internacionales, el impacto de la Ley de Bases en el mercado petrolero y los desafíos del gas y la electricidad. A través de gráficos y análisis comparativos, el informe proyecta las tendencias clave que definirán la estrategia energética del país en un escenario global dinámico.
En su editorial, expresa que “Como ha señalado el presidente, utilizando una analogía futbolística, el país apenas atraviesa la mitad del primer tiempo de este proceso”. En este contexto, resulta fundamental que los encadenamientos productivos comiencen a explicitar las implicancias de este cambio y definan una agenda clara que guíe las transformaciones en curso. A partir de este marco, se podrá trazar una estrategia que permita mitigar la incertidumbre y canalizar esfuerzos hacia la concreción de un futuro posible, o “futurible”, según la concepción de Bertrand de Jouvenel.
El Informe, pone de relieve que “Uno de los sectores clave en esta transformación es el petrolero, cuyo rumbo ya se encuentra delineado en la Ley de Bases.” Esta normativa impulsa la maximización de la renta petrolera y la internacionalización del mercado, estableciendo precios de referencia globales y consolidando un perfil exportador que fomente el desarrollo intensivo de los recursos mediante inversiones privadas.
Para avanzar en esta dirección, el primer paso es internalizar el concepto de que Argentina es un tomador de precios en el mercado internacional, al igual que ocurre en la agroindustria. En este sentido, es fundamental abandonar la práctica de desvincular los precios internos de los internacionales con objetivos de política interna de corto plazo. Si bien la volatilidad es una característica del mercado energético global, existen mecanismos para mitigar su impacto sin caer en distorsiones artificiales.
Como tomador de precios, Argentina debe adaptar sus prioridades internas a las tendencias globales que influyen en la demanda energética y en la transición hacia fuentes más sostenibles. A pesar de las posturas escépticas sobre el cambio climático, estas transformaciones ya están en marcha y son impulsadas por el mercado más que por regulaciones gubernamentales. Entre las principales tendencias se destacan la reducción de la intensidad energética, la sustitución de carbón por gas natural, la irrupción de energías renovables como la eólica y solar, el avance de la electrificación en el consumo final, la implementación de redes inteligentes y la creciente preferencia por productos con menor huella de carbono.
El seguimiento de estas tendencias es clave para una estrategia exportadora de energía. Aunque el país no fija los precios del crudo o del gas, sí puede influir en la estructura de costos internos. La evolución del Brent y del Henry Hub condiciona el desarrollo de Vaca Muerta, pero factores como la tecnología, la competitividad del costo argentino y la eficiencia empresarial pueden reducir los umbrales de rentabilidad, favoreciendo la viabilidad de los proyectos.
Inversiones
En cuanto a las oportunidades de negocio, la industria petrolera avanza en la superación de cuellos de botella logísticos en Vaca Muerta con el objetivo de duplicar la producción para inicios de la próxima década. No obstante, en el sector del gas aún persisten desafíos internos y externos. A nivel doméstico, es necesario continuar con la recomposición de precios residenciales, eliminar subsidios manteniendo una tarifa social, y fortalecer la institucionalidad de los segmentos regulados. En el plano internacional, el éxito de los proyectos gasíferos dependerá de la capacidad de atraer compradores externos. En este sentido, el proyecto Pan American-Golar para la exportación de GNL ya está consolidado, mientras que la expansión del gasoducto Perito Moreno por iniciativa privada cobra cada vez más relevancia.
En materia de inversiones, Argentina también debe potenciar sus ventajas en energías alternativas. Se ha planteado el desarrollo de pequeños reactores nucleares (SMR), mientras que en biocombustibles surgen oportunidades vinculadas a la producción de combustibles sostenibles para la aviación, cuyo uso será obligatorio en la Unión Europea con una mezcla del 2% en el jet fuel este año, aumentando progresivamente hasta alcanzar el 70% en 2050. A su vez, Brasil impulsa el uso de hidrógeno verde en la producción de acero, y la Patagonia argentina, con sus condiciones eólicas excepcionales, podría posicionarse como un hub estratégico en la producción de hidrógeno y amoníaco para los mercados internacionales.
Por otro lado, la industria eléctrica enfrenta desafíos estructurales que requieren atención inmediata. Se necesitan inversiones en generación, transporte y distribución, lo que exige una reconfiguración del mercado y la recomposición de precios y tarifas. La reconstrucción de la institucionalidad del sector es imperativa, incluyendo la relicitación de concesiones hidroeléctricas y la ejecución de obras de infraestructura clave. Los recientes apagones por fallas en líneas de alta tensión han evidenciado la urgencia de resolver estos problemas para garantizar un servicio confiable y eficiente.
El cambio energético en Argentina no solo representa una oportunidad de crecimiento económico, sino que también es un factor determinante para el desarrollo del país en un contexto global dinámico. La implementación de una hoja de ruta clara y coherente con las tendencias internacionales será fundamental para consolidar un sector energético moderno, competitivo y alineado con las necesidades del siglo XXI.
Índices y precios
Durante el mes de febrero, el Índice Monitor de Disparidad de Precios de la Energía (IMPED) se mantuvo estable, aunque en marzo experimentó un leve retroceso de un punto, ubicándose en 0,36. A pesar de esta baja, el indicador se mantiene alejado de su mínimo de los últimos cinco años, registrado en noviembre del año pasado. Sin embargo, continúa en niveles relativamente bajos en comparación con los de la administración anterior, reflejando la fuerte corrección que se ha producido desde la primera mitad del año pasado, alcanzando niveles de distorsión similares a los de 2019, último año de la gestión Macri.
El precio internacional del Brent, a la baja por tercer mes consecutivo, ha contribuido a sostener la convergencia de los precios locales. La incertidumbre económica global, avivada por la guerra comercial impulsada por Estados Unidos, ha generado temores de desaceleración y encarecimiento en su economía. Esta situación ha llevado a especulaciones sobre posibles recortes en las tasas de interés, así como la flexibilización de los acuerdos de reducción de producción de crudo por parte de la OPEP+, lo que ha presionado los precios a la baja.
En el mercado de crudos, el ICE Brent de referencia registró una caída mensual del 4,3% en febrero, ubicándose apenas por debajo de los US$ 70 por barril en marzo, aunque en los últimos días ha mostrado una leve recuperación. En lo que va del mes, el precio ha descendido un 6%, acumulando una baja del 10% en los últimos dos meses.
Para el crudo Medanito, con un descuento promedio de US$ 2,45 respecto del ICE Brent, la paridad de exportación se estableció el barril en US$ 69,21 en febrero. No obstante, en marzo esta paridad cayó hasta los US$ 64,50 reduciendo casi por completo la brecha con el mercado local, donde en enero se había llegado a pagar US$ 70 en promedio. Actualmente, los productores buscan fijar precios por encima de las paridades sin considerar el efecto 80/20 del Decreto 28/2023, mientras el mercado interno espera la estabilización del Brent antes de cerrar nuevas posiciones.
Las definiciones regulatorias para el mercado petrolero siguen sin concretarse. Mientras los precios convergen, el Gobierno enfrenta el dilema de optar por un esquema intervencionista para garantizar el abastecimiento local o liberar por completo las exportaciones y la explotación de los recursos no renovables, reduciendo el papel del Estado. En este marco, el Decreto 1057/2024 establece los lineamientos para la libre exportación y las reservas obligatorias para el consumo interno. Hasta el momento, el statu quo parece ser la estrategia predominante.
En cuanto al crudo Escalante, la paridad de exportación se ubicó en US$ 70,19/bbl en febrero, con un descuento de US$ 1,42 según Platts, que se redujo a la baja en US$ 0,60. En marzo, el barril cayó por debajo de los US$ 65, su nivel más bajo desde el primer semestre de 2021.
El panorama financiero también ha mostrado volatilidad, con el tipo de cambio contado con liquidación alcanzando los $1.300 y afectando el tipo de cambio blend 80/20. Esto ha incrementado el diferencial de liquidación de exportaciones, superando los US$ 2,50 por barril en los últimos días de marzo y generando dificultades en los acuerdos entre productores y refinadores.
El precio promedio ponderado de adquisición de crudo local se ubicó en US$ 67,8 en febrero, mientras que en marzo ha descendido a US$ 66 por barril, sujeto a la evolución de los futuros del ICE Brent.
Combustibles
En el sector de combustibles líquidos, la política de ajustes en surtidores sigue alineada con el crawling peg y la postergación de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono. Aunque esta estrategia ha favorecido la convergencia con las paridades internacionales, los ajustes automáticos han llevado a que los precios locales superen las referencias en algunos segmentos. En febrero, los combustibles Premium se ubicaron un 10% por encima de su paridad de importación, mientras que el gasoil y las naftas grado 2 estuvieron un 4% y 2% por debajo, respectivamente. En marzo, con un incremento del 2% en surtidores, el gasoil grado 2 subió un 4% sobre su paridad y el Premium superó en un 15% la referencia internacional.
En biocombustibles, los precios fueron ajustados un 4% en marzo tanto para biodiésel como para bioetanol. Sin embargo, no se han detallado los criterios utilizados para estos aumentos, generando incertidumbre en el sector. A nivel interanual, el bioetanol ha acumulado un incremento del 27,6%, mientras que el biodiésel se ha ajustado un 22,5%, muy por debajo del aumento del 70% en el precio del aceite de soja, su principal insumo.
En los segmentos de gas y electricidad, las tarifas han permanecido estables en dólares, aunque con ajustes mensuales para el segmento N1, mientras que los aumentos para los demás usuarios continúan postergados. En gas natural, el precio promedio de productor estuvo apenas por debajo de los US$ 3, con compensaciones del Estado en el marco del Plan Gas Ar, garantizando precios de hasta US$ 7,5 el MM/BTU para 2025.
En el mercado externo, el gas natural licuado en Rotterdam (TTF) se cotizó en US$ 15,34 MM/BTU en febrero, mientras que el Henry Hub en Estados Unidos promedió US$ 4,22 MM/BTU. En el ámbito local, desde noviembre no ingresan volúmenes de GNL por buque, con un total de 30 barcos contratados para 2024 a un precio promedio de US$ 12,17 MM/BTU CIF, lo que representa un 62% menos que en 2023.
Las importaciones de gas desde Bolivia han cesado desde diciembre de 2024, un hecho inédito en más de dos décadas. En su lugar, se han realizado compras a Chile, con un precio de US$ 13,9 MM/BTU en febrero, muy superior al último registro de Bolivia a US$ 8,16 MM/BTU CIF.
Por su parte, las tarifas eléctricas han experimentado ajustes en marzo, con un incremento del 2,7% en el cargo variable y un 1,7% en las tarifas totales. La cobertura del costo del sistema ha alcanzado un 85%, mientras que las bonificaciones vigentes han sido modificadas gradualmente, en respuesta a la Resolución 24/2025 de la Secretaría de Energía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la necesidad de trabajar como industria para bajar los costos de las empresas de servicios en Vaca Muerta. “No puede ser que con las condiciones económicas actuales las operadoras sigamos pagando costos unitarios (de proveedoras de servicios) más caros que en el Permian. Nosotros tenemos que competir con Estados Unidos y vamos a trabajar para bajar esos costos” afirmó durante su participación en el “Vaca Muerta Insights”, en Neuquén.
El directivo enfatizó al respecto que “tomamos la decisión de patear el tablero y vamos a bajar esos costos para toda la industria, que hoy son hasta 35 % mayores”. “Hablé con los CEOS de las compañías mas grandes (de servicios petroleros en perforación, fracturas) y nos reuniremos pronto para revisar los costos. “Hay herramientas muy importantes que son 300 % mas caros que en Permian”, insistió.
La cuestión de la baja de los costos para producir petróleo y gas es un objetivo constante de la industria, y de hecho han habido muy importantes logros desde el arranque de la actividad, por caso en Vaca Muerta. Pero esta cuestión es crucial al considerar las inversiones en la infraestructura necesaria para incrementar la producción, procesarla, transportarla, y exportarla, en momentos de fuertes cambios en los mercados internacionales del crudo y del GNL.
Marín detalló que la compañía trabaja con el objetivo de alcanzar una producción de 200 mil barriles de crudo día aproximadamente hacia fin de año. En este escenario, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) se convierte en estratégico para toda la industria ya que pone fin definitivamente al cuello de botella actual en el transporte de petróleo.
“La cuenca podría estar produciendo y exportando 1.5 millones de barriles en los próximos años”, afirmó Marín.
También, se refirió a las oportunidades que se le abren al país por el proyecto Argentina LNG (de producción y exportación). “Estamos muy avanzados para lograr las tres fases del proyecto: La primera con PAE, Pampa (Energía), Harbor y Golar; la segunda con Shell y tres supermajors como compradores; y una tercera, que podría avanzar rápidamente”, describió Marín. Y refirió que “Esperamos tener firmados los acuerdos finales de inversión durante el año que viene”.
“El objetivo es que Argentina exporte 30 mil millones de dolares en hidrocarburos a partir de 2031”, reiteró.
En cuanto a la actividad de YPF costa afuera, Marín hizo hincapié en la exploración prevista en el off shore profundo (áreas de gran sedimentación y de alta permeabilidad) en el Mar Argentino junto con Equinor, y en Uruguay, donde la compañía accedió a un área de 17 mil kilómetros cuadrados de superficie. Señaló al respecto que “no tenemos ningna negociacion abierta con Petrobrás para perforar en aguas profundas y estamos procurando una asociación con otra operadora de experiencia internacional”.
El directivo hizo especial hincapié en que “Para lograr este nivel de actividad, es clave la capacitación técnica. Toda la industria tiene que apoyar la creación del Instituto Vaca Muerta, no podemos ser competitivos si no capacitamos y cuidamos a los trabajadores”, señaló el CEO de YPF.
Marín destacó “el rol del gobierno nacional (Javier Milei) para generar las condiciones de desarrollo de la industria y la apertura de los mercados”.
La retirada de las áreas maduras
Marín reiteró el objetivo de que “este año YPF quede afuera” de la producción convencional en yacimientos hidrocarburíferos maduros en varias cuencas. Describió en este sentido avances en los procesos de cesión de áreas (Plan Andes) a otras operadoras en Mendoza, en Neuquén, en Río Negro y en Chubut.
“En Santa Cruz y en Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales” (que condicionan la decisión) explicó Marín. Consideró que “YPF salió tarde de algunos campos maduros en estas provincias”, y aseveró que se toma en cuenta “salir, lógicamente, con paz social” .
En alusión a estas dos provincias agregó que “Estamos saneando el medio ambiente en cabeza de YPF y cuando hagamos la saneamiento avanzaremos con la reversión” (de las áreas a las provincias). “Infiero que la política jugó fuerte para que YPF (de mayoría accionaria estatal) haya perdido plata durante muchos años manteniendo estas locaciones”, señaló Marín.
Empresas internacionales y locales impulsan desarrollos en energía, minería e infraestructura en diversas regiones del país bajo un esquema de estímulos fiscales y cambios. El interés por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ya concentra proyectos que, en conjunto, superan los USD 12.000 millones . Las iniciativas provienen de empresas locales y extranjeras, y se orientan principalmente a los sectores de energía en Vaca Muerta y minería, que representan más del 90% del total comprometido. El mecanismo, impulsado por el Gobierno de Javier Milei, apunta a canalizar inversiones de largo plazo con impacto exportador, en un contexto de […]
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El presidente y CEO de YPF detalló los proyectos que la compañía tiene por delante en el Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía. El ejecutivo aseguró que la compañía va a llegar a producir 200 mil barriles para fin de este año y que el segundo semestre terminará de salir de los campos maduros. Insistió con que las empresas de servicio tienen que bajar sus costos. “Hay números que dan vergüenza. Hay herramientas que son 300% más caras que en Permian”, sostuvo. Dijo que “YPF es tan grande como Halliburton mundial y nadie lo sabe. Todos creen que YPF es más chica. Somos exactamente iguales en EBITDA que Halliburton. Somos la compañía que más invierte, somos la compañía que más pozos hace en Latinoamérica. Además, aseguró que el presidente Milei es clave para abrir nuevos mercados. “Las camisetas de Messi no venden gas y Milei sí”.
–¿Cuán rápido ve el crecimiento de la producción de petróleo de YPF?
–El 11 de abril le vamos a hablar a los inversores del programa de largo plazo. No puedo adelantar mucho, pero estamos apuntando a llegar a los 200 mil barriles para fin de año. Hoy estamos entre 150 mil y 160 mil barriles.
–¿Cómo ve la parte final del proceso de salida de campos maduros y focalización en Vaca Muerta?
–Para el segundo semestre de este año deberíamos tratar de estar afuera de todo. En lo que es el proceso Andes, estamos en el final. En Mendoza falta un decreto que debería salir esta semana y ya estaríamos terminando y en Neuquén es cuestión de días. En Río Negro falta un área porque una empresa no cumplió los términos, pero estamos a un par de meses de terminar. En Chubut ya terminamos el proceso. Tengo entendido que Tecpetrol ha llegado a un acuerdo con alguna compañía en El Tordillo y nosotros vamos a ir a caballo ahí y salimos también. Y lo que es la reversión de Resting Alí ya está todo acordado. En Santa Cruz y Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales y soy muy positivo de que vamos a llegar a acuerdos muy rápido. Después eso va a tardar en salir. Nosotros estamos haciendo ahí algo que va marcar el precedente en la Argentina porque YPF está saliendo tarde. Hay que saber salir de los campos. YPF salió tarde de algunos campos maduros, sobre todo de Santa Cruz y Tierra del Fuego. No había una posibilidad concreta. En Tierra del Fuego hicimos como un Andes II y en las propuestas me pidieron una noche con mi señora, que les demos plata y que vayamos de rodilla hasta tal lado. Es muy difícil cerrar algo así. Lo que mostramos ahí es que cuando los pasivos son mayores que los activos no hay forma de salir a través de una licitación para que ingrese otra compañía. Entonces nosotros tomamos el toro por las astas, hablamos con ambos gobiernos provinciales y estamos saneando todo. Estamos saneando el medio ambiente, estamos haciendo las reducciones que se tienen que hacer y hacer todo viable para que cuando nosotros hagamos lo que definan las provincias en el tema reversión dejemos el ecosistema lógico para que ellos sí logren la entrada de compañías más chicas.
–Vos dijiste en Houston que salir de un activo cuando el pasivo vale más de un activo es inviable.
–Lo que tenés que hacer es reducir los pasivos para que los activos sean mayores, hoy ya no lo podés hacer eso, pasan a la provincia y la provincia elige la formas de cómo quiere continuar porque es la dueña del recurso y nosotros seguimos operando por un tiempo para darle el tiempo necesario para que haga las cosas correctamente y se sale con paz social.
–Parece fácil, pero implica reeducar a un montón de actores.
–Nosotros hablamos con todos los actores, pero también tiene que ver mucho el gobierno nacional, el presidente que nos deja trabajar y nos dice que generemos valor para YPF. Eso es muy importante también porque yo no creo que seamos inteligentes y que hayamos hecho cosas que no tenían pensado los anteriores. Infiero que la política también jugó un papel fuerte en el pasado para que YPF haya perdido plata tantos años.
–¿Qué desafíos ve para llegar a 200 mil barriles a fin de año y qué aspectos crees que la industria tiene que trabajar?
–Para llegar a 200 mil Farina (NdR: Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de upstream) tiene que poner buenos pozos, si Farina pone buenos pozos llegamos. Además, estamos trabajando en el oleoducto VMOS. El oleoducto VMOS es un antes y un después porque quita realmente el cuello de botella a Vaca Muerta. Por eso nosotros decimos que el objetivo de largo plazo de YPF es que Argentina exporte 30.000 millones de dólares a partir de 2031. Ahí estás incluyendo a toda la industria. Toda la industria tiene que ayudar a llegar a ese valor. ¿Qué pasaba? ¿Por qué no se podía llegar? En petróleo el Duplicar X nosotros lo trabamos hasta donde lo teníamos que trabar. ¿Por qué lo trabamos? Porque veíamos que había ciertos juegos y temores. Una vez que fue consolidado con todos los socios que conoces abrimos Duplicar X. Con eso Neuquén tranquilamente puede producir tranquilamente un 1,2 millón o 1,5 millón de barriles. El número que tengo yo es que puede exportar a Chile 110.000 barriles, 110.000 barriles que van para la refinería de Luján de Cuyo, los 300 mil barriles que van para La Plata, más el VMOS te da para 1,5 millón de barriles.
–El Duplicar X es un proyecto que está lanzando Oldelval. ¿Ya está aprobado?
–Ya fue aprobado y las compañías pidieron capacidad.
–¿De cuánto?
–El número que yo tengo es de 50 mil barriles. Los números nuestros muestran que es mucho más económico para las compañías el VMOS. El VMOS tiene escala, va a un puerto de aguas profundas y al ser de aguas profundas podés vender los barcos de 2 millones de barriles y te ahorrás 2 o 3 dólares por barril. Nosotros tenemos clarísimo que Oldelval es mercado interno y VMOS es exportación. Nosotros el año pasado fuimos el mayor exportador de petróleo cuando YPF no era una compañía que exportaba y este año yo no creo que lo vayamos a hacer porque nuestro crecimiento va a ser más en la reducción de campos maduros, que la vamos más que compensar, y además hoy es absolutamente indistinto entre el mercado interno y exportar. La diferencia son los ingresos brutos. Después no hay diferencia. Hoy estamos en libre mercado con la nueva Ley de Bases.
–La convergencia entre el precio internacional y el doméstico en los últimos 25 años fue la excepción, no fue la norma.
–A mí me parece ridículo que te inviten a la televisión porque bajaste la nafta. Eso te muestra que es un país que no era lógico. La nafta sube y baja dependiendo del precio del petróleo.
–La semana pasada mencionaste como un desafío tener un ramp up de inversión, de actividad, de producción, con costos que vayan acompañando.
–Yo escuché que decían que Argentina no es competitiva por el costo laboral. No es el costo laboral, son los costos unitarios. ¿Viste lo que se llama brocha gorda y brocha fina? ¿Primero que vas a usar? Brocha gorda. Bueno, la brocha gorda son los costos unitarios. Yo no voy a mandar al frente a ninguna compañía, pero voy a decir que los costos unitarios que pagamos las operadoras hoy en Argentina de empresas de servicio internacionales es absolutamente mucho más caro de lo que se paga en Permian y con un país que tiene libre mercado. Hoy no te pueden decir que no pueden sacar el dinero o que no pueden entrar herramientas. La industria es la que tenía que patear el tablero y nosotros tomamos la decisión de patear el tablero. Ya hablamos con compañías internacionales, vamos a comenzar a hablar con compañías de materiales y vamos a bajar los costos. Y no es solamente para YPF, es para toda la industria. Yo el otro día declaré que la diferencia es 35%. Si agarro un pozo de Vaca Muerta, lo subo a un avión, lo llevo a Permian, le pongo los costos unitarios y es 35% más caro. Rystad me dijo ayer que hicieron el trabajo de llevar el pozo en el avión, bajarlo en Permian y les da 32% más caro. Es lo mismo. Lo que Rystad me dio es todo el desglose de la diferencia de costos. Lo tenía propio y lo tengo hecho por Rystad también así que nadie puede esconder el sol con la mano. Vamos a ir por eso. En CeraWeek me dediqué a ir por eso, hablé con los CEOs de las dos compañías más grandes, esta semana tengo reuniones y tienen que bajar los costos. Rystad me dijo también que YPF es la compañía en Latinoamérica que más pozos hace hoy y lo va a ser en los próximos 5 o 10 años. YPF se tiene que creer lo que es. Nadie llega a ninguna meta cuando no sabe quien es. YPF es tan grande como Halliburton mundial y nadie lo sabe. Todos creen que YPF es más chica. Somos exactamente iguales en EBITDA que Halliburton. Somos la compañía que más invierte, somos la compañía que más pozos hace en Latinoamérica. No puede que nos vendan las herramientas como era durante el gobierno anterior cuando no se podía hacer nada.
–¿No entendés esa posición de una compañía de servicios que no podía girar dividendos al exterior, que estaba calzada en pesos y que tenía que cubrirse?
–Te lo entiendo. Es lógico que el tipo espere que vos lo llames. Lo llamamos. Es importante que todo sepamos que el LNG está muy adelantado, pero competimos con Estados Unidos y no hay margen para estas cosas.
–¿En los próximos dos meses vas a trabajar esta agenda?
–El tiempo que sea. Yo creo que va a ser más rápido porque los números que yo tengo los tienen todos y hay números que dan vergüenza. Hay herramientas que son 300% más caras que en Permian.
–Debés tener empresas de servicios que te van a decir que necesitan ir creciendo con una curva de aprendizaje en una economía que está más estabilizada, que tiene apertura cambiaria, pero déjame llegar hasta ese lugar.
–Si la diferencia es de 10%, pero 300% es mucho y 50% también es mucho. Yo tengo que defender a YPF. Para eso me pagan.
–En IEFA dijiste que está muy avanzando el proyecto flotante de LNG. ¿Podés contar un poco sobre ese proyecto?
–En ese proyecto estamos trabajando con Pan American. Vamos a tener el mismo porcentaje. Lidera Pan American porque vio el proyecto. Lo que hicimos nosotros fue entrar, dar masa y lograr que sea un proyecto continúo, no estacional, y que necesita un gasoducto. Estamos discutiendo los documentos finales y creo que va a ser positivo. En el momento que se firme va a ser un hecho relevante para las compañías que cotizamos en bolsa, pero estamos trabajando. Yo soy positivo. Lo veo muy cercano. Pero no solo veo muy cercano eso. El Argentina LNG 2 que es con Shell, y los off-takers son las tres compañías supermajors más grandes de LNG, también lo veo cercano, pero se va a atrasar en tiempo porque en abril tenemos que pasar a la ingeniería de detalle para luego hacer la licitación y el FID (NdR: Final Investment Decision), que es cuando tomás la decisión de inversión, yo lo veo para el año que viene, debería ser abril del año que viene. Y durante todo este año con Shell ya tenemos el Financial Advisor y tenemos que trabajar en los Project Final y ver cómo lo hacemos. El Argentina LNG 3, que todos decían que es un dream, y los dream a veces cuando vos empujás, lográs cosas. Fuimos a buscar mercados.
–Fuiste el 1 de enero. No sé cómo tu familia te bancó en esa.
–Es foco. Si te tenés que ir el 1 de enero te vas el 1 de enero. Fui a India, Alemania, Israel, Japón, Corea, China. Y no fue YPF solo. Invitamos a Pan American y a Pampa. Sigo insistiendo, yo vine a trabajar con la industria, no contra la industria. No queremos tener posición dominante ni posición de emperador. Gallino (NdR: Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF) está liderando la obra del lado de las operadoras, el día que terminamos, funciona bien y nos vamos. Después es tocar un botón y que bombee. En ese viaje del Argentina LNG 3 salió algo muy espectacular.
–Hiciste una referencia de que hay un tercer proyecto de LNG.
–Sí, pero pueden ser dos, no tres. En estos días estamos recibiendo una oferta para hacer un barco muy rápido. En el CeraWeek me llamaron dos empresas extraordinarias que nadie las puede sacar. Esto puede ser que se adelante fuertemente. Ya estamos negociando con ambas compañías y otra tercera, que es una supermajor, quiere entrar. Hasta pueden llegar a ser dos barcos. Puede salir bien o mal, pero lo importante es pelearla y buscar la meta. Si estas metas salen, para fin de año tenemos armado 28 millones de toneladas de LNG.
–¿Están pensando en hacer algo en el offshore frente a Uruguay?
–En YPF queremos hacer todo rápido, para desarrollar ya, porque en hidrocarburos las ventanas son cortas. Tenemos dos áreas y puede estar Namibia (NdR: YPF ha identificado similitudes geológicas entre el Mar Argentino y la cuenca de Orange en Namibia). Para buscar lo grande tenés que buscar las turbiditas (NdR: depósitos sedimentarios formados por corrientes de turbidez en ambientes marinos profundos). Eso encontraron en Namibia y nosotros tenemos dos áreas. Una de 17.000 km2 en Uruguay y otra del orden de 12.000 km2 en Argentina donde estamos con Equinor. Mucho más fácil es una negociación cuando estás al 100%. Estamos viendo con una de las mejores empresas del offshore. Si perforan antes del 2027 vamos a pedir una aprobación rápida al board para hacerlo ahí. No es Petrobras. No tenemos ninguna negociación abierta con Petrobras. Ni YPF ni ninguna compañía en Argentina tiene Know how para perforar en el offshore profundo. Hay que saber respetar al que sabe hacerlo. Ahí vuela YPF porque 17.000 km2 es casi la mitad de Vaca Muerta.
–¿Hay posibilidades de financiar todos esos proyectos?
–Nosotros no queremos hacer todos los proyectos.
–¿Cómo industria te lo pregunto?
–Yo creo que hay. A nosotros nos están llamando muchas compañías internacionales para hacer esas inversiones. En Petroquímica no te puedo decir, pero yo creo que hay que hacer un cracker adicional (NdR: construir una nueva unidad de craqueo). Puede ser Dow o una compañía de Medio Oriente. Las de Medio Oriente tienen mucho apetito para meterse en petroquímica, pero no lo estamos negociando hoy.
–¿Y en fertilizantes?
–Necesitás 4 millones de m3 de gas para abastecer toda la urea que necesita la Argentina. Profertil consume 2 millones de m3. Tenemos tantas reservas que quedarte en eso y discutir la industrialización es chiquito. La industrialización viene porque tenés tanto gas que va a venir. El LNG es clave, es lo grande. Lo regional no es tan grande. Yo estuve con la presidenta de Petrobras Brasil y no es lo que leés en los diarios. Nadie te va a firmar una exportación de 20 años take or pay porque si llueve no consumen. Son cosas chicas.
–¿Qué precio de gas en boca de pozo necesita el LNG para ser viable económicamente?
–Las empresas entramos en el Plan Gas. Tiene que ser algo parecido. ¿Alguien pierde plata con el Plan Gas? No.
–El Plan Gas es 3,5 dólares por millón de BTU. ¿Tiene que estar en ese orden de magnitud?
–En ese orden. En Argentina para desarrollar infraestructura tenés que estar en el orden de los 3 dólares y después lo que tiene que haber es optimización y eficiencia para estar cada vez más rentable. Otra cosa importante es que para ver quien llega a Asia mejor, si Estados Unidos o Argentina. No se agarra un mapa y se pone una regla. Eso no es así porque Estados Unidos tiene que pasar por Panamá. El CEO de JERA, que es mayor comprador del mundo me dijo que nosotros llegamos 14 días antes que los americanos a Japón así que les quiero comprar gas. Estamos hablando de transporte. Después está todo lo demás.
–¿Algo más que te haya quedado pendiente plantear en materia de desafíos con respecto a Vaca Muerta?
–Ves a ese que está ahí a la derecha, ese flaco de Total Energy firmó para el Instituto en Vaca Muerta. Todos los demás no están firmando. Todas las compañías de servicio firmaron, pero las operadoras no están firmando. Es muy poco dinero. Por lo tanto, no lo puedo entender.
–¿Qué están buscando con eso?
–Si vamos a duplicar el petróleo y el gas, necesitamos capacitar más gente. ¿Qué querés? ¿Qué venga la gente y lo ponga? Yo no quiero trabajar en una industria con accidentes. Qué no se hagan los boludos y que firmen. La gente tiene que saber lo que va a hacer, tiene que tener capacidad técnica. Eso nos viene bien a nosotros porque vamos a tener eficiencia. Nosotros competimos con Estados Unidos. La agenda woke me tiene las bolas al plato. Si querés que la gente no se lastime este instituto es necesario.
–Si mirás los próximos dos años, ¿qué mensaje querés pasar?
–Son dos años clave. En 2025, 2026 y parte de 2027 son clave porque vamos a generar toda la infraestructura con LNG y tenemos que consolidar. Otra cosa que estamos haciendo son Real Time Intelligent Center para todo YPF. El 7 de abril inauguramos el del downstream en La Plata. Vamos a invertir 80 millones de dólares en downstream para que seamos la mejor empresa de Latinoamérica de downstream. No somos la mejor. Estamos en el cuartil tres y vamos a estar en el 2027 en el cuartil uno. El Toyota Well también es clave porque perforar rápido y completar rápido no es ser eficiente. Ser eficiente es tener ciclos básicos, capital de trabajo bajo y tener incluido dentro del compromiso a la cadena de valor. Voy a decir lo último, cuando voy a Asia y a todos lados. A mí se me hace fácil abrir mercados porque el presidente Milei es un líder internacional. Llevo camisetas de Messi, pero las camisetas de Messi no venden gas y Milei sí. Cuando le doy a un CEO de Japón la de Messi se pone contento, pero no me dice “te voy a comprar dos millones más”, pero cuando yo me siento, me pongo hablar y me da la mano, de lo primero que habla es de Milei y cuando me habla de Milei y de toda la transformación que está haciendo yo sé que me voy de la reunión vendiendo gas.
Clusterciar Nació como compañía de ingeniería hace más de 30 años y es hoy un grupo de organizaciones formado por empresas y una fundación, enfocada en la educación, que busca ser socio estratégico en la promoción de servicios competitivos y la formación de talentos para sectores clave. Su trayectoria y su visión, reflejadas en el relanzamiento de su marca.
Lo que comenzó en 1992 como un pequeño centro de computación en Cipolletti, Río Negro, se convirtió hoy en un ecosistema para potenciar el desarrollo eficiente y competitivo de Vaca Muerta y promover la formación educativa a nivel regional. Con el relanzamiento de su marca, Clusterciar refleja esa evolución y su posicionamiento como socio estratégico para los proyectos de las operadoras y empresas de servicios de Oil & Gas, minería e industria en Argentina.
“Estamos posicionados de manera única para acompañar el desarrollo de estos sectores estratégicos para el país. Generamos una propuesta de valor variada e integral para ser más eficientes y competitivos, y tenemos una trayectoria extensa, un equipo formado y talentos especializados para ofrecer hoy mismo a nuestros clientes”, señala Francis Rimmele, fundador y presidente de Clusterciar. “Este cambio de imagen muestra también cómo nos estamos repensando de adentro hacia afuera; refleja nuestro propósito intrínseco, que es desafiar el paradigma del grupo empresario, potenciando la energía de las personas para impulsar el desarrollo sostenible de nuestros clientes”, afirma.
La transformación de Clusterciar se dio en paralelo al crecimiento de la Cuenca Neuquina en las últimas décadas. A medida que el desarrollo de Vaca Muerta fue demandando nuevos servicios, el grupo respondió rápidamente para satisfacer las demandas de sus clientes: creando Ciar (ingeniería) primero, sumando luego a Trace Group (inspección y supervisión técnica), RSN Gestión (provisión de talento tercerizado) y finalmente, AlitáWare (soluciones tecnológicas) y la marca Clusterciar Global para conectar su variada oferta de servicios con el mundo. Este crecimiento siempre estuvo acompañado por un fuerte compromiso social, a través de la Fundación Potenciar, que desde 2006 trabaja en la educación y el desarrollo integral de las personas.
“Nuestro ecosistema nos permite ofrecer soluciones end-to-end que combinan ingeniería, supervisión técnica, talento especializado y tecnología de vanguardia”, afirma el CEO de las Empresas de Clusterciar, Gerardo Ardiani. “Cada empresa de Clusterciar ha madurado y desarrollado su propio ADN, manteniendo al mismo tiempo los valores comunes del grupo: la seguridad de las personas como prioridad, el enfoque orientado al cliente, la búsqueda de la eficiencia y la competitividad y el valor de la formación y la capacitación constantes”, apunta.
Con más de 850 colaboradores distribuidos en más de 10 locaciones, Clusterciar ha participado en más de 1.000 proyectos para las principales operadoras del mercado energético. Su impacto, sin embargo, va más allá del sector: a través de la Fundación Potenciar, el grupo ha desarrollado programas educativos que abarcan desde el nivel inicial hasta el terciario, incluyendo el recién inaugurado Instituto Potenciar Italiano (IPI) en Cinco Saltos. Con una nómina de más de 750 estudiantes entre todas sus instituciones académicas, y una proyección de llegar a 1600 estudiantes en los próximos 4 años, su propósito es contribuir al crecimiento sostenible de la región norpatagónica, potenciando el desarrollo educativo y contribuyendo al mismo tiempo a la formación de talentos para la industria.
“Entendimos que nosotros mismos teníamos que ser parte del desarrollo sostenible que queríamos para la región”, cuenta Andrea Segovia, Directora Ejecutiva de la Fundación de Clusterciar. “Uno de los desafíos que vimos desde el principio fue la demanda creciente de capital humano que iba a traer el sector y respondimos creando programas de formación y un instituto educativo para promover el desarrollo educativo regional y formar esos talentos especializados“, señala.
Con una trayectoria de más de 30 años y la mirada puesta en el futuro, Clusterciar seguirá aportando su equipo de talentos, su experiencia y su visión estratégica para promover y acompañar el crecimiento productivo de la región y potenciar el desarrollo energético sostenible del país.
DATOS RELEVANTES
● Fundada en 1992 en Cipolletti, Río Negro ● Presente en más de 10 ciudades ● +850 empleados ● +1.000 proyectos terminados ● Clusterciar está integrado hoy por las empresas Ciar, Trace Group, AlitáWare, RSN Gestión y Clusterciar Global. ● A través de Fundación Potenciar, desarrolla programas educativos que abarcan desde el nivel inicial hasta el terciario, incluyendo el recién inaugurado Instituto Potenciar Italiano en Cinco Saltos.
ACERCA DE CLUSTERCIAR Clusterciar conforma un ecosistema de empresas dinámicas y especializadas que proveen servicios bajo los más rigurosos estándares de calidad con el propósito de ser un socio estratégico de las operadoras y empresas de servicios de Oil & Gas, minería e industria. Con más de 30 años de trayectoria, el grupo está integrado por: ● Ciar, que ofrece servicios de ingeniería para el desarrollo y realización de proyectos. ● Trace Group, que aporta especialistas en supervisión e inspección técnica para la industria. ● RSN Gestión, que brinda soluciones integrales de management y outsourcing de recursos especializados. ● AlitáWare, enfocada en el desarrollo de software y servicios integrales en tecnología de la información. ● Fundación Potenciar, dedicada al desarrollo integral de las personas a través de la educación, la formación y la capacitación.
El próximo 2 y 3 de abril, Santo Domingo será el escenario de un nuevo capítulo del Future Energy Summit con la llegada de FES Caribe 2025, el evento que reunirá a las principales empresas nacionales e internacionales del sector energético para debatir, proyectar y concretar oportunidades de negocio en Centroamérica y el Caribe. La cita será en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, donde se espera la participación de más de 500 líderes del sector, incluyendo autoridades gubernamentales, inversores y representantes de utilities, desarrolladoras y fabricantes.
La edición de este año contará con una sólida presencia de compañías que ya están liderando el despliegue de energías renovables y almacenamiento en la región, tanto con proyectos en ejecución como en fases avanzadas de planificación. Entre las empresas partners confirmadas se encuentran Sungrow, proveedor clave de inversores y soluciones de almacenamiento; JA Solar, Trina Solar, Seraphim, Risen, Yingli, ZNShine y GCL, reconocidos fabricantes de tecnología fotovoltaica con participación en parques solares en Dominicana y mercados vecinos.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
Destaca también la presencia de Catl y Great Power, empresas líderes en sistemas de baterías de gran escala, que acompañan el crecimiento del almacenamiento en el Caribe. Por su parte, Soventix, FE Energy, Ennova, Ventus, Elecnor y EGE Haina representan el músculo regional en el desarrollo e implementación de proyectos renovables e híbridos, muchos de los cuales se encuentran actualmente en fase de expansión.
Otros actores clave serán DNV, referente en consultoría técnica y certificación de proyectos; Black & Veatch, empresa global de ingeniería con experiencia en infraestructura crítica; y Aggreko, que está impulsando soluciones modulares de energía para entornos industriales y zonas no interconectadas.
También participarán compañías con fuerte presencia en servicios técnicos y estructurales como Schletter, SL Rack, Asturmadi Reneergy, Solis y Milwaukee Tool, así como estudios legales y firmas de consultoría financiera como Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation y entidades de inversión como FMO. La Comisión Nacional de Energía (CNE) también estará presente como aliada institucional.
En total, son más de 30 empresas partners que estarán presentes en FES Caribe, aportando visión de mercado y casos concretos de implementación. La convocatoria cuenta con el respaldo de OLADE, ASOFER y MER, como Strategic Partners, reafirmando su perfil como foro regional de articulación público-privada.
Una plataforma regional para el desarrollo energético
FES Caribe 2025 se consolida como un espacio único en Hispanoamérica, donde confluyen representantes de República Dominicana, Guatemala, Panamá, Honduras y otros mercados estratégicos, en busca de sinergias para el desarrollo de proyectos, armonización normativa y atracción de capital.
Durante dos jornadas, se discutirá el rumbo de la matriz energética regional, con un foco especial en generación renovable, almacenamiento, integración de sistemas eléctricos y marcos regulatorios para el crecimiento sostenible.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
FES Caribe 2025 contará con la participación de líderes del ecosistema energético de Puerto Rico en un panel regional de alto nivel que se centrará en una de las temáticas más críticas para los mercados insulares: la integración de sistemas de almacenamiento como herramienta clave para la estabilidad eléctrica. El panel se desarrollará el 2 de abril a las 16:55, como parte de la programación oficial del evento en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.
Bajo el título “Importancia de la integración de sistemas de almacenamiento para la estabilidad del sistema eléctrico de Puerto Rico”, el panel reunirá a representantes de empresas clave que lideran proyectos y operaciones en la isla, aportando una mirada técnica y estratégica sobre el avance del almacenamiento energético en el Caribe.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
Participarán Tirso Selman, Director de Caribbean Transmission Development; Daniel Hernández, Vicepresidente de Operaciones de GENERA PR; Camille Cruz, Directora de Desarrollo de Negocios en FlexGen; y Ángel Zayas, Presidente de AZ Engineering LLC. La moderación estará a cargo de Arnaldo Bisono Serrano, Business Development Senior Manager de AES Puerto Rico.
El panel abordará los desafíos técnicos y operativos asociados a la gestión de sistemas de almacenamiento a gran escala, la interacción con generación distribuida y plantas renovables, y el rol de estas tecnologías para garantizar la confiabilidad en condiciones climáticas adversas. También se debatirán casos concretos de implementación y estrategias para atraer financiamiento en proyectos con alto componente de innovación tecnológica.
Esta participación reafirma el protagonismo de Puerto Rico como uno de los mercados más avanzados en el despliegue de almacenamiento energético en América Latina y el Caribe, con hitos como el desarrollo de la Virtual Power Plant más grande de la región, y contratos recientes de baterías por más de 400 MW de capacidad instalada.
El desarrollo de proyectos utility scale con almacenamiento está tomando un papel protagónico en la transformación energética de Centroamérica y el Caribe. Deetken Impact Sustainable Energy (DISE) está priorizando este sector en el futuro, alineando su modelo de inversión con las nuevas regulaciones que priorizan la integración de baterías en las matrices eléctricas.
«Nuestra premisa es que todo nuevo proyecto renovable utility scale, sobre todo solar, va a incluir baterías, sencillamente porque la regulación va hacia eso», afirma Fernando Alvarado, CEO de DISE.
El avance de la generación solar fotovoltaica con almacenamiento ya es una realidad en mercados clave como República Dominicana, Guatemala y Panamá. «Aún cuando en una subasta no necesariamente existan reglas tan claras como las de Dominicana, donde cualquier proyecto utility scale de 20 MW en adelante tiene que tener baterías, se le va a dar prioridad a los que las incorporen», considera Alvarado.
En Guatemala, la incorporación del almacenamiento al marco regulatorio ha abierto la puerta para que nuevos proyectos híbridos compitan en subastas de largo plazo, mientras que en Panamá, aunque la última licitación de 500 MW renovables fue cancelada, la presencia de baterías dentro del esquema regulatorio abre las puertas a nuevas oportunidades de negocios.
Dado este contexto, Deetken Impact está analizando cómo integrar esta alternativa de almacenamiento energético en su estrategia de inversión. «Nos estamos preparando para estar listos a que cualquier desarrollo y cualquier nuevo proyecto utility scale en que invirtamos probablemente tenga almacenamiento», señala el CEO de DISE.
Factores clave para evaluar la bancabilidad y rentabilidad
Para garantizar la bancabilidad de estos proyectos, Deetken Impact está evaluando el uso de tecnologías de fabricantes Tier 1, que proporcionan un respaldo sólido ante entidades financieras.
«Estaríamos considerando, como en su momento lo hicimos con la generación solar sin almacenamiento, trabajar con fabricantes altamente reconocidos Tier 1 que están a la vanguardia en los desarrollos tecnológicos», comenta Alvarado.
Además, el enfoque financiero de la empresa no se limita a evaluar la capacidad de almacenamiento como un soporte de potencia firme, sino que busca identificar fuentes de ingresos adicionales dentro de estos proyectos.
«El negocio de almacenamiento no es solamente capaz de ofrecerte potencia firme y que te paguen por ella, sino que hay una serie de servicios auxiliares que tienen que ver con regulación de voltaje y otros mecanismos que facilitan la penetración de energía solar intermitente en las redes eléctricas», explica el CEO.
Este enfoque permitirá a Deetken Impact realizar un análisis financiero y de rentabilidad mucho más preciso, optimizando su participación en futuras licitaciones y esquemas de financiamiento.
«Queremos todavía entender mucho mejor esas diferentes fuentes de ingresos de los proyectos de almacenamiento para poder hacer un análisis financiero y de rentabilidad mucho más fino, que a su vez obviamente nos permita ser más efectivos en la participación en potenciales licitaciones», agrega Alvarado.
Mitigación de riesgos y alianzas estratégicas
Si bien el almacenamiento de energía es una tecnología consolidada en mercados desarrollados como Estados Unidos y Europa, en Centroamérica y el Caribe sigue considerándose un segmento emergente. Para mitigar los riesgos de inversión, Deetken Impact apuesta por la diversificación del capital y la integración de socios estratégicos.
«Tal vez la forma de mitigar parte del riesgo de ser pioneros en esta región en particular de América Latina y el Caribe es compartiendo el riesgo con algunos otros partners», explica Alvarado.
Y destaca: «No solo partners financieros, sino que también traigan know-how, valor agregado en la implementación, en la operación y en el conocimiento técnico». Esta estrategia permitirá a la empresa realizar inversiones atractivas en nuevos proyectos, compartiendo experiencia con actores que ya han trabajado en la integración de almacenamiento en energías renovables.
La compañía ya ha implementado este modelo en proyectos utility scale sin almacenamiento, y planea replicarlo en los nuevos desarrollos que incluyan baterías.
JA Solar avanza con paso firme en su estrategia de expansión en Argentina. Con un market share global del 14% y operaciones integradas en toda la cadena de valor fotovoltaica —desde lingotes hasta módulos solares—, la compañía ya suministró 400 MW en el país en poco más de un año.
Este crecimiento se sustenta en una propuesta integral de soporte técnico, asistencia en diseño, capacitaciones y una estrategia comercial cada vez más adaptada a las necesidades locales.
“Estamos en una parte de la curva de crecimiento que recién está arrancando, por lo tanto porcentualmente Argentina es uno de los países de LATAM que más podría crecer en capacidad fotovoltaica”, manifestó el sales manager de JA Solar, Marcos Donzino, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Queremos seguir creciendo en Argentina, ganando market share. Se empezará a ver proyectos cada vez más grandes, incluso algunos que no se llevaron a cabo se están liberando y entrando nuevos, lo que hará que el mercado sea muy competitivo y más sofisticado”, agregó.
Con una mirada puesta en el mediano plazo, desde la empresa anticipan un mercado cada vez más maduro, donde los proyectos de mayor escala se abran camino en distintos segmentos de la demanda, ya sea mediante nuevos parques o desarrollos que estaban en pausa.
“Incluso, Argentina está en un buen punto para aprovechar la experiencia de los países vecinos, no cometer los mismos errores sino más bien aprender de ellos. Y desde JA Solar estaremos apoyando el mercado local”, subrayó Donzino.
En línea con ese diagnóstico, la compañía proyecta un 2025 con múltiples oportunidades. De hecho, a inicios de este año anunció 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. Iniciativa que contempla capacitaciones específicas para instaladores, soporte técnico continuo y un suministro eficiente de módulos de última generación.
Para consolidar esta propuesta, JA Solar liderará su oferta en el país con módulos bifaciales de tecnología TOPCon N-Type, disponibles en potencias de 585 W, 610 W y 640 W, con el objetivo de garantizar mayor eficiencia energética y rendimiento operativo.
“Desde JA Solar apuntamos a disminuir siempre el riesgo del cliente, ofreciendo TOPCon como el módulo insignia que tiene más track récord a nivel global y que será la tendencia durante los próximos cuatro años”, subrayó el sales manager.
La estrategia tecnológica de la empresa se alinea con una visión pragmática del mercado regional. Si bien tecnologías como HJT o back-contact comienzan a ganar tracción en Europa, donde los consumidores están dispuestos a pagar por soluciones de vanguardia, en América Latina el precio sigue siendo un factor determinante. En este contexto, JA Solar apuesta por TOPCon como la mejor relación costo-beneficio.
“Buscamos que los módulos cumplan las certificaciones más exigentes, rigurosas, no quedarse con lo básico, que se respete la normativa y hacer todas las inspecciones que se necesitan, como por ejemplo de fábrica, producción y carga”, explica Donzino. Este enfoque apunta a garantizar la trazabilidad y calidad del producto final, reduciendo riesgos y elevando la competitividad de los proyectos.
El soporte técnico también ocupa un lugar central en la estrategia de JA Solar. La compañía brinda asistencia desde el inicio del proyecto, incluyendo apoyo en diseño de layout, entrenamientos en sitio para distribuidores e instaladores, y seguimiento técnico continuo.
En este contexto, la empresa no solo busca ganar participación de mercado, sino también contribuir al desarrollo de un ecosistema técnico y comercial más robusto, con eje en combinación de tecnología probada, disponibilidad de productos, soporte especializado y visión regional.
GoodWe llevó adelante el evento exclusivo «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar», jornada en la que brindó un espacio de conocimiento sobre los marcos regulatorios en distintos países de Sudamérica, tendencias emergentes, oportunidades de inversión y beneficios de sus productos y soluciones que permiten potenciar el crecimiento de las renovables en la región.
Además GoodWe sorteó un drone DJI Tello Boost Combo a través de sus redes sociales entre quienes se inscribieron y completaron la encuesta de satisfacción del GoodWeek SAM 2025, siendo Anahí Lanson la gran ganadora del drone de última generación.
Durante el encuentro virtual que ya está disponible para revivir en cualquier momento, expusieron Cristian Moran, sales Manager South America GoodWe, Jorge Elias Montoya, director de ingenieria – nuevos negocios de Erco Energía, y Andrés Azula, ingeniero de soluciones para Sudamérica.
Dichas especialistas fueron los encargados de repasar las oportunidades clave para el desarrollo del sector fotovoltaico en Sudamérica y dar conocer de primera mano las estrategias que marcarán el futuro de la industria.
“GoodWe cuenta con un portafolio completo que incluye inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos, sistemas de almacenamiento de energía y soluciones de monitoreo inteligente; por lo que la compañía tiene la capacidad de atender desde pequeñas instalaciones residenciales hasta grandes proyectos comerciales e industriales, de atender mercados versátiles de equipos de inyección, aislados o de respaldo”, indicó Cristian Moran.
“GoodWeek reunió a diferentes regiones del mundo para explorar las últimas innovaciones y tendencias en el sector fotovoltaico. Cada país participante mantuvo una sesión especial, promoviendo un ambiente de aprendizaje y colaboración global”, agregó.
Tal es así que durante el evento «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar» abordaron temas esenciales sobre la evolución de las regulaciones fotovoltaicas en los países de Sudamérica, soluciones y aplicaciones para el almacenamiento C&I, seguridad y protección contra incendios en sistemas fotovoltaicos, tecnología AFCI y sus beneficios.
Por el lado de Jorge Elias Montoya, analizó los desafíos energéticos a nivel comercial – industrial, principalmente vinculados a apagones, disponibilidad de servicio, remuneración de excedentes en distintos países y curva de costos, considerando que la penetración de generación solar trae consigo una disminución en la demanda neta de los sistemas de generación tradicional.
En consecuencia, para afrontar dichos desafíos, el director de ingenieria – nuevos negocios de Erco Energía exploró las últimas soluciones de almacenamiento BESS en 220Vac, y destacó las ventajas que acarrean en términos de optimización del consumo y autonomía energética.
¿De qué manera? Ya sea brindando servicio de backup, proveer capacidades adicionales de potencia o energía al estilo «peak shaving», almacenar excedentes en horario solar y su uso en otro momento a fin de maximizar el porcentaje de energía sustituido y autoconsumido (energy shifting), o bien usarse de forma independiente o acoplados a sistemas FV para hacer arbitraje de energía.
“La invitación es ver las baterías como una fuente de soluciones a problemas y desafíos energéticos en todas las escala”, apuntó Montoya, aclarando que se hace necesaria la participación de otros actores (financiadores, reguladores, operadores de red, etc) para ayudar en la pronta y eficiente implementación de sistemas BESS a escala comercial – industrial.
Mientras que Andrés Azula ahondó sobre aspectos críticos en cualquier instalación solar: la seguridad, detección temprana de fallas eléctricas y mejores prácticas y normativas vigentes para prevenir riesgos en proyectos en distintas aplicaciones.
En dicho espacio profundizó en la tecnología Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI) que aporta GoodWe, dispositivo capaz de detectar y extinguir un arco eléctrico de CC a través de la desconexión del inversor de la red de CA, interrumpiendo la conversión de CC para CA y, consecuentemente, interrumpiendo el flujo de corriente eléctrica entre los circuitos CC.
“Un diferencial importante del AFCI de GoodWe es que los inversores que cuentan con esta función poseen un hardware que es adicionado a las entradas de corriente continua. Este hardware cuenta con sensores mucho más precisos que los medidores de corriente CC habituales de los inversores, lo que mejora la identificación de arcos eléctricos y ayuda a eliminar las falsas alarmas”, detalló.
Además, «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar» contó con un espacio de preguntas y respuestas junto a los tres profesionales que expusieron en la jornada sobre los grandes pilares que definirán el presente y el futuro del mercado solar en la región.
Nordex ha consolidado su presencia en Latinoamérica con proyectos eólicos de gran escala. La compañía ha experimentado un crecimiento exponencial, duplicando su tamaño en fabricación, personal y actividad en los últimos seis o siete años.
Según Randal Picard, Sr. Sales Engineer LATAM de Nordex, el fabricante alemán de aerogeneradores con más de 40 años en la industria maneja un vasto portafolio de productos que se adaptan a diversas condiciones de viento en Latinoamérica.
“El volumen de proyectos varía mucho. Vemos proyectos desde 50 MW hasta proyectos de más de 50 turbinas. Es decir que hay un amplio abanico de proyectos a desarrollar”, sostuvo durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Estamos construyendo cinco proyectos en LATAM. El más chico es de 60 MW en Argentina junto con YPF con nueve turbinas de 7 MW cada una, siendo el aerogenerador más grande que se instalará en Latinoamérica. Mientras que el más grande en construcción en la región se ubica en Chile, con más de 50 turbinas que suman 350 MW de capacidad”, agregó.
Por otro lado, el especialista remarcó que la tendencia en Argentina se dirige hacia proyectos eólicos de mayor escala, pasando del rango 50 – 100 MW a 100 – 200 MW, a fin de aplicar los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
¿Por qué? El régimen está destinado a proyectos de gran escala, dado que el monto mínimo de inversión en activos computables es USD 200.000.000 y ofrece certezas regulatorias para diversos subsectores de la economía.
“Quienes aplican a estos beneficios del RIGI son los dueños de los proyectos, pero desde el punto de vista de los tecnólogos vemos que es una muy buena iniciativa para grandes inversiones. Crea un marco regulatorio estable que da más certezas a los desarrolladores de hacer proyectos de ese tamaño y que haría a un mercado mucho más competitivo”, subrayó Randal Picard.
“Se requiere seguir abriendo el mercado, que haya más players haciendo negocios a Argentina y para eso deben ocurrir ciertas cambios regulatorios, lo que ayudará mucho a que Argentina compita como lo hace el resto de los países de latinoamérica”, complementó.
Tendencias en la contratación de proyectos eólicos
El modelo de contratación en el sector ha madurado en toda Latinoamérica, producto del crecimiento de las ERNC, las posibilidades de mercado que se han abierto en la región y la búsqueda constante de optimización de costos y proyectos.
El Sr. Sales Engineer LATAM de Nordex analizó este panorama durante FES Argentina y reconoció que se opta cada vez más por dividir la contratación del suministro de turbinas; en tanto que para la operación y mantenimiento, “lo más conveniente es firmar contratos de 10 a 20 años”, con flexibilidad dependiendo de las necesidades correspondientes.
DIPREM Global, empresa especializada en la provisión de personal y mano de obra altamente calificada, refuerza su presencia en el sector renovable argentino. Así lo destacó Jaynis Coronell, gerente comercial para Argentina y Uruguay, quien durante Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) reafirmó el rol estratégico que juega el país en la expansión regional de la empresa.
“DIPREM, a pesar de haberse expandido a otros países, mantiene a Argentina como su base central”, subrayó Coronell, detallando que la firma opera hace más de 20 años en el país y desde allí ha extendido sus actividades a mercados como México, Perú, Colombia, Chile y Uruguay.
Según la comercial, la apuesta sigue firme: “Nuestra misión es expandir nuestras operaciones a lo largo de toda Argentina en los diferentes mercados, siendo el mercado energético uno de los principales a los que estamos apostando”.
La compañía se estructura en cinco unidades de negocio, abarcando desde la elaboración de estudios de impacto ambiental y evaluación de proveedores, hasta la inspección, gestión de obras y mantenimiento de proyectos. Su enfoque es claro: “Brindamos soluciones a medida para cada uno de nuestros clientes en todas las etapas de sus negocios”, explicó Coronell.
El respaldo de DIPREM en la industria no solo radica en su experiencia, sino en su capacidad de adaptación a las necesidades específicas de cada proyecto. “Nos debemos a nuestros clientes y nuestra meta es contribuir con soluciones diseñadas a la medida en las distintas etapas de ingeniería, construcción y mantenimiento”, enfatiza la gerente comercial.
Uno de los pilares en los que la empresa ha trabajado recientemente es la incorporación de Inteligencia Artificial (IA) para optimizar procesos y mejorar la sostenibilidad en los proyectos. “Estamos incorporando IA dentro de nuestra estructura para la toma de decisiones y buscamos trasladar esta innovación a nuestros clientes”, aseguró Coronell.
Argentina: una oportunidad para consolidar proyectos
A pesar de los desafíos económicos y políticos que ha enfrentado Argentina en los últimos años, DIPREM mantiene su compromiso con el mercado local. Coronell reconoce que el sector energético ha mostrado ciclos de incertidumbre, pero destaca que se aproxima una etapa clave para la concreción de nuevos desarrollos: “De mitad del año para el año que viene será el momento en que se van a consolidar muchos proyectos que estaban en gaveta”.
La apuesta de la empresa se fundamenta en una visión de largo plazo, basada en la combinación de inversión pública y privada. “Seguimos apostando y confiamos en que tanto la inversión pública como la privada permitirán llevar a cabo y ejecutar todos los proyectos en marcha”, indica la referente de DIPREM.
Y es que el potencial de Argentina en energías renovables es «enorme y extraordinario”, de acuerdo con Coronell. No obstante, para fortalecer el desarrollo del sector, es necesario una mayor promoción para atraer a los privados. “Uno de los principales aspectos que deberían impulsarse es la apertura a la libre competencia, lo que permitiría atraer inversión extranjera y el tipo de contratación y acuerdos entre empresas privadas creo que también es fundamental para poder generar todo lo que es la ejecución de los proyectos”, subrayó Jaynis Coronell, gerente comercial para Argentina y Uruguay de DIPREM, durante FES Argentina.
El volumen total de ventas de combustible al público en febrero fue de 1.309.505 metros cúbicos entre naftas y gasoil, que representa un retroceso del 4,0% en la comparación con igual mes de 2024 y marcó el décimoquinto mes consecutivo en descenso. Asimismo, el despacho de combustible también experimentó una contracción de -7,9% respecto a enero 2025.
Del total comercializado en febrero, las naftas representaron el 58% y el gasoil el 42%. En cuanto al desempeño interanual por tipo de combustible a nivel nacional, la nafta se contrajo un 1,1%, que se explica por “la caída del segmento súper (-4,8%) mientras que el premium volvió a registrar subas (+11,3%) aunque en volúmenes menores.
Por otro lado, el gasoil presentó un descenso del 7,7% en comparación con febrero de 2024, con una dinámica donde “el premium tuvo alza de 5,8% mientras que el común retrocedió 14,7%”. Estos datos fueron proporcionados por la consultora Politikon Chaco en base a información de la Secretaría de Energía de la Nación.
Al analizar el desempeño por jurisdicciones subnacionales se observó una heterogeneidad en los resultados interanuales.
En febrero de 2025 seis provincias mostraron incrementos en las ventas totales de combustible en comparación con febrero de 2024. Formosa lideró con una suba del 3,1%, seguida por Chubut con un 2,4%. Más atrás se ubicaron Neuquén, Tierra del Fuego, Chaco y San Juan, con alzas inferiores al 1%.
En contraposición, dieciocho distritos registraron bajas interanuales. Río Negro, la Ciudad de Buenos Aires y Tucumán presentaron los descensos más pronunciados, todos ellos de doble dígito. Específicamente, CABA experimentó una caída del 12,8%, Río Negro del 13,0% y Tucumán del 15,1% en el total de ventas.
En cuanto al tipo de combustible más vendido por jurisdicción, la nafta predominó en 22 de las 24 provincias. Los picos de concentración de venta de nafta se dieron en CABA, donde representó el 76% del total comercializado. La Pampa y Mendoza fueron las únicas provincias donde el gasoil superó a la nafta en volumen de ventas.
Respecto al desempeño interanual por tipo de combustible a nivel provincial, nueve provincias registraron aumentos en la venta de naftas. Mendoza encabezó la lista con un incremento del 4,3%, seguida por Neuquén (3,1%) y Chaco (3,0%). Entre los quince distritos con bajas en la venta de nafta, Tucumán presentó la mayor caída, con un 12,5%.
Al analizar los segmentos de nafta, la súper solo mostró alzas en Chaco y Formosa (0,6% en ambos casos), mientras que la premium creció en 23 distritos, con Catamarca a la cabeza. CABA fue la única jurisdicción con una baja en la venta de nafta premium.
En cuanto al gasoil, solo tres distritos experimentaron incrementos interanuales en sus ventas: Tierra del Fuego, Formosa y Chubut. Santa Fe registró el descenso más significativo en la venta de gasoil, con una baja de 19,4%.
Por segmentos, el gasoil común solo mostró aumentos en Chubut y Tierra del Fuego, mientras que el premium creció en veinte distritos, liderados por San Luis.
Estos datos del mes de febrero de 2025 evidenciaron una tendencia general a la baja en el consumo de combustibles a nivel nacional, con marcadas diferencias en el desempeño de las ventas entre las distintas provincias y entre los diferentes tipos y segmentos de combustibles.
La situación provincial reflejó la diversidad económica y de consumo a lo largo del país, con algunos distritos mostrando dinamismo y otros enfrentando significativas contracciones en la demanda de combustibles
Dando cumplimiento al compromiso del Gobierno provincial con el desarrollo de infraestructuras clave para el bienestar de las comunidades del Norte neuquino, la empresa estatal Hidenesa avanza en la obra para llevar el servicio de gas natural a Los Guañacos.
Los trabajos avanzan conforme a lo proyectado y se prevé su finalización para el 25 de mayo, tal como lo anunció el gobernador Rolando Figueroa durante la apertura de sobres para la licitación de la obra del Centro Deportivo y Comunitario para la localidad.
“Los avances demuestran que la obra se está desarrollando de manera satisfactoria”, aseguró el presidente de la empresa, Raúl Tojo y explicó que, en esta primera etapa, se instalaron aproximadamente 3.500 metros de cañería en y se finalizó la red de distribución interna.
Además, se continúan con los trabajos sobre la traza de la Ruta Provincial N°57, avanzando hacia el Río Lileo, “con miras a extender la obra hacia Andacollo, que será el punto de conexión con el gas natural”, indicó.
Actualmente, Andacollo y Huinganco son abastecidos por un gasoducto propio de la Provincia administrado por Hidenesa. Desde ese gasoducto se planifica hacer una red para vincular Los Guañacos, Lileo, Callanta, Los Carrizos, Villa del Nahueve y Bella Vista.
Este proyecto forma parte de la premisa de la actual gestión provincial: El gas, primero para los neuquinos, enunciado que se acompaña con obras de infraestructura y líneas de acceso a créditos para los pobladores que deseen realizar la conexión a la nueva red de gas.
Estas obras representan un paso significativo en el proceso de expansión de la cobertura de gas natural en el norte de la provincia, llevando desarrollo y calidad de vida a las comunidades de la región.
Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizaron esta semana una inspección en el área Confluencia Norte, donde la empresa Phoenix desarrolla el primer proyecto de pozos no convencionales en la formación Vaca Muerta del lado rionegrino. Actualmente, la compañía avanza en la fase inicial de ensayos y se prepara para comenzar una segunda etapa, con mediciones más precisas de la formación geológica.
Estos estudios son clave para definir una futura instancia de desarrollo masivo, que incrementaría en forma significativa la producción hidrocarburífera de la provincia.
Durante la inspección, los especialistas supervisaron el sistema de medición de producción y evaluaron cambios propuestos por la operadora para mejorar el conocimiento del comportamiento de los tres pozos que tiene en operación. Según los datos registrados al 18 de marzo en el Sistema de Información Provincial (INPRO), la producción neta del área es de 626,9 metros cúbicos por día de petróleo, 23.900 de gas, y 5,72 de agua, respectivamente.
“En esta primera fase, cada pozo cuenta con un separador individual que permite medir por separado los volúmenes de petróleo, gas y agua. Luego, los fluidos se mezclan y se transportan por poliducto hasta la planta de Mata Mora, en Neuquén, donde Phoenix también opera y realiza el procesamiento previo a su comercialización”, explicaron.
En la segunda etapa de ensayo, la empresa implementará un sistema de bypass para alternar la medición de cada pozo con un solo separador, los datos obtenidos en esta medición se utilizan en el análisis del potencial productivo de la formación. Mientras tanto, todos los fluidos seguirán siendo tratados y transportados a Neuquén, donde el petróleo y gas son procesados para su venta y el agua se inyecta en un pozo sumidero.
Río Negro se ha consolidado en los últimos años como uno de los principales actores en la provisión de arena silícea para la actividad hidrocarburífera de Vaca Muerta, contribuyendo con más del 40% de la demanda de este insumo estratégico. Este recurso es esencial para la técnica de fractura hidráulica utilizada en la explotación de los hidrocarburos no convencionales. La ubicación de los yacimientos rionegrinos y el desarrollo de una infraestructura moderna y eficiente permiten garantizar una provisión sostenible y competitiva para el sector, lo que ha reducido significativamente los costos operativos.
Este año, la demanda de arena en Vaca Muerta superará las 6 millones de toneladas, y Río Negro, con sus ocho yacimientos activos y cuatro plantas de procesamiento, se ha logrado posicionar como un proveedor fundamental. La Provincia cuenta con 153 yacimientos listos para operar y 800 canteras en proceso de aprobación, lo que asegura una capacidad de respuesta suficiente para abastecer este mercado en crecimiento.
A diferencia de otras regiones que también suministran arenas, la ventaja geográfica de Río Negro, con yacimientos ubicados a menos de 300 kilómetros del epicentro de la actividad en Añelo, permite reducir drásticamente los costos logísticos, que representan hasta un 60% del costo total de producción de arena para fractura. Este ahorro se traduce en una mayor competitividad para la industria hidrocarburífera, que se ha inclinado por las arenas de cercanía debido a su menor costo y buen desempeño.
La infraestructura de la provincia ha sido clave para este desarrollo; los procesos de lavado, atrición y clasificación en húmedo que se aplican a las arenas de Río Negro aseguran su calidad, cumpliendo con los exigentes estándares internacionales establecidos por el API (American Petroleum Institute) y la normativa ISO. Estos procesos, junto con la proximidad a los yacimientos, no solo han permitido minimizar los costos de transporte, sino también garantizar un suministro constante y de alta calidad.
El uso de arenas de cercanía ha sido ampliamente adoptado por las principales operadoras de Vaca Muerta, entre las que están YPF, Vista Energy y Phoenix Global Resources, entre otras. En los últimos dos años han optado por esta opción debido a los beneficios logísticos y la reducción de costos. La experiencia ha demostrado que el uso de estas arenas ha permitido disminuir el costo total por pozo en hasta un 5%, lo que refuerza su valor estratégico para el sector.
En un contexto de creciente demanda, las arenas de Río Negro juegan un rol esencial para asegurar la provisión eficiente y sostenible de este recurso crítico, permitiendo a la industria continuar su expansión en Vaca Muerta y contribuir al desarrollo energético del país.
El Gobierno de Río Negro adjudicó a la empresa Capex S.A. la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Norte, en la Cuenca Neuquina, a través del decreto 197/25, publicado en el Boletín Oficial. La compañía invertirá 6,85 millones de dólares en los próximos años, con un plan que incluye estudios exploratorios y la perforación de un pozo con rama lateral sobre la formación Vaca Muerta.
La adjudicación se concretó tras un proceso licitatorio en el que Capex presentó la mejor oferta técnica y económica. La inversión inicial abarcará estudios geológicos y geofísicos, seguidos de la perforación de un pozo exploratorio clave para determinar el potencial productivo del área. En función de los resultados, la compañía podrá avanzar hacia una etapa de desarrollo con mayor actividad en la zona.
Cinco Saltos Norte es una de las áreas estratégicas que Río Negro busca impulsar en su desarrollo hidrocarburífero, con especial interés en los recursos no convencionales de Vaca Muerta.
Con esta adjudicación, ya son tres los permisos exploratorios con objetivo no convencional hacia la formación Vaca Muerta del lado rionegrino de la Cuenca. En este caso hay muchas expectativas, de cara a los resultados que ya obtuvo Phoenix con sus tres primeros pozos.
La comuna de Taltal, en la norteña región de Antofagasta, posee el mayor parque eólico de Chile y el segundo más grande de América Latina, con capacidad para abastecer a 715 mil hogares.
El megaproyecto, de la empresa Colbún, fue construido con una inversión de 900 millones de dólares y cuenta con 140 aerogeneradores, capaces de producir dos mil 450 gigavatios anuales.
Con esta obra “estamos dando un paso muy importante hacia energías más limpias, baratas y seguras, producidas en nuestro país”, dijo el ministro del ramo, Diego Pardow, en la inauguración de la instalación este fin de semana.
El parque eólico Horizonte se emplaza en un terreno de ocho mil hectáreas, en pleno desierto de Atacama, y su entrada en funcionamiento duplica la capacidad de generación eólica de Antofagasta, precisó un comunicado de prensa.
El gobernador regional, Ricardo Díaz, destacó también su impacto social por la creación de empleos y los beneficios para proveedores en la zona.
Colbún trabaja actualmente en la ampliación del parque, con 24 nuevos aerogeneradores, lo cual consolidará a Horizonte como uno de los proyectos más ambiciosos de energía renovable en América Latina, precisó el comunicado.
Con el objetivo de replantear y reconvertir una acción institucional, el Grupo Aconcagua Energía concretó la entrega de cinco DEA (Desfibrilador Externo Automático a diferentes instituciones sociales y educativas cercanas a su zona de operación. Estas entregas y capacitaciones fueron posible gracias a la articulación con el Ministerio de Educación de Mendoza, a través del área de enlace institucional, y de la Municipalidad de Tupungato; en Río Negro, a través del Ministerio de Educación, del Ministerio de Deportes y Turismo, de la Secretaría de Energía y Ambiente, y de la Municipalidad de Cipolletti, destacaron desde la firma.
Los equipos que serán colocados en escuelas y clubes deportivos. “Decidimos reconvertir la entrega tradicional de obsequios institucionales, en una causa que verdaderamente haga la diferencia: la entrega de estos desfibriladores a instituciones de las comunidades cercanas a nuestras operaciones”, señaló Lorena Pérez, coordinadora de Inversión Social de Aconcagua Energía, quien además destacó que para concretar la entrega coordinaron la gestión articulando con referentes de instituciones públicas de cada provincia.
Los equipos
Los equipos entregados, en esta oportunidad, fueron para la escuela rural N° 1-634 “Isla Soledad”, ubicada en la localidad de Anchoris, Tupungato, Mendoza; y en Río Negro a la escuela rural N° 242 de Peñas Blancas, a las escuelas CENT N° 44 y CET N° 7 (instituciones que comparten edificio), y a Catriel Rugby y Hockey Club; todas de la localidad de Catriel; por último, a la organización social Alma Fuerte, en la localidad de Cipolletti.
Hugo Sánchez, de la organización Alma Fuerte, expresó: “Agradecemos a la empresa Aconcagua Energía por la donación del desfibrilador portátil ya que lo consideramos una herramienta vital para salvar vidas. En nuestro ámbito siempre hay familias presentes por lo que estar preparados ante una posible emergencia es fundamental, muchísimas gracias por su gran aporte no solo a nuestra institución sino también a parte de la comunidad de Cipolletti”.
Roxana López, directora de la escuela de Anchoris, Mendoza comentó: “Se trata de una valiosa donación que evidencia el compromiso hacia la comunidad por parte de Aconcagua Energía, buscando colaborar de alguna forma con el bienestar y la mejora de sus vecinos, aportando, a su vez, conocimiento frente a un tema que nos interpela a todos”.
Leandro Rodríguez, responsable de enlace institucional del Ministerio de Educación de Mendoza aseguró que “este gesto no solo salva vidas, sino también demuestra cómo la cooperación entre el sector público y privado puede transformar la educación en un espacio más seguro y preparado. Agradecidos a Aconcagua Energía por su compromiso con la comunidad”.
También expresó unas palabras, Federico Matteucci, presidente de Catriel Rugby y Hockey Club: “Con este equipo podremos reflotar el proyecto de enfermería que dará cuidado en los partidos del club. Contar con un equipo de estas características es de vital importancia para la actividad que realizamos como institución deportiva y poder capacitar a nuestra comunidad es de gran valor”.
Por último, Leandro Domini, secretario de Deportes de la Municipalidad de Cipolletti comentó que “la incorporación de este tipo de elementos revaloriza la función de las instituciones de la ciudad. También para enlazar una escuelita barrial con más de 300 niños junto con una empresa comprometida con el desarrollo social”.
Capacitaciones
Adicionalmente a la entrega de los DEA, y mediante gestiones llevadas a adelante con instituciones públicas provinciales y municipales, Aconcagua Energía está realizando capacitaciones sobre primeros auxilios, RCP y el uso adecuado de los equipos DEA. Estas formaciones tienen como objetivo mejorar la preparación de las personas ante posibles situaciones inesperadas y así fortalecer el sentido de responsabilidad colectiva.
“De esta forma, el Grupo ya concretó la entrega de cinco de un total de nueve equipos, con el fin de generar un impacto positivo y a largo plazo en la seguridad de las comunidades cercanas a sus operaciones y reafirmando así su compromiso social”, destacaron desde la compañía.
Con delegaciones de 12 países de América latina, empresarios de estaciones de servicio, funcionarios y representantes de principales petroleras participarán de la 64 Edición de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), que se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.
La potencialidad del GNC, los costos y aspectos laborales en las estaciones, y la aplicación de IA en el sector serán los ejes centrales de este encuentro. El acto de apertura se realizará a las 19, en el Hotel Marriot Buenos Aires (Carlos Pellegrini 551).
Esta previsto que hablen en el acto el secretario general permanente y el presidente saliente de la CLAEC, Daniel Añon y Carlos Guimaraes, respectivamente; el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y presidente entrante de la CLAEC, Carlos Gold.
También estarán representantes de las principales compañías petroleras, como Mauricio Martín, director suplente de YPF y vicepresidente ejecutivo de Midstream y Downstream; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Santiago Zubizarreta, director general de Trafigura argentina; Hugo David, director Comercial y de Relaciones Institucionales de DAPSA; y Eduardo Torras, gerente general de Delta Patagonia.
La CLAEC reúne a entidades representativas de expendedores de combustibles de la región y después de ocho años, Argentina volverá a ser sede de su encuentro anual. En esta oportunidad, el evento contará con la presencia de delegaciones provenientes de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras, además de referentes de cámaras y federaciones de toda la Argentina nucleadas en la CECHA.
Los participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región. La primera mesa de trabajo será sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.
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.
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.
“Si beneficia a Neuquén vamos a estar acompañándolos y esa es la misma forma de trabajo que nosotros queremos con la industria”, aseguró el gobernador Rolando Figueroa a empresarios del sector durante un almuerzo del Club del Petróleo en la Ciudad de Buenos Aires.
El mandatario ratificó la defensa de los recursos neuquinos y comprometió apoyo a las empresas para poder generar beneficios mutuos.
“Creemos que si llegamos al 2030 como todos pensamos, triplicando la cantidad de petróleo, triplicando la cantidad de gas producida vamos a poder generar 30 mil millones de dólares”, sostuvo el gobernador y aclaró: “Con la industria somos socios con diferentes objetivos, las empresas quieren ganar dinero y nosotros queremos que a la provincia de Neuquén le vaya bien”.
El gobernador se refirió a las áreas que fueron distribuidas en determinado momento para Vaca Muerta y pidió disminuir su tamaño “para poder exigirle a las empresas que hagan las inversiones”. “Tenemos que extender las inversiones en Vaca Muerta y para eso vamos a invitar a otras empresas y vamos a generar nuevas oportunidades”, remarcó.
Figueroa remarcó la importancia de garantizar mejor infraestructura dentro del área de Vaca Muerta y trabajar en un “win win” para mejorar la competitividad. “Hay que hacer las rutas y hay rutas que las utiliza solamente la industria. En esa etapa creo que tenemos que trabajar juntos”, señaló.
Agradeció también el respaldo de las empresas operadoras al plan provincial de becas Gregorio Álvarez, y convocó a las empresas de servicio para sumarse al programa.
Figueroa remarcó la importancia de confiar en la mano de obra neuquina para no dañar las finanzas de la provincia. “Tenemos que realizar un esfuerzo compartido entre todos para poder lograr que nuestra gente se pueda preparar y eso abastezca la demanda de mano de obra que tiene y va a seguir teniendo Vaca Muerta”, recalcó.
Ana Aneise, economista especializada en energía y cambio climático e integrante de Fundar, analizó las oportunidades de desarrollo y de diversificación de la matriz energética que tiene la Argentina y advirtió cuáles serán los desafíos que deberá atravesar el sector en los próximos años. En diálogo con EconoJournal, Aneise advirtió sobre el rol que podrá jugar Vaca Muerta para impulsar la transición energética en el país y sostuvo que la contribución más evidente será con el gas natural, mediante la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a nivel global. La especialista en energía y cambio climático aseveró que “si bien es probable que estos usos no se alineen con una trayectoria de emisiones compatible con el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5°C, sí implican una reducción de emisiones en comparación con el escenario contrafáctico”. También marcó la necesidad de contar con una Ley de Eficiencia Energética en el país: «La eficiencia energética es la fuente más barata de todas porque es energía que se ahorra, y en ese sentido creo que es un gran impulsor del desarrollo económico».
Ana Aneise, economista especializada en energía y cambio climático e integrante de Fundar
—¿Cuáles cree que son los principales desafíos para la diversificación de la matriz energética en la Argentina?
–La principal vía para diversificar la matriz energética argentina hoy es la incorporación de generación renovable. A más largo plazo se pueden pensar en otras tecnologías. Y los principales desafíos son aquellos vinculados a la incorporación de este tipo de energía. En primer lugar, los cuellos de botella en el transporte de alta tensión, por la saturación. En segundo lugar, lograr acceder a financiamiento para esos proyectos, algo que en un país con la inestabilidad de la Argentina no es trivial, pero que además está siendo un desafío para el conjunto de países en vías de desarrollo. En tercer lugar, tener algún tipo de predictibilidad en el marco regulatorio.
La Ley 27.191 de Promoción de Energía Renovable se vence este año, por eso es importante pensar cuáles son las metas de largo plazo que van a ordenar el despliegue de renovables de aquí en adelante y cómo se va a articular ese proceso con la necesidad de generación flexible, o con las posibilidades de incrementar el gerenciamiento de la demanda. Estas son preguntas que requieren una visión del conjunto del sistema y cuya formulación debería estar liderada por el Poder Ejecutivo Nacional. No obstante, estas limitaciones, hoy la generación distribuida es una vía para sortear las dificultades que se plantean en el sistema interconectado, y es un ámbito además plausible de ser impulsado por las provincias, lo que lo hace hoy una vía interesante para avanzar en la incorporación de renovables.
—¿Qué rol puede jugar el desarrollo de Vaca Muerta para impulsar la transición energética en el país y también a nivel global?
–A nivel global, la contribución más evidente es la del gas natural, tanto en el mercado regional como, especialmente, a través de su exportación como GNL hacia mercados internacionales. En estos casos, puede reemplazar GNL proveniente de proveedores más distantes —con mayores emisiones asociadas al transporte— o carbón para generación eléctrica. Si bien es probable que estos usos no se alineen con una trayectoria de emisiones compatible con el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5°C, sí implican una reducción de emisiones en comparación con el escenario contrafáctico.
A nivel local, el gas viene desplazando la generación eléctrica a partir de combustibles líquidos, lo que no sólo reduce las importaciones de energía, sino que también disminuye las emisiones, representando así un avance parcial en la descarbonización. De cara al futuro. El rol de Vaca Muerta adquiere una dimensión más indirecta y económica, vinculada a la capacidad de generar divisas, contribuir a la estabilización macroeconómica y así habilitar el acceso a financiamiento.
Eficiencia energética
Aneise hizo referencia a las medidas de eficiencia energética que se podrían implementar para reducir el consumo sin afectar el desarrollo y crecimiento del país. Sobre este punto hizo foco en los principales obstáculos que suelen aparecen a la hora de implementar estas medidas como el recupero de las inversiones y el acceso a financiamiento.
—¿Qué políticas de eficiencia energética podrían ayudar a reducir el consumo?
–La eficiencia energética es la fuente más barata de todas porque es energía que se ahorra, y en ese sentido creo que es un gran impulsor del desarrollo económico. No existe una única solución ni siquiera dentro de un mismo sector; las políticas y medidas son diversas. Por ejemplo, en el sector de la construcción, más de la mitad de las oportunidades de reducción del consumo provienen de mejoras en la climatización, seguidas por el aumento en la eficiencia de los electrodomésticos. En la industria, si bien la atención suele centrarse en sectores altamente intensivos en energía, como el hierro y el acero, existen enormes oportunidades de eficiencia en una amplia variedad de actividades más fragmentadas.
Los principales obstáculos para avanzar en esta dirección suelen estar relacionados con el horizonte de recupero de las inversiones, determinado por el costo de la energía, y con el acceso a financiamiento a tasas competitivas. Pero, en la Argentina cabe mencionar la ausencia de políticas públicas en este ámbito. Somos de los pocos países de la región que no tiene una Ley de Eficiencia Energética que plantee metas claras y una hoja de ruta para avanzar. Como resultado, muchos esfuerzos quedan en manos de las provincias, lo que, si bien puede generar avances, también contribuye a una gran heterogeneidad y a la falta de previsibilidad en la implementación de mejoras a nivel nacional.
Sistema eléctrico e incorporación de renovables
–¿Cómo considera que el país puede solucionar el cuello de botella que representa la infraestructura para integrar e incrementar el porcentaje de renovables en el sistema eléctrico?
–Este problema tiene raíces estructurales en el diseño regulatorio del sistema: el transportista de alta tensión, cuya remuneración está regulada por el ENRE, solo tiene obligación de operar y mantener las redes existentes, pero no de ampliarlas. En el esquema original, inspirado en un enfoque market driven, la expansión debía surgir de un acuerdo entre la oferta y la demanda, algo que en la Argentina suele fracasar por las condiciones macroeconómicas adversas y la falta de señales claras para coordinar esas inversiones.
Una alternativa que estuvo sobre la mesa es financiar la obra del AMBA I mediante un cargo fijo en las facturas de electricidad, con el sistema de estampillado, pero esta opción quedó congelada. Y pareciera ser que el contexto de aparente estabilización económica renueva en el gobierno la esperanza de que inversores privados puedan acceder a financiamiento internacional y hacer las obras. Si bien sería deseable que ese fuera el caso, siempre y cuando las tasas fueran asequibles, el nivel de postergación en obras tan importantes para la seguridad y eficiencia del sistema dan para pensar que es preferible una solución transitoria, que no quede supeditada a la estabilización macroeconómica. Sería pertinente evaluar una reforma regulatoria, y en términos generales garantizar tarifas acordes al segmento del transporte.
El desarrollo de la Argentina post Vaca Muerta
Si bien la Argentina tiene aún un horizonte muy amplio por explorar y grandes oportunidades de desarrollo y de exportación de la mano de Vaca Muerta gracias a su enorme potencial hidrocarburífero, Aneise reflexionó sobre las cuestiones fundamentales a tener en cuenta para pensar en la Argentina del futuro, más allá de la riqueza de la formación que será aprovechada en la ventana de oportunidad que ofrece la transición energética.
—¿Qué criterios se deberían tener en cuenta a la hora de pensar en la Argentina post-Vaca Muerta?
–Ante todo, con los criterios que sean, lo importante es pensarlo. La atención está demasiado puesta en cómo maximizar la extracción de esos recursos en la ventana temporal que habilite la transición energética, lo cual es razonable, pero muy poco en cómo esa renta debería aportar a objetivos de desarrollo, más allá de la estabilización macroeconómica. En lo inmediato, que los recursos fiscales, tanto nacionales como provinciales, contribuyan, al menos parcialmente, a financiar bienes y servicios que aporten a sostener el bienestar económico cuando el recurso no esté: obras de infraestructura, inversión en educación, salud, ciencia y tecnología, entre tantas otras. Parece tal vez lejano pensar en un Fondo Soberano a nivel nacional, como el que tiene Neuquén por la cantidad de deudas previas que tiene la Argentina, pero al menos parte de la discusión debería ir hacia allí.
Luego, es necesario también pensar en cómo se inscribe la explotación de Vaca Muerta en los compromisos climáticos de la Argentina, no sólo en términos de su rol para la matriz energética local sino sobre todo las emisiones del upstream. En tercer lugar, es necesario una correcta calibración de las inversiones capital intensivas considerando la naturaleza limitada de la ventana de oportunidad temporal para la explotación de los recursos hidrocarburíferos. Ahora con la llegada de Trump a la Casa Blanca pareciera que los tiempos de la transición se ralentizan nuevamente, pero esa velocidad es dinámica y está en transformación por eventos impredecibles como el COVID-19 o la guerra en Ucrania. Entonces, hay un desafío concreto para las decisiones de inversión con largos horizontes temporales o el diseño de la política pública, algo que vale no solo para Vaca Muerta sino también para la exploración off-shore en el Mar Argentino. Las empresas están acostumbradas a este tipo de evaluaciones en función de ciertos riesgos, pero es una discusión mucho más ausente al interior del Estado.
—¿Cómo está impactando el cambio climático en la generación y el consumo de energía en la Argentina?
–El impacto más evidente sobre la generación es la mayor variabilidad en la disponibilidad de recursos hídricos, fundamentales para la generación hidroeléctrica. Las sequías, más frecuentes e intensas en algunas regiones, reducen los caudales de los ríos y limitan la producción hidroeléctrica, aumentando la necesidad de recurrir a fuentes térmicas, que suelen ser más costosas y emisoras de Gases de Efecto Invernadero (GEI). A esto se suma como agravante que existe una enorme incertidumbre en las proyecciones climáticas, especialmente respecto a las precipitaciones. También, en el caso de la generación termoeléctrica otro factor relevante es la menor eficiencia de las centrales en días de calor extremo. Esto tiene que ver con que los sistemas de refrigeración dependen de fuentes de agua que pueden estar más calientes o con menor disponibilidad, reduciendo la capacidad operativa de las plantas y afectando su rendimiento.
En lo que respecta a la demanda, el aumento de las temperaturas y la mayor frecuencia de olas de calor impulsan el consumo eléctrico, especialmente por el uso creciente de aire acondicionado. Esto no solo genera picos de demanda que pueden sobrecargar la infraestructura de distribución, sino que también plantea el desafío de reforzar el sistema para abastecer estos picos, lo que resulta costoso y requiere inversiones en almacenamiento o generación flexible para garantizar la estabilidad de la red. Una alternativa es implementar esquemas de gerenciamiento de la demanda, donde los consumidores reciban señales de precio que reflejen los costos diferenciales del sistema en esos momentos. Sin embargo, esto también requiere una inversión en medidores inteligentes, una tecnología que aún está lejos de ser ampliamente adoptada en la Argentina.
Cambio climático y la postura del gobierno de Javier Milei
—¿Qué cuestiones considera que se deben tener en cuenta para que uno de los ejes clave en la planificación de políticas públicas sea la cuestión ambiental?
–Dada la importancia de los combustibles fósiles en el funcionamiento de las sociedades modernas, la transición hacia una economía baja en carbono requiere un cambio profundo, en donde algunos sectores deben expandirse rápidamente para aumentar su producción y participación en el mercado, mientras que otros deben transformarse radicalmente o achicarse hasta desaparecer. Estos procesos se dan de manera simultánea y, en ocasiones, contradictoria, con marchas y contramarchas, lo cual abre un período de “transición intermedia”. Este período engendra riesgos e incertidumbres porque la coordinación entre los actores internacionales es imperfecta porque la velocidad de la transición y las tecnologías que se impondrán son inciertas, y porque la magnitud de los impactos de los eventos climáticos resulta en ocasiones impredecible.
Para la Argentina, es importante no confundir la responsabilidad histórica en relación al cambio climático, que es cierto que es limitada, con la falta de necesidad de abordar la agenda y tener una estrategia. Si bien no tenemos incidencia directa sobre el rumbo y velocidad de la transición, todo está crecientemente atravesado por el cambio climático y no podemos ignorarlo. Desde el impacto que tiene sobre el sector agropecuario y nuestras exportaciones y recaudación, los daños que generan las inundaciones e incendios, y el impacto en la salud de la proliferación de vectores de enfermedades y olas de calor, hasta entender cómo la demanda internacional de hidrocarburos y minerales estará atravesada por la velocidad y formato que vaya adoptando la transición. Además, al compararnos con la región, nuestra matriz eléctrica es significativamente más sucia: la matriz eléctrica de Brasil, por ejemplo, tiene una participación de 90% de energías limpias, en Paraguay del 100%, en Uruguay del 89%, incluso en Chile del 60%, y en Argentina, dicha cifra fue de apenas un 40,4% en 2023.
El negacionismo climático de Milei solo obtura y atrasa discusiones necesarias respecto a cómo insertarnos en esta transformación global de un modo que impulse nuestro crecimiento y desarrollo. Por eso, es necesario más que nunca que otros actores, como gobiernos provinciales, cámaras empresarias, sindicatos, organizaciones de la sociedad civil, tomen la discusión y avancen la agenda en la medida de sus posibilidades.
—Muchos países han implementado políticas e invertido recursos para impulsar la transición energética. ¿Cómo cree que la Argentina debería encarar este proceso?
— La Argentina es un país con recursos fiscales escasos, acceso limitado a los mercados de capitales, cuantiosos recursos hidrocarburíferos y que no pauta el ritmo de la transición, sino que la toma como dato. Eso ya introduce bastantes consideraciones o particularidades al abordaje que pueda tener la política pública con respecto al tema. Existe espacio para maximizar oportunidades y minimizar riesgos asociados a la descarbonización global, y el contexto actual obliga a rediscutir ciertas cuestiones que deberían ser obvias. En primer lugar, es importante que la Argentina forme parte de este proceso, a su ritmo y según sus circunstancias, pero que no lo ignore. Para ello, es clave que no se retire del Acuerdo de París. Más allá de que para ello debería pasar por el Congreso, el mero hecho de estar considerándolo es perjudicial en términos reputacionales, además de en términos de acceso a financiamiento y a mercados de exportación. Sumado a esto, nuestro país necesita contar con una estrategia clara de mitigación a 2035, que defina la contribución específica de cada sector al cumplimiento de la meta de reducción de emisiones.
En segundo lugar, debe establecerse un lineamiento claro para aquellos temas que resulten críticos, como por ejemplo la explotación de los recursos hidrocarburíferos, no solo de Vaca Muerta sino del resto de las cuencas productivas actualmente y otras potenciales, como las offshore. Es importante tener presente el riesgo de activos varados, sopesar qué inversiones debe y cuáles no debe hacer el propio Estado (en cualquiera de sus niveles), establecer normativa clara respecto a la medición y mitigación de las emisiones asociadas a la actividad, entre muchos otros aspectos.
En tercer lugar, deberá acelerarse la descarbonización de la matriz eléctrica local. Para ello, será necesario abordar cuestiones que han tenido un desarrollo inconsistente en las últimas décadas, como la ampliación de la capacidad de transporte eléctrico y las medidas de eficiencia energética, así como otras que emergen cada vez con más fuerza como el almacenamiento energético, el gerenciamiento de la demanda con redes inteligentes, y el avance de la generación distribuida. También hay una discusión sobre incentivos, que el propio gobierno había traído en su momento, sobre la posibilidad de diseñar un mercado de carbono en la Argentina. Hoy estamos lejos, pero cabría pensar que es una herramienta útil a ese fin.
Oportunidades
Además de las grandes oportunidades que se le presentan a la Argentina respecto a Vaca Muerta, el país cuenta con un alto potencial en lo que a energías limpias se refiere. Por esta razón, y teniendo en cuenta el escenario global, en los próximos años podría convertirse en un país exportador de energía tanto con el GNL, el hidrógeno verde y los minerales críticos.
—¿Qué oportunidades tiene la Argentina de exportar energía limpia a nivel regional? ¿Y a nivel global?
–Efectivamente hay posibilidad de ampliar y diversificar nuestra matriz productiva y exportadora a partir de los cambios en los mercados que genera la transición a la sostenibilidad. Desde exportar GNL y proveer los minerales para las tecnologías limpias, hasta insertarnos en segmentos de mayor valor agregado como los SMR o el hidrógeno verde y su cadena de valor. No obstante, estos cambios no serán automáticos. Mientras algunas oportunidades serán tal vez más impulsadas por la propia acción del mercado, otras precisarán de diversas escalas de intervención estatal, desde garantizar determinadas condiciones de entorno hasta la apuesta directa a ciertos sectores considerados estratégicos. La competencia es y será cada vez más dura, y los países en vías de desarrollo no tienen fácil ni allanado el camino a capitalizar los beneficios de la transición. Pero sí existen ciertos motivos para ser optimistas respecto a que es posible como por ejemplo el creciente interés por recursos estratégicos de los países en desarrollo les ofrecen nuevos mecanismos productivos y diplomáticos para apalancar su proceso de desarrollo; además de que la creciente legitimidad que tienen los instrumentos de política industrial en las instituciones de la gobernanza económica internacional —como la Organización Mundial del Comercio (OMC) y el Fondo Monetario Internacional (FMI)— abren nuevos espacios de intervención y política que antes estaban más vedados.
En la Argentina hay muchas avenidas posibles para avanzar. Ninguna de ellas es sencilla ni automática, pero es importante primero reconocer la importancia de esta transformación global y entender que insertarnos en ella excede las convicciones ideológicas, sino que se reduce a una cuestión económica y de desarrollo. En Fundar venimos publicando numerosos documentos sobre la cadena de valor de la minería del litio, electromovilidad, biotecnología, complejidad económica verde, energías limpias, todos ellos con diagnósticos y propuestas para avanzar en este sentido.
—¿Qué papel podría llegar a ocupar el hidrógeno?
–La realidad es que existe una incertidumbre importante respecto a la relevancia que va a tener el hidrógeno en la matriz energética global y la velocidad de su desarrollo. Sin embargo, la potencial magnitud de su demanda y las excelentes condiciones que tiene la Argentina para su producción, además de su capacidad para transformar el tejido industrial de nuestro país, hacen que valga la pena tener una estrategia para aprovechar esa posible ventana de oportunidad. Junto con Elisabeth Möhle desde Fundar venimos trabajando en cómo debería ser una ley de promoción, en el marco de las discusiones que se venían dando en el Congreso de la Nación hasta el año pasado. Hay un desafío concreto de lograr un marco normativo que brinde previsibilidad, atraiga las inversiones necesarias para su crecimiento y a la vez fomente el desarrollo de la cadena de valor. En ese sentido, las decisiones que se tomen respecto a los tipos de hidrógeno que serán objeto de promoción (verde y/o azul), los montos mínimos de inversión del régimen, los plazos, los beneficios y los requerimientos de contenido local, entre otros, serán críticos.
El ministerio de Energía y Recursos Naturales informó que la producción de petróleo en la provincia de Neuquén, durante el mes de febrero de 2025, alcanzó los 463,16 miles de barriles por día (bbl/d); lo que representa un aumento del 0,11% respecto al mes de enero de 2025. Se precisó que, en comparación con el mismo mes de 2024, la producción de petróleo experimentó un incremento significativo del 21,38%.
Y se indicó que en el período acumulado entre enero y febrero de 2025, la producción de petróleo fue un 20,38% superior en comparación con el mismo lapso de 2024.Este incremento en la producción de petróleo se debe principalmente al aumento en las siguientes áreas productivas clave:
• Loma Campana (+4947 bbl/d) • Loma La Lata – Sierra Barrosa (+3953 bbl/d) • Puesto Parada (+3124 bbl/d) • Coirón Amargo Sureste (+1167 bbl/d) • Aguada del Chañar (+1157 bbl/d)
Por otro lado, la producción de gas en febrero de 2025 fue de 97,62 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), lo que representa un aumento del 5,62% respecto a enero de 2025. En comparación con el mismo mes de 2024, la producción de gas se incrementó un 9,22%.
En tanto que en el acumulado de enero y febrero de 2025, la producción de gas se registró 9,13% por encima de la de 2024 para el mismo período. Este aumento se debe principalmente a la mayor producción en las siguientes áreas:
• El Mangrullo (+2,28 MMm³/d) • Fortín de Piedra (+1,73 MMm³/d) • Rincón del Mangrullo (+1,18 MMm³/d) • La Calera (+0,54 MMm³/d) • Loma La Lata – Sierra Barrosa (+0,49 Mmm³/d)
La extracción no convencional representa el 95,31% de la producción total de petróleo y el 88,56% de la producción de gas en la provincia de Neuquén.
La Compañía General de Combustibles S.A., empresa que integra el holding de Corporación América, de la familia Eurnekian, selló el viernes 21 de marzo su ingreso a la formación no convencional de Vaca Muerta.
Y lo hace tras pagar US$75 millones a YPF, que será su socio en el área Aguada del Chañar, ubicada en la Cuenca Neuquina. La petrolera que tiene al Estado Nacional como principal accionista mantiene la titularidad del 51% restante del área.
La noticia confirma una tendencia que se consolidó en las últimas semanas. Mientras las empresas multinacionales revisan sus activos en el país y comunican ventas, las empresas nacionales aceleran inversiones. De esta manera, se suma otro “jugador local” a Vaca Muerta, un negocio dominado por empresas fundadas en Argentinas o con mayoría de accionistas en el país, publicó el portal Bloomberg Línea.
Mientras que para CGC es el primer paso concreto hacia la producción de petróleo no convencional, pese a las exploraciones en Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz. La producción de esta compañía argentina está focalizada en el segmento convencional, con operaciones en la cuenca Austral, Golfo San Jorge y Noroeste. Entre sus activos está también una participación en la transportadora de gas TGN, que según La Nación, está en revisión.
La Aguada del Chañar se ubica entre las áreas de mayor potencial de YPF. Según un informe de la consultora Aleph Energy, se ubica como el bloque 18° en top 20 de las de mayor reservas probadas, con un total de 132 millones de barriles. Sólo en este bloque, YPF invirtió en 2023 US$165 millones.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, creado en la Ley Bases, ya comenzó a atraer inversiones. Desde su vigencia, 11 proyectos fueron presentados; dos ya fueron formalmente aprobados; los sectores de energía, minería y siderurgia lideran la apuesta. San Juan se encuentra a la vanguardia en la atracción de inversiones con la presentación de dos grandes proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), un esquema implementado por el Gobierno nacional para incentivar la llegada de inversiones extranjeras, pese a las restricciones cambiarias. Estos proyectos podrían representar un antes y un después en la economía provincial, tanto […]
Una excavación para hacer una obra de agua potable en una escuela rural de Neuquén derivó en el hallazgo de un líquido negro que aseguran que es petróleo. El hecho ocurrió en la Escuela N° 122 de Bajada Los Molles, ubicada en la localidad de Villa Puente Picún Leufú, en la provincia de Neuquén.
Medio locales informaron que el hallazgo se dio cuando trabajadores de una empresa estaban realizando una excavación a pocos metros del establecimiento educativo, para brindar agua potable.
Sin embargo, en un momento comenzó a brotar del suelo un fluido oscuro y espeso con fuerte olor. Los vecinos del lugar no tardaron en registrar lo ocurrido y las imágenes se hicieron virales en las redes sociales.
Ramón Cuevas, presidente de la comisión de fomento local, contó que fue el pasado 11 de febrero cuando el titular de la empresa a cargo del proyecto le informó que ese líquido era petróleo.
La obra quedó paralizada ante el hallazgo y las autoridades dieron aviso al Ministerio de Energía de Neuquén para saber cómo debían proceder.
De momento, no se conoce a ciencia cierta si realmente se trata de petróleo. Algunos especialistas señalan que no es posible por la poca profundidad a la que apareció, sumado a que dicha zona nunca había sido explorada como posible reserva de hidrocarburos.
Neuquén y Chubut fueron las provincias de la región que mayor cantidad de dólares generaron por exportaciones. Las ventas se aceleraron un 20% este año, a nivel nacional. Las exportaciones de energía de Argentina se aceleraron un 20% en lo que va de 2025, y de la mano de los hidrocarburos, la Patagonia se consolidó como la principal región. Las ventas generaron más de 1.100 millones de dólares y más de la mitad llegó de la mano de Neuquén, por el shale de Vaca Muerta. Durante los primeros dos meses del año las exportaciones de energía generaron un total de […]
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció la posible creación de un consorcio para implementar un tren que traslade arena silícea desde Entre Ríos hasta la Cuenca Neuquina, con el fin de reducir costos en los proyectos de Vaca Muerta. La decisión, basada en estudios técnicos que desestimaron la arena de Río Negro, podría representar un impulso para la economía entrerriana, pero también reaviva las denuncias sobre el impacto ambiental de la extracción de arena y las irregularidades en el control de esta actividad minera en la provincia. El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció la iniciativa de crear un […]
En el 2023, la inflación impactó en el humor social hasta provocar importantes cambios en la política nacional y provincial. En 2025, la falta de competitividad internacional y los altos costos de vida, amenazan con ser la nueva variable antioficialismo. Las medidas económicas implementadas por el Gobierno nacional lograron una significativa reducción de la inflación, pero al mismo tiempo pusieron en evidencia una cruda realidad: los productos argentinos tienen precios extremadamente elevados, lo que los vuelve poco competitivos. En Neuquén, esta situación se agrava aún más debido al impacto de la intensa actividad económica que genera Vaca Muerta, la cual […]
Serán con modalidad virtual y aulas híbridas. La Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) amplía su oferta educativa con dos nuevas tecnicaturas universitarias, dirigidas especialmente a estudiantes de departamentos alejados. Estas carreras se dictarán de manera virtual y tienen como objetivo facilitar el acceso a la educación superior en lugares alejados, como Valle Fértil, Sarmiento, Jáchal, Calingasta e Iglesia. De esta manera, los jóvenes de los departamentos alejados tendrán la posibilidad de estudiar la Tecnicatura Universitaria en Operaciones de Minas y la Tecnicatura Universitaria en Procesamientos de Minerales. Gracias a un convenio entre la UNSJ, la Facultad de Ingeniería y […]
Malas prácticas políticas y un sector ideologizado le hicieron perder décadas a la provincia. Ahora, puede convertirse en un motor de desarrollo para departamentos del interior y la economía riojana. Salta, Catamarca, San Juan y Jujuy lo hicieron con éxito. La Rioja perdió tiempo y mucho. Los errores de dirigentes políticos, imposiciones de sectores plenamente ideologizados y una sociedad pasiva fueron los responsables de ello, pero la provincia tiene otra oportunidad y es ahora. Mientras la principal universidad riojana tiene carreras como ingeniería en Minas y forma profesionales, sectores sin formación académica ni técnica pudieron imponer durante años una temática […]
La apuesta de la firma en el gigante asiático no sólo se limitará al negocio del crudo La petrolera saudí Aramco sigue identificando nuevas oportunidades de inversión en China en los sectores de energía, productos químicos y tecnología. Así lo afirmó el presidente de la compañía, Amin H. Nasser, durante su discurso en el Foro anual de Desarrollo celebrado en el Pekín. Inversión de Aramco en China «China es uno de nuestros principales destinos de inversión. Actualmente, invertimos en (las provincias de) Fujian, Liaoning, Zhejiang y Tianjin. Subrayo ‘actualmente’ porque seguimos identificando nuevas oportunidades, que incluyen energía, productos químicos y […]
Los mercados también observan las conversaciones del país norteamericano para poner fin a la guerra entre Rusia y Ucrania. Los precios del petróleo subieron un 1% este lunes luego de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, dijera que impondrá un arancel del 25% a los países que compren petróleo y gas de Venezuela. Sin embargo, el aumento de precios se vio limitado, ya que Estados Unidos dio a la productora petrolera Chevron hasta el 27 de mayo para liquidar sus operaciones y exportaciones petroleras desde Venezuela. Trump había dado inicialmente a Chevron 30 días a partir del 4 […]
El webinar organizado por MEGSA permitió analizar la situación actual y las perspectivas futuras de las cuencas hidrocarburíferas argentinas, destacando la importancia de Vaca Muerta como la principal fuente de crecimiento del sector. Sin embargo, también se subrayaron los desafíos que enfrentan las cuencas maduras y la necesidad de optimizar la infraestructura y mejorar la competitividad. «Para lograr un desarrollo sostenible y equitativo, Argentina deberá seguir avanzando en la solución de estos desafíos y aprovechar el potencial de Vaca Muerta como ‘la bala de plata’ del sector energético», dijo Marcelo Hirschfeldt, director de OilProduction Consulting, quien afirmó que «el shale […]
Donald Trump anunció que la medida entrará en vigencia a partir de abril y le apuntó a Nicolás Maduro. Donald Trump anunció que desde el 2 de abril, le cobrará un arancel adicional del 25% a aquellos países que realicen operaciones comerciales Estados Unidos y que le hubieran comprado gas o petróleo a Venezuela. Estados Unidos cobrará un impuesto del 25% a países que le compren gas o petróleo a Venezuela Según indicó el presidente de Estados Unidos, la medida responde a que “Venezuela ha sido muy hóstil con EE.UU y las libertades que defienden”. Por su parte, Donald Trump […]
El 2 y 3 de abril, la ciudad de Santo Domingo será sede de FES Caribe 2025, el evento más relevante para el sector energético de Centroamérica y el Caribe, donde se encontrarán altos funcionarios, ejecutivos de empresas líderes e instituciones estratégicas para definir el rumbo del desarrollo energético regional. Durante dos jornadas intensivas en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, se debatirá el presente y futuro del mercado eléctrico en un contexto de expansión de las energías renovables, integración regional y despliegue de nuevas tecnologías como el almacenamiento.
Con la participación de más de 30 empresas aliadas, entre ellas Sungrow, JA Solar, Seraphim, Catl, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE), el evento promete ser el punto de encuentro donde se consolidan alianzas estratégicas y se definen nuevas oportunidades de negocio para la región. La organización cuenta además con el respaldo institucional de OLADE y ASOFER, quienes actúan como Strategic Partners.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
Presencia de altos funcionarios: un respaldo institucional de primer nivel
FES Caribe 2025 se destaca por convocar a una representación sin precedentes del sector público regional. Han confirmado su participación autoridades clave como Joel Santos Echavarría, Ministro de Energía y Minas de República Dominicana; Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Martín Robles, Administrador General de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED); y Aura Caraballo, miembro del consejo administrativo de la Superintendencia de Electricidad.
A ellos se suman Alfonso Rodríguez, Viceministro de Energía; Betty Soto, Viceministra de Innovación y Transición Energética; y Gaddis Enrique Corporán Segura, Viceministro de Energía Nuclear, todos de República Dominicana. También participarán referentes internacionales como Victor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala; Liliana Morales, Directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría de Energía de Panamá; Tomás Rodríguez, Viceministro de Energía de Honduras; Claudia Marcela Peláez, Directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica de Guatemala; Andrés Astacio, Superintendente de Electricidad; y Manuel San Pablo, Gerente General del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional.
Su participación confirma que FES Caribe no solo es un espacio técnico y empresarial, sino también un foro político de alto nivel, donde se discuten marcos regulatorios, planificación energética y coordinación regional.
Un encuentro regional clave para la integración energética y la inversión
Con representantes de Guatemala, Panamá, Honduras, República Dominicana y otros mercados estratégicos, FES Caribe 2025 se consolida como un encuentro único a nivel regional, donde se analizarán los desafíos comunes y se impulsará la cooperación entre gobiernos, empresas e instituciones multilaterales. En un contexto de crecimiento acelerado de la generación renovable y del almacenamiento energético, el evento representa una oportunidad clave para avanzar en iniciativas concretas que fortalezcan la transición energética en el Caribe y Centroamérica.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las bases preliminares de la licitación de suministro de energía y potencia 2025/01, en la que se subastará 1680 GWh para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 y solamente por un período de sólo cuatro años (hasta el 31 de diciembre de 2030 inclusive).
Esto quiere decir que finalmente se subastarán 80 GWh más que lo previsto en el informe final de licitaciones de suministro 2024 (lanzado en febrero 2025), pero la cifra aún continúa cerca del 20% por detrás de los 2.000 GWh que se habían anticipado en el informe premilitar de octubre del año pasado.
Cabe aclarar que el ajuste responde a la necesidad de optimizar los contratos vigentes, así como a la actualización de las proyecciones de demanda, en función de los requerimientos efectivos del sistema.
A través de la Resolución Exenta N° 130, se estableció que la convocatoria tendrá un único bloque a subastar, el cual está dividido en cuatro sub-bloques de suministro zonales, que contienen una componente base (asociada a la energía anual requerida en cada año) y otra variable, destinada a absorber incrementos no esperados en la demanda de energía y que constituye el 5% de la energía anual requerida por la componente base.
Es decir que se añadió un nuevo bloque zonal a comparación de la licitación 2023/01, en este caso para la zona zona sur del sistema, que agrupa los requerimientos de las Distribuidoras SAESA, Cooprel, Luz Osorno y CRELL.
Adicionalmente, los segmentos zonales se componen por tres bloques de suministro horario para abastecer los siguientes períodos:
Bloque A: entre las 00:00 y 07:59 hs. y entre las 23:00 y 23:59 hs.
Bloque B: entre las 08:00 y 17:59 hs.
Bloque C: entre las 18:00 y 22:59 hs.
Y si bien la convocatoria del 2023 incluyó beneficios aquellas ofertas que estuvieran respaldadas parcial o completamente por sistemas de almacenamiento de energía y generación renovable no variable, en esta oportunidad no se brindará un descuento por cada GWh de energía generable por dichos medios.
¿Cómo sigue el proceso?
De acuerdo con el cronograma definido en las bases preliminares, el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional se realizará el martes 29 de abril, el período de consultas estará abierto hasta el 2 de julio, y prácticamente dos meses más tarde será la última fecha para realizar rectificaciones, enmiendas o adiciones a las bases.
Mientras que la presentación de ofertas por parte de las empresas generadoras está prevista para el miércoles 1 de octubre (las propuestas administrativas se conocerán a más tardar al día hábil siguiente) y la apertura de ofertas económicas y precio de reserva, el jueves 23/10.
Por su parte, la adjudicación será el 28 de octubre, pero de requerirse una segunda etapa, la misma estará abierta entre el 24/10 y el 29/10, fecha de asignación final de la licitación de suministro 2025/01.
Huawei Digital Power fue una de las grandes compañías que participaron de Future Energy Summit (FES) Argentina, encuentro que a lo largo de dos jornadas reunió a más de 500 referentes del mercado renovable de Latinoamérica.
Favio Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS de Huawei Digital Power, reveló que la compañía prevé participar activamente en la licitación de 500 MW en baterías, lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación.
“Estamos trabajando con varios generadores para la licitación “AlmaGBA” que lanzó el gobierno. La convocatoria es un puntapié y avance importante en la implementación de sistemas de almacenamiento”, aseguró durante el panel de debate “Mercado solar: el futuro de los proyectos en Argentina en la visión de líderes”.
No obstante, el especialista advirtió que existen aspectos que deben ser revisados para permitir una mejor integración de tecnologías y modelos de negocio más flexibles, a fin de lograr mayor competitividad.
“El pliego deja poco margen de acción para desarrollar un proyecto que implique tener alianzas con tecnólogos y no solamente con proveedores de baterías como tal. Porque un sistema de almacenamiento bien implementado le puede dar una versatilidad diferente al sistema”, apuntó.
Además, la compañía considera que existen desafíos financieros que podrían afectar la viabilidad de los contratos a largo plazo. “Hay que rever algunos pormenores, como que las distribuidoras sanen sus cuentas, dado que no es tan sencillo hacer contratos a tan largo plazo con distribuidoras”, mencionó Rearte.
Y cabe recordar que el llamado “Almacenamiento AlmaGBA” busca adjudicar sistemas de almacenamiento con capacidad de descarga de cuatro horas consecutivas y potencia de entre 10 MW y 150 MW, siendo el 31 de diciembre de 2028 la fecha límite para la habilitación comercial de los proyectos, aunque el objetivo es que comiencen a operar en enero de 2027.
El pliego de licitación estará abierto a consulta pública hasta el 4 de mayo, en tanto que las ofertas se podrán presentar hasta el 19 de mayo del corriente año, día en que también se llevará a cabo la apertura de sobres A de las ofertas; y la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio.
Mientras que nueve días más tarde, el 27/6 se realizará la adjudicación, lo que dará lugar a la firma de contratos a partir del 30 de dicho mes.
Por otro lado, Huawei Digital Power trabaja en diversos proyectos de almacenamiento, entre ellos una iniciativa clave en el nodo Bauchazeta, diseñada para aportar potencia, así como servicios de regulación de tensión y frecuencia a la red. “Esperamos pronto poder finalizar el tratamiento de ese proyecto y que sea realidad”, adelantó Rearte.
Además, la compañía también sigue apostando por soluciones string integradas y escalables para el mercado de almacenamiento y generación fotovoltaica en los segmentos utility-scale, comercial-industrial y residencial.
Desde Huawei sostienen que la combinación de energía renovable con almacenamiento es la clave para mejorar la eficiencia del sistema eléctrico, y destacan que la hibridación de parques solares y eólicos con baterías es una estrategia clave a considerar por el sector.
“Si bien falta regulación que estimule inversiones en la expansión las líneas de transmisión, principalmente en alta tensión, una posibilidad es comenzar con hibridación de parques solares y eólicos con baterías, que permitan optimizar la utilización de las líneas”, subrayó el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS de Huawei Digital Power.
SolarDQD, empresa EPC especializada en la construcción de parques solares, participó del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que reunió a más de 500 líderes del sector energético de la región.
La empresa ha logrado consolidarse como una de las firmas más relevantes de la industria renovable y su presidente y fundador, Federico Garín Odriozola, reveló cómo avanza SolarDQD y cómo integra toda la cadena de valor desde la prefactibilidad, desarrollo, ingeniería, EPC y puesta en marcha de los proyectos.
“SolarDQD tiene más de 1000 MW construidos y estamos ejecutando 612 MW de potencia en las provincias de Córdoba, Mendoza, La Rioja, Salta, Formosa y Chaco, con más de 400 trabajadores que lo hacen posible”, aseguró.
El mismo se ubicará en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza y la inversión se realizará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada gracias a 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, en tanto que su generación también se comercializará con las industrias argentinas a través del MATER.
Por otro lado, Federico Garín Odriozola reconoció que cada vez vislumbran más proyectos utility scale mayores a 100 MW de potencia y un apetito creciente por la energía fotovoltaica.
“Vemos parques de 200-300 MW con costos en mínimos históricos y una tecnología cada vez más accesible. Por ello desde Solar DQD hemos enfocado en dinamizar este tipo de construcción, dado que podemos hacer un proyecto de 150 MW en un plazo de 8 meses desde la llegada de suministro”, destacó.
Sin embargo, el directivo advierte que es clave fortalecer la formación de profesionales en el sector, ya que la industria aún es joven y necesita mayor especialización, a la par de aplicar mayor cantidad de tecnología a fin de optimizar procesos y brindar respuestas rápidas y eficaces.
El rol de SolarDQD en la licitación de almacenamiento
El almacenamiento de energía es una de las grandes tendencias del sector y Argentina ha dado un paso clave con el lanzamiento de la licitación pública AlmaGBA, que adjudicará hasta 500 MW de potencia en sistemas BESS con una capacidad de storage de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa.
Si bien SolarDQD no participará directamente en la licitación, sí espera desempeñar un papel clave en la construcción e integración de las baterías: «La licitación está pensada para grandes jugadores, pero nosotros nos enfocamos en cómo bajar a tierra la tecnología y ser un actor de construcción e integración», resaltó el ejecutivo.
Además, la empresa está desarrollando un proyecto piloto en Chaco, donde instalará baterías en un parque solar propio, con el foco puesto en dar el puntapié inicial en la materia e integrar la tecnología a la generación renovable.
En el marco del Future Energy Summit México (FES Mexico), Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo de Proyectos y Tecnología de 360Energy, confirmó que su estrategia de entrada al mercado mexicano estará centrada en proyectos de abasto aislado con generación renovable y sistemas de almacenamiento.
“Estamos enfocándonos en sistemas renovables de abasto aislado sin inyección en la red con almacenamiento que eleven el porcentaje de consumo”, manifiesta el ejecutivo.
Desde su llegada al país hace casi dos años, la firma con base en Argentina decidió apostar al mercado mexicano empujada por la demanda de una de las empresas de su grupo instalada en el territorio norteamericano. “Como parte del grupo Stellantis vinimos a México por una demanda puntual, necesitábamos energía y energía renovable para nuestra autonomía”, detalló Alagia.
Consultado en FES Mexico sobre los mecanismos para reactivar el crecimiento de la generación renovable, Alagia sostiene que las subastas pueden ser útiles para el ingreso de nuevos proyectos.
“Las subastas han sido una herramienta para promocionar mercados o para romper inercias perdidas, como puede ser el caso actual de México”, sostuvo, aunque aclaró que no deben ser la única vía: “Creo que el mercado tiene que tender también a empezar a escuchar a la demanda”.
En esa línea, señala que 360Energy está preparada para participar en las modalidades que se impulsen durante este sexenio. “Estamos todos dispuestos, ya sea en algún esquema de subasta o en contratos entre privados”, comentó, destacando que el Plan Estratégico del gobierno al 2030 plantea 22 GW de nueva capacidad de CFE y al menos 6 GW del sector privado.
De allí, Alagia señaló que, pese a los desafíos, el mercado mexicano ofrece un escenario prometedor: “Vemos un vaso medio lleno, no sé si porque venimos de Argentina donde todo nos cuesta, pero creemos que si bien falta para completar ese vaso, hay una administración nueva y se ratificaron las metas del Acuerdo de París”.
El momento es ahora
Uno de los llamados de atención del ejecutivo es sobre el momento actual de precios para tecnologías clave como módulos fotovoltaicos y baterías. Según Alagia, el mercado mexicano no debe dejar pasar esta ventana.
“Estamos en un momento clave en lo que es industria solar, de precios de módulos y de almacenamiento. No se nos puede pasar este momento”, alertó. Y agregó: “Si no aprovechamos estos dos o tres años con los precios que estamos viendo hoy, quizás se nos pasa el tren”.
Al respecto, subrayó la necesidad de dar el siguiente paso en la transición energética, incluyendo tecnologías de almacenamiento como baterías e incluso el hidrógeno verde. “La solar convencional ya hace tiempo que es la energía más barata del mundo. Tenemos que avanzar y disponer de los medios entre el sector público y el privado para avanzar”, enfatizó.
Ahora bien, para aprovechar este momento clave para la competitividad de industria haría falta, desde la perspectiva del referente empresario, mayor claridad normativa y estabilidad a largo plazo. “Estos son proyectos de capital intensivo. Hay que tener reglas claras durante 10, 15, 20 años para que venga realmente financiamiento fuerte extranjero o local”, sostiene.
En su análisis, el rol de las autoridades regulatorias y del sistema eléctrico nacional (CNE y CENACE) será fundamental para permitir la ejecución de proyectos. “Algunas gerencias de CENACE nos dicen: tenemos una pila de proyectos y no damos abasto”, revela, por lo que llamó a establecer criterios de priorización claros para empezar a destrabar proyectos que ya están listo y que den paso a los siguientes sin acumular pendientes.
“Esa canilla tiene que empezar a abrirse e ir drenando porque la industria está pidiendo a gritos que empiecen a construirse los proyectos”, concluyó.
En un esfuerzo por fortalecer la transición energética en América Latina, Solis Inverters, LONGi y Pylontech unen fuerzas para llevar a cabo una gira estratégica en República Dominicana, Nicaragua y Panamá. Esta iniciativa busca acercar a los actores clave del sector fotovoltaico soluciones integradas en generación y almacenamiento de energía, impulsando el crecimiento de la energía limpia en la región.
La energía solar en Centroamérica y el Caribe atraviesa una etapa de crecimiento sin precedentes, impulsada por políticas gubernamentales favorables, reducción de costos tecnológicos y la necesidad de mayor independencia energética.
Se proyecta que el mercado solar fotovoltaico en América Latina crecerá entre un 10% y un 15% anual en 2025, con países como Guatemala, Honduras, Panamá y República Dominicana liderando el avance con incrementos de hasta un 25%.
En República Dominicana, el gobierno ha establecido la meta de que el 25% de la energía consumida en 2025 provenga de fuentes renovables, con la energía solar como protagonista clave de esta transformación.
Tecnología y sinergia para un futuro sostenible
La gira conjunta de Solis, LONGi y Pylontech permitirá demostrar cómo la integración de sus tecnologías puede potenciar sistemas solares en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales:
Solis presentará su última generación de inversores híbridos y de almacenamiento, diseñados para maximizar el rendimiento y optimizar la gestión de carga y descarga de baterías.
LONGi exhibirá sus módulos fotovoltaicos de alta eficiencia, que garantizan una mayor generación de energía y un desempeño óptimo en distintas condiciones climáticas.
Pylontech, líder en almacenamiento de energía, mostrará cómo sus baterías de litio se integran perfectamente con los inversores Solis para ofrecer soluciones confiables y de alto rendimiento.
Impulsando la transición energética con soluciones completas
El objetivo de esta gira es proporcionar a los profesionales del sector y a los usuarios finales conocimientos clave sobre la integración de estas tecnologías, garantizando una mayor eficiencia, rentabilidad y sostenibilidad en los proyectos solares.
A través de eventos en cada país, se ofrecerán capacitaciones técnicas y espacios de networking para fortalecer la colaboración dentro de la industria solar en la región.
Con este esfuerzo conjunto, Solis, LONGi y Pylontech reafirman su compromiso con el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles que permitan avanzar hacia un futuro más limpio y eficiente para Latinoamérica.
Para lograr una mayor eficiencia de conversión en células FV, es esencial aplicar capas de pasivación de alta calidad para reducir la recombinación en la superficie, siendo este un requisito fundamental para el desarrollo de células solares de alta eficiencia. Como la eficiencia de una célula está directamente relacionada con su factor de llenado (FF), altas tasas de recombinación, tanto en la masa como en la superficie, pueden limitar la tensión de circuito abierto (Voc) y disminuir el factor de llenado, resultando en una eficiencia reducida de las células solares.
En las células solares, la eficacia de la pasivación de superficie se observa en dos niveles: microscópicamente, por la reducción de la densidad de defectos y la disminución de la recombinación de interfaz, y macroscópicamente, por el aumento en la vida útil de los portadores minoritarios y el aumento de la tensión de circuito abierto (Voc).
A lo largo del desarrollo de las tecnologías de células solares, desde las primeras células BSF (Campo Posterior Pasivado) y PERC (Contacto Posterior Pasivado por Emisor) hasta las actuales tecnologías de tipo n TOPCon (Contacto Pasivado con Óxido de Túnel) y HJT (Heterounión), se hace evidente que la historia de las células solares está marcada por avances continuos en materiales y procesos de pasivación. Cada innovación y mejora en eficiencia está profundamente relacionada con la optimización de los materiales y técnicas de pasivación.
Las primeras células solares BSF fueron pasivadas con TiO₂ y, posteriormente, pasaron a utilizar SiNx para la pasivación, aunque solo en la parte frontal. Las células PERC, por otro lado, introdujeron pasivación posterior con Al₂O₃ y SiNx. Sin embargo, el proceso de metalización y eliminación con láser resultó en una pasivación parcial, en lugar de una cobertura total. Las células TOPCon, actualmente en producción masiva, utilizan estructuras de contacto pasivadas en la parte posterior con SiO₂ y polisilicio.
Las células HJT, por su parte, aprovechan las ventajas de las tecnologías anteriores, superando sus limitaciones al utilizar silicio amorfo como agente de pasivación, con cobertura total tanto en la parte posterior como en la frontal. Por esta razón, logran mejores efectos de pasivación y una Voc más alta. Entre las tecnologías de células solares, las células HJT se destacan por ofrecer la Voc más alta en producción masiva, superando un promedio de 753 mV, lo que las convierte en las más eficaces en pasivación entre todas las células FV de unión única.
Las capas de pasivación de las células fotovoltaicas reducen los defectos de superficie al formar enlaces Si-H en las uniones insaturadas de los átomos de la superficie del semiconductor. Una vez que todas las uniones de la superficie están saturadas, se reducen las pérdidas por recombinación de los portadores fotogenerados. Esto mejora la eficiencia de conversión fotoeléctrica y prolonga la vida útil de la célula. Sin embargo, los enlaces Si-H se rompen fácilmente por la exposición a los rayos UV, lo que lleva a una reducción en la pasivación y, en consecuencia, a una disminución en la eficiencia de conversión.
Este fenómeno, conocido como Degradación Inducida por UV (UVID), es especialmente pronunciado en células solares de alta eficiencia de tipo n, donde se obtiene una pasivación superior. Al igual que una porcelana blanca y limpia resalta más la suciedad que una gris, cuanto mejor es la pasivación, más perceptible es el impacto de la exposición a los rayos UV.
Sin herramientas, sin trabajo – Mitigando los efectos UV con películas de encapsulamiento
Como la tecnología de unión única más eficaz en términos de pasivación y eficiencia, las células HJT son más susceptibles a los efectos de la luz UV en la capa de pasivación en comparación con otras tecnologías. Para mitigar y eliminar este impacto, los científicos e ingenieros de la industria fotovoltaica suelen utilizar dos soluciones. La primera consiste en el uso de películas de encapsulamiento con corte de UV, que contienen agentes bloqueadores de UV y reducen la transmitancia de UV en el rango de 280–380 nm a aproximadamente 2%–15%, minimizando efectivamente la cantidad de UV que alcanza la superficie de la célula solar. Sin embargo, este enfoque también disminuye la energía de la luz incidente, lo que lleva a una menor eficiencia de transmisión (CTM) y a mayores pérdidas de potencia.
La segunda solución, que ha ganado atención, es el uso de películas de conversión descendente de UV. Estas películas pueden convertir ciertos longitudes de onda de la luz incidente en otros, sustituyendo los agentes bloqueadores de UV por agentes de conversión descendente en las películas de encapsulamiento.
El equipo de investigación de Risen Energy ha desarrollado películas de conversión de UV que reducen la transmitancia de UV en el rango de 280–380 nm a menos del 2%, manteniendo una alta transmitancia de luz visible. Más importante aún, estas películas convierten la luz UV en luz azul inofensiva. Este enfoque dual no solo protege las células contra daños causados por el UV, sino que también aprovecha la energía UV para aumentar la potencia del módulo, mejorando la confiabilidad y la eficiencia energética en más de un 1% en comparación con las películas de corte de UV.
Como dice el dicho, ‘Sin herramientas, sin trabajo.’ La verdadera maestría radica en saber utilizar la herramienta de manera eficaz. La película de conversión descendente de UV es comparable a una ‘herramienta de precisión’, que además de reducir efectivamente los daños por UV en células solares de alta eficiencia, también aumenta la potencia del módulo. Sin embargo, dominar el uso de esta herramienta es esencial para aprovechar todo su potencial.
Dominio en la Aplicación de Películas de Encapsulamiento con Conversión Descendente de UV
En investigaciones y desarrollos para aplicaciones prácticas, los investigadores de Risen Energy han descubierto que la concentración del agente de conversión descendente de luz desempeña un papel crucial en la estabilidad de las películas de encapsulamiento. Si la concentración cae por debajo de un cierto límite, el material se degrada con el tiempo bajo la exposición acumulada a los rayos UV, aumentando la transmitancia de UV.
Figura 1 – Variación de la transmitancia UV de la película de encapsulamiento con la exposición acumulada a UV
Después de extensas pruebas y desarrollo, Risen Energy, en colaboración con proveedores, ha desarrollado un encapsulante de conversión descendente de UV altamente estable (como se muestra en la Figura 1). Tras rigurosas pruebas UV120, el encapsulante mantuvo una transmitancia UV consistentemente baja, demostrando alta estabilidad.
Además de los requisitos técnicos para la propia película de encapsulamiento, configurar una lista de materiales (BOM) ideal para los materiales de encapsulamiento también es esencial para aprovechar todo su potencial. Al ser una célula simétrica, con una bifacialidad naturalmente superior al 95%, las células HJT, cuando se encapsulan en módulos, aún pueden alcanzar una bifacialidad superior al 85%.
En plantas de energía, el alto factor de bifacialidad de los módulos HJT contribuye significativamente a una mayor generación de energía. Considerando que el lado trasero también genera energía, es necesario abordar el impacto del UV en el lado trasero del módulo al utilizar la película de conversión descendente de UV en la parte frontal. A través de extensivas pruebas e innovaciones, los investigadores de Risen Energy han desarrollado una solución innovadora, creando una película de encapsulamiento que protege efectivamente el lado trasero de las células solares HJT.
El desarrollo y la exitosa aplicación de la solución de conversión descendente de UV de Risen Energy han reducido las pérdidas de potencia derivadas del encapsulamiento con películas de corte alto, aumentando la salida de potencia de los módulos HJT en aproximadamente 10W.
Además, esta solución ofrece ventajas exclusivas en la confiabilidad de los módulos, minimizando significativamente los efectos de los rayos UV en las células solares HJT y garantizando estabilidad a largo plazo en ambientes exteriores, con menor degradación. Al redefinir y optimizar el uso de materiales de conversión descendente de UV, los científicos e ingenieros de Risen Energy han transformado la tecnología de películas de encapsulamiento con conversión descendente de UV en una solución de aplicación estable y eficiente, elevando los productos HJT de Risen de ‘Hyper-ion’ a ‘Hyper-ion Pro’
Avanzando en la Transición hacia la Energía Verde
Como líder global en productos y soluciones fotovoltaicas, Risen Energy se ha comprometido durante mucho tiempo con la investigación, el desarrollo y la producción en masa de la tecnología y productos HJT. Los módulos Hyper-ion HJT integran años de logros en I+D y son los primeros en la industria en alcanzar la producción en masa de células 0BB, wafers y células ultrafinas, pasta de metalización con un consumo de plata inferior a 6 mg/W y tecnología de interconexión sin estrés, llamada Hyper-link, que desempeña un papel destacado en la producción en masa de la tecnología HJT.
En el desarrollo de esta solución de conversión descendente de UV, Risen Energy ha redefinido los materiales de conversión descendente de UV e innovado la metodología de aplicación, convirtiendo la tecnología de conversión descendente de UV en una solución estable y eficiente. Creemos que esto representa un nuevo hito para toda la industria fotovoltaica.
Ante las metas de «doble carbono» y la transición global hacia la energía verde, Risen Energy asume su responsabilidad social e invierte activamente en el desarrollo e innovación de tecnologías de energía limpia. Con un amplio conocimiento técnico y un espíritu innovador, la empresa continúa impulsando el progreso de la industria. A medida que el valor de la tecnología de heterounión (HJT) se vuelve cada vez más evidente y los avances son constantes tanto en HJT como en las tecnologías de encapsulamiento asociadas, estos productos HJT de alta eficiencia y bajo carbono están preparados para contribuir significativamente a la transición energética global y a la protección ambiental. Además, aportan nuevas perspectivas y fortalecen el desarrollo sostenible de la industria fotovoltaica global.
Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de seguidores solares, ha firmado un acuerdo para el suministro de 200 MW de seguidores solares 1P. Un acuerdo que implica la instalación de más de 3.800 de sus seguidores solares en la región de Sevilla, consolidando a Andalucía como un epicentro clave para la energía solar fotovoltaica en Europa.
Solar Steel, con una sólida trayectoria en el sector, continuará su compromiso con la sostenibilidad y la innovación, proporcionando su última configuración 1P como tecnología de vanguardia que maximizará la eficiencia y la producción de energía limpia en el nuevo parque solar. Los seguidores solares 1P permitirán optimizar el aprovechamiento de la radiación solar durante todo el día, asegurando una mayor generación de energía limpia que beneficiará significativamente a la región.
Se espera que este parque solar entre en fase de construcción en estos próximos meses del 2025, alineándose con los objetivos de sostenibilidad del país y reforzando la posición de Sevilla como una de las provincias líderes en la adopción de tecnologías renovables en España.
Sobre Gonvarri Solar Steel
Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 24 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado
Por Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina
Por Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina
Estamos en un momento clave para el sector energético en todos los continentes. La transición energética es la gran oportunidad para mejorar el servicio, ser más eficientes e impulsar el crecimiento sostenible. Y si nos centramos en Argentina el desarrollo de Vaca Muerta y las infraestructuras necesarias para el transporte de gas y petróleo son los aspectos fundamentales para impulsar el crecimiento económico, siendo una oportunidad inigualable.
Hoy las empresas de servicios públicos tenemos claro que la innovación, la excelencia y una perspectiva más humana en la gestión son claves para contribuir a un mundo más sostenible. Y en este escenario, la tecnología es un aliado indiscutible.
El proceso de reordenamiento tarifario le permitirá a las empresas del sector del gas y electricidad, encarar una agenda de modernización para sumarse a las nuevas tendencias y adoptar tecnologías que mejoren la satisfacción de los clientes y aporten eficiencias que redundarán en tarifas más accesibles. Los planes de inversión, en esta etapa, estarán enfocados en mejorar el servicio, optimizar la eficiencia del consumo y adaptarse a los cambios que nos presenta una nueva matriz energética en el mundo, sumado al cambio de hábitos de los consumidores que esperan respuestas inmediatas y soluciones en tiempo real.
En este contexto, particularmente Naturgy Argentina está transitando un proceso de transformación interno debido a la unificación de la marca para las empresas que operan en el país: Naturgy BAN, Gasnor y Energía San Juan que ahora funcionan bajo la denominación Naturgy Argentina. Este paso nos permitió unificar procesos y llevar adelante una estrategia integrada para mejorar la calidad de servicio y la experiencia de los usuarios.
En relación con la tecnología aplicada a la atención al cliente, implementamos herramientas digitales para facilitar y optimizar la gestión, como la factura electrónica, la oficina virtual y los centros de atención cognitivos que utilizan IA para resolver las consultas. Y en paralelo, impulsamos la autogestión con un acompañamiento sistemático. Asimismo, con relación a la tecnología aplicada a la operación, incorporamos la modalidad remota para actividades técnicas que nos permiten mejorar la eficiencia y productividad, y encontrar soluciones más rápidas.
Al ser parte de un Grupo Multinacional líder en distribución y comercialización de gas y electricidad nos nutrimos de los desarrollos que desde Naturgy Energy Group están encarando para afrontar la transición energética, teniendo en cuenta que apostamos decididamente a la digitalización de procesos y la utilización de Inteligencia Artificial.
Para integrar la IA en Naturgy hemos diseñado una estrategia clara, enfocada en fomentar el conocimiento. A través de la Digital Academy, tenemos acceso a contenidos para el desarrollo de competencias en digitalización y en IA; para impulsar casos de uso alineados a los objetivos de negocio y promover sus posibilidades y los riesgos que conlleva; y para asegurar un uso responsable de la tecnología.
Así nació FactorIA, nuestro centro de referencia para la adopción de la IA en toda la organización, basado en tres pilares: formar, hacer y promover. Desde FactorIA, apoyamos a las unidades de negocio en la implementación de iniciativas de IA, maximizandoel rendimiento de los modelos disponibles y explorando las tendencias y evoluciones futuras del mercado
Por lo tanto Argentina tiene los recursos y la oportunidad para el desarrollo del sector energético y para acompañar estos cambios tecnológicos que mejoran el servicio y la calidad de vida de las personas, es fundamental modernizar los marcos regulatorios para incentivar la inversión y otorgar previsibilidad al negocio. Tanto el marco regulatorio del servicio de gas como el eléctrico datan de 1992 y si bien se fueron haciendo algunos cambios y ajustes con el correr del tiempo, podemos decir que aún no se adaptaron a la evolución tecnológica que ya estamos atravesando.
Argentina necesita una normativa que interprete la llegada de la tecnología. Se abre una gran oportunidad para el sector energético si logramos acoplarnos a la transición mundial que sin dudas repercutirá en mejores niveles de prestación del servicio para los usuarios y en el crecimiento y desarrollo económico para el país.
La Cámara Alta debate un proyecto de ley que propone eximir del impuesto al gas natural distribuido por redes para su uso como Gas Natural Comprimido en varias provincias del país.
Según informó el sitio “Surtidores”, el sector de estaciones de servicio sigue con atención el tratamiento legislativo de esta iniciativa, que podría impulsar la demanda de GNC en las regiones beneficiadas al aliviar la carga impositiva sobre el transporte de gas por redes.
La propuesta, impulsada por la senadora rionegrina Silvia García Larraburu, busca equilibrar los precios del combustible en el interior con los vigentes en el Área Metropolitana de Buenos Aires, donde el GNC es significativamente más económico.
El proyecto plantea la incorporación del Artículo 10 bis a la Ley Nº 23.966, estableciendo la exención impositiva para el gas natural destinado a GNC en las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, además del Partido de Patagones en Buenos Aires y el Departamento de Malargüe en Mendoza.
El GNC frente a desafíos estructurales
La industria del Gas Natural Comprimido atraviesa un período de dificultades marcadas por la falta de incentivos, financiamiento y coordinación entre los actores del sector. Gustavo Frontera, especialista en la materia, analiza los desafíos y oportunidades que enfrenta el GNC en Argentina.
La medida propuesta busca aliviar la carga económica de los usuarios del interior, quienes enfrentan costos de movilidad considerablemente más altos que en el AMBA. La senadora García Larraburu enfatizó el impacto positivo que tendría en las estaciones de servicio, preocupadas por la disparidad de precios en todo el país.
“La desigualdad en el costo del GNC impulsa a los usuarios a optar por combustibles líquidos, afectando la rentabilidad de las bocas de expendio que dependen del gas automotor”, advirtió la legisladora.
Los taxistas y conductores de flotas de transporte figuran entre los más perjudicados por esta situación. “En las provincias patagónicas, los taxistas deben cargar GNC varias veces al día, afrontando costos mucho más elevados que en Buenos Aires”, explicó. Asimismo, destacó que la extensión territorial y las bajas temperaturas convierten el uso del automóvil en una necesidad básica y no en un lujo.
Un debate con antecedentes y perspectivas
La senadora García Larraburu ya había presentado iniciativas similares en 2018 y 2023, aunque hasta ahora no había conseguido el respaldo necesario para su aprobación. Su argumento central radica en la falta de equidad en la política impositiva, dado que la Ley Nº 27.209, sancionada en 2015, eximió del impuesto a los combustibles líquidos a varias provincias del interior, pero no incluyó al GNC.
“El gas es un insumo fundamental en el interior del país, y las estaciones de servicio necesitan reglas claras para continuar invirtiendo y asegurando el suministro”, concluyó la senadora del Bloque Unidad Ciudadana.
La producción de gas en Neuquén alcanzó los 97,6 MMm³/d en febrero, con cinco yacimientos como protagonistas del crecimiento. Si bien no se superó el récord petrolero de diciembre, Neuquén sigue dando que hablar gracias a Vaca Muerta. El petróleo neuquino equivale al 61,5% de la actividad de Argentina y la actividad gasífera en la provincia el 67,8% del total nacional. Uno de los datos más llamativos del reporte de producción de Neuquén fue el salto interanual del gas cercano al 9% y que no ha declinado con fuerza como en otros veranos. La tendencia de alcanzar un pico de […]
Representantes de los gobiernos de Javier Milei y Lula da Silva conformaron el mes pasado un grupo de trabajo con el objetivo de estudiar cinco opciones para potenciar la exportación de gas hacia el principal socio del Mercosur. El jueves TGN y TGS participaron de uno de esos encuentros y antes de sumarse unificaron una posición común frente a su contraparte brasileña. Esta negociación contempla solo las alternativas de transporte por tierra. La exportación a través de Bolivia es la opción con mayores chances, pero preocupa la creciente inestabilidad del país del altiplano. Funcionarios del área energética del gobierno argentino […]
La plataforma Fénix de Total acaba de entrar en producción todos sus pozos y Shell realiza su prospección sísmica. De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (IEA), aproximadamente el 30% de los hidrocarburos producidos en el mundo provienen de generación offshore, pero la cifra en la Argentina lejos está darle un lugar a esa potencial producción costa afuera, que llega a menos de 18% en gas natural, y en petróleo apenas al 1,7 del total nacional. Son más de 50 los países que producen hidrocarburos en el mar, y la Argentina más allá de la histórica presencia en la […]
Incluye un plan de exploración con una inversión comprometida de USD 6.850.400, destinada a estudios y el desarrollo de un pozo con rama lateral sobre la formación Vaca Muerta. La compañía CAPEX S.A. fue adjudicada con un permiso de exploración para el Área «Cinco Saltos Norte», en la Cuenca Neuquina, mediante el Decreto 197/25 publicado en el Boletín Oficial de la Provincia de Río Negro, tras su participación en el Concurso Público Nacional e Internacional Nº 02/24 convocado por la Secretaría de Energía de esa provincia El permiso incluyó un plan de exploración con una inversión comprometida de USD 6.850.400, […]
La secretaría de Hidrocarburos realizó estudios sobre la formación que explota la empresa Phoenix. Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizaron esta semana una inspección en el área Confluencia Norte, donde la empresa Phoenix desarrolla el primer proyecto de pozos no convencionales en la formación Vaca Muerta del lado rionegrino. Actualmente, la compañía avanza en la fase inicial de ensayos y se prepara para comenzar una segunda etapa, con mediciones más precisas de la formación geológica. Estos estudios son clave para definir una futura instancia de desarrollo masivo, que incrementaría en forma significativa la producción hidrocarburífera de […]
El próximo miércoles 26 de marzo, a las 9,30 y en la Sala 1 del Anexo de la Cámara de Diputados de la Nación, se celebrará una importante reunión informativa de la Comisión de Minería presidida por Walberto Allende e integrada por todos los diputados de San Juan. Fueron invitados y confirmaron su asistencia, el Secretario de Minería de la Nación Luis Lucero, los ministros de las provincias de San Juan, Mendoza, Santa Cruz, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy. También comprometieron su asistencia directivos de las empresas mineras más importantes del mundo con grandes inversiones en Argentina: Vicuña Corp., […]
En enero de 2025 la producción país de petróleo aumentó 11,3 % i.a. y 9,9 % en los últimos 12 meses. La producción de petróleo convencional se redujo 6,2 % i.a. y cayó 6 % en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (57 % del total) se incrementó 27,6 % i.a y 26,6 % en 12 meses. impulsada por el Shale, informó el IAE General Mosconi. La cuenca neuquina impulsa el crecimiento de producción anual con un incremento de 18,8 % en los últimos doce meses. En enero de 2025 la producción de gas natural aumentó […]
El presidente de la comisión de fomento de Villa Puente Picún Leufú expresó la dualidad de la aparición de los hidrocarburos. Puede significar un inusitado despegue económico o la contaminación del río que los atraviesa. Las expectativas de haber encontrado hidrocarburos de manera repentina en el patio de una escuela rural del centro neuquino siguen en franco aumento, aunque en algún punto se disparan por distintos caminos. La alegría de que el hallazgo pueda significar un exponencial crecimiento económico para esta porción del territorio provincial se contrapone con los miedos de que su explotación pueda provocar una seria contaminación en […]
YPF, Brasil, Pemex y Ecopetrol tendrán un rol fundamental en la nueva etapa del continente como proveedor energético mundial. América Latina sigue siendo un actor principal en el mercado energético mundial, respaldada por las vastas reservas de petróleo y gas. Sin embargo, en un escenario global que transita hacia energías renovables, las empresas nacionales de petróleo (NOCs, por sus siglas en inglés) enfrentan el desafío de adaptarse sin perder relevancia. En este marco, W. Schreiner Parker, director General para América Latina en Rystad Energy, sostuvo que las NOCs de la región deben centrarse en modernizar sus procesos y explorar nuevas […]
Para la inauguración del Ciclo de Charlas CAEM 2025, la cámara eligió un tema preponderante para la concreción de los proyectos: como conseguir financiamiento en minería. En este caso, se mostró el exitoso acuerdo entre Hanaq y Banco Comafi. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) presentó el caso de la compañía minera Hanaq y el Banco Comafi, que acordaron un financiamiento que podrá ser replicado por otros proyectos. Además, el consultor Ernesto Cussianovich brindó un panorama de la minería nacional y realizó un balance de la participación argentina en el PDAC 2025 de Canadá. La apertura del encuentro, que […]
En estos días se construye un nuevo proyecto de Tecpetrol en la Cuenca Neuquina: Los Toldos II Este. Ubicado cerca de Rincón de los Sauces, en un área más bien concentrada, de 78 kilómetros cuadrados, ya comenzaron los primeros trabajos en el área.
“Es un desarrollo importante en petróleo no convencional con gran impacto en la región, ya que apunta a 70.000 barriles por día, lo que hoy significa casi el 10% de la producción de la Argentina”, señala nuestro CEO Ricardo Markous sobre el proyecto, que requerirá la construcción de la infraestructura con una inversión de 2 mil millones de dólares.
El proyecto se encamina a cumplir dos etapas: 35.000 barriles de petróleo/día en el primer trimestre de 2027 y 70.000 barriles/día para mediados de ese mismo año. “El desafío principal está en coordinar que todos los sectores de Tecpetrol y proveedores avancen al mismo ritmo y cumplamos con los objetivos”, destaca Martín Bengochea, Vicepresidente de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta.
“Es clave tener una buena planificación, comunicación, control de gestión y ser muy dinámico y flexible para ajustar el rumbo cuando es necesario”, agrega Bengochea, quien acompañó a la delegación de Finanzas durante el road show con inversores en Nueva York, que culminó con la emisión de un bono.
En busca de la optimización
A fines de 2016, con la adquisición de la canadiense Americas Petrogas, Tecpetrol tomó el control del área que incluía un pozo vertical que para 2017 arrojó resultados intermedios.
“Entre 2017 y 2021, cuando decidimos darle una segunda oportunidad al área, ya con técnicas modernas de fractura y conocimiento, vimos que realmente la producción estaba en consonancia con lo que esperábamos de la geología”, explica Fernando Bardelli, Development Sr. Manager.
Luego de diversos estudios del yacimiento, se definió avanzar con el desarrollo desde cero. “El proyecto incluye la construcción de pozos, pads, sistemas de captación, una nueva planta y la instalación de gasoductos y oleoductos. Contamos con el conocimiento y la experiencia adquiridos en el diseño y ejecución de Fortín de Piedra, y estamos aplicando todo ese aprendizaje en este nuevo proyecto”, destaca Pablo Vicentini, Facilities Project Director y Project Manager para Los Toldos II Este.
La eficiencia es el norte de forma transversal. “Siempre buscamos mejorar nuestro estándar de seguridad, ambiente y salud, y aquí estamos implementando las mejores buenas prácticas en el diseño de la planta”, destaca Rossmery Maturana, HSE Regional Sr. Manager. “Apuntamos a que sea una planta con altos estándares en seguridad, ergonómica, eficiente, reduciendo el impacto ambiental”. Las lecciones aprendidas se convalidan en la relación sinérgica con Techint Ingeniería y Construcción, compañía del mismo grupo que estará a cargo de la construcción de la planta de tratamiento.
“Con el correr del tiempo uno se da cuenta de que estos proyectos generan mucha satisfacción y un gran sentimiento de pertenencia”, concluye Bengochea.
Funcionarios del área energética del gobierno argentino conformaron el mes pasado un grupo de trabajo junto a sus pares del Estado brasileño con el objetivo de estudiar cinco alternativas para potenciar la exportación de gas natural hacia el principal socio del Mercosur. En los últimos días se sumaron también por pedido del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) representantes de las empresas Transportadora Gas del Sur y Transportadora Gas del Norte para colaborar en la búsqueda de consenso sobre cuál es la opción más conveniente.
El jueves pasado ambas transportistas participaron de uno de esos encuentros y antes de sumarse unificaron una posición común frente a su contraparte brasileña. “Cuando nos consultan o invitan a alguna reunión vamos como cualquier otra empresa, pero es un grupo conformado por gobiernos”, se limitaron a aclarar a EconoJournal desde una de las empresas. “Estuvimos y vamos a estar las veces que hagan falta para ayudar a tomar una decisión”, aclaró otra fuente consultada.
Los que están analizando el tema en representación del gobierno argentino son el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller; el interventor del Enargas, Carlos Casares; el gerente de Transmisión de ese organismo, Luis María Buisel; y el titular de la firma estatal Enarsa, Tristán Socas, entre otros representantes del área energética del Ejecutivo.
Las opciones
Los cinco trayectos que se analizan son las siguientes:
A través del Gasoducto Norte pasando por Bolivia,
A través del Gasoducto Norte, pero construyendo un nuevo caño que atraviese Paraguay.
A través de Uruguayana, en la frontera con Corrientes, expandiendo el anillo del centro del país.
A través de Misiones completando el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) para llegar al sur de Brasil.
A través del Gasoducto Cruz del Sur por Uruguay.
Las dos alternativas con más chances son ir por Bolivia o por Uruguayana. Sin embargo, no está fácil tomar una decisión porque la inestabilidad política de Bolivia hace dudar sobre la conveniencia de la primera opción y la falta de infraestructura dificulta avanzar con la segunda alternativa ya que habría que construir un gasoducto.
La situación de Bolivia preocupa cada vez más a Argentina y Brasil. En los últimos días conseguir combustible en el país del Altiplano se convirtió en una odisea y el presidente de la petrolera estatal YPFB, Armin Dorgathen, confesó que no tenía dinero los dólares para importar nafta y gasoil para cubrir la mitad de la demanda habitual.
La tensión escaló a tal punto que el presidente Luis Arce salió a negar que tenga pensado dejar su cargo. “No vamos a renunciar. Hemos enfrentado hasta golpes de Estado en esta misma Casa Grande del Pueblo, y nosotros estamos fieles al cumplimiento del mandato popular expresado en las urnas y la Constitución”, aseguró Arce en un mensaje televisado en el que presentó su plan para enfrentar la emergencia.
La exportación de gas natural a través de Bolivia es una de las opciones que tiene mayores chances.
Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que la decisión final sobre qué opción es mejor para exportar gas a Brasil no será de los gobiernos sino de los privados, tanto productores, transportistas como los clientes del lado brasileño. La tarea de los funcionarios se limita supuestamente a facilitar desde el punto de vista regulatorio cualquiera de las opciones que se elijan. Sin embargo, otras fuentes consultadas por este portal remarcaron que la cuestión geopolítica no estará ausente al momento de tomar una decisión y eso podría terminar jugando a favor de la primera opción porque Itamaraty no va a dejar a Bolivia sin nada arriesgándose a que se profundice su inestabilidad.
La demanda de los clientes privados brasileños también incidirá en la decisión. Si el gas llega por Bolivia la demanda es fundamentalmente de petroquímicas y generación eléctrica, mientras que por Uruguayana es solo para generación eléctrica reemplazando GNL.
Esta negociación con Brasil contempla solo las alternativas de transporte de gas por tierra, pero además se está evaluando exportarles GNL por barco, como parte del plan destinado a que Argentina se convierta en un proveedor mundial de ese insumo cuando se instalen los primeros busques de licuefacción.
La Casa Blanca dijo que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, y su homólogo ucraniano, Volodímir Zelenski, llegaron a un acuerdo hoy durante una conversación telefónica sobre “un cese al fuego parcial en energía” entre Rusia y Ucrania.
Los dos líderes discutieron la situación en Kursk y “acordaron compartir de manera estrecha información entre su respectivo personal de defensa a medida que evoluciona la situación en el campo de batalla”, se indicó en una declaración de la Casa Blanca.
Durante la conversación telefónica, Zelenski pidió sistemas de defensa antiaérea adicionales, en particular sistemas de misiles Patriot, indicó la declaración.
“El presidente Trump acordó trabajar con él para determinar lo que está disponible, sobre todo en Europa”, agregó la declaración.
Trump también discutió el suministro eléctrico y las centrales nucleares de Ucrania y dijo que Estados Unidos “podría ser muy útil para manejar tales centrales” y que “la propiedad estadounidense de esas centrales sería la mejor protección de esa infraestructura y un apoyo para la infraestructura de energía de Ucrania”.
Por su parte, Zelenski publicó en la red social X que aceptó un cese al fuego de los ataques contra energía e infraestructura durante una conversación telefónica con Trump.
“Uno de los primeros pasos hacia la plena finalización de la guerra podría ser acabar con los ataques contra infraestructura civil y de energía. Apoyo esta medida”, afirmó.
El fondo de inversión Inverlat, junto con la familia Neuss y los empresarios Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, adquirieron las distribuidoras eléctricas EDET (Tucumán) y Ejesa (Jujuy), además de la central hidráulica Potrerillos en Mendoza y la transportadora Litsa.
La compra se realizó al fondo BAF Capital, aunque no se informó el monto de la operación. Los nuevos accionistas anunciaron un plan de inversiones de US$400 millones para expandir y modernizar la infraestructura eléctrica en el país.
Para Inverlat, dueño de Havanna y Aspro, esta adquisición marca su regreso al sector eléctrico tras 14 años. En el pasado, el grupo había vendido la distribuidora de Río Negro a la familia Neuss, con la cual ahora vuelve como socia. El fondo apuesta al crecimiento de la demanda energética impulsada por el desarrollo minero y el avance de la inteligencia artificial, sectores que requerirán cada vez más electricidad y gas para su expansión.
La operación de EDET y Ejesa quedará a cargo de la familia Neuss, que ya administra la distribuidora de Río Negro Edersa. Para Cherñajovsky y Galli, principales directivos de Newsan, esta incursión representa su debut en el sector eléctrico. Newsan, conocida por su producción de artículos electrónicos en Tierra del Fuego y su negocio de exportación de mariscos, ahora amplía su influencia en la industria energética del país.
Los nuevos dueños destacaron su visión optimista sobre el futuro del sector y la economía argentina. Consideran que la disponibilidad de gas y electricidad crecerá y que será clave para el desarrollo de la minería y la tecnología, además de la expansión de las líneas de transmisión.
También remarcaron que esta compra marca el regreso de empresarios locales al control de activos estratégicos, reemplazando a los fondos financieros que los manejaban hasta ahora.
El costo promedio de los servicios públicos para un hogar representativo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) volvió a aumentar en marzo tras la merma de febrero, al trepar un 7,7% frente al mes pasado, de acuerdo a un reporte elaborado por el Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP a cargo de la UBA-Conicet.
El informe expuso que en marzo un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, gasta $146.641 al mes en cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable en el hogar, lo que implica un 7,7% más que en febrero, cuando se alcanzó un costo de $136.104 por la reducción del 6% frente a enero.
Al argumentar la suba, el IIEP sostuvo que “lo explica tanto los incrementos en los cuadros tarifarios de todos los servicios públicos como un aumento en las cantidades consumidas de energía eléctrica y gas natural conforme a las variaciones estacionales”.
Al detallar la realidad de cada servicio, precisó que en lo que respecta al agua “se incrementa el cuadro tarifario a la vez que el consumo se ajusta por cantidad de días del mes” indicando que “marzo con 31 días marca una diferencia importante en el costo respecto los 28 días contabilizados en febrero”.
En cuanto al gas, especificó que “se modifica el cuadro tarifario, aumentó 1,7% el cargo fijo y 1,7% el cargo variable, a la vez que se incrementan levemente las cantidades consumidas por estacionalidad”, mientras que en el caso de la energía eléctrica, puntualizó que “se incrementó el consumo de energía eléctrica respecto del mes anterior sumado al aumento en los cuadros tarifarios, 2,5% en el cargo variable”.
Por el lado de los colectivos, el reporte recordó que se produjo un aumento del 10% en el valor del boleto en el AMBA para el mes de marzo, impactando en el gasto final que le demanda a los usuarios utilizar el transporte público.
En la comparativa interanual, reflejó que el costo de la canasta total se incrementó 92% a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua”, quedando por encima de la inflación estimada en el REM del Banco Central, ya que precisó que “el nivel general de precios tuvo un incremento del 54% en igual periodo”.
En la desagregación interanual por servicio, el estudio manifestó que “se observa que el incremento más importante fue en la factura de gas con un aumento del 537% respecto a marzo de 2024 y en agua con el 330%”. En tanto que la electricidad y el transporte experimentan variaciones mucho menores, del 46% y 45%, respectivamente.
Sobre este contraste, expresó que en marzo “se observan marcadas divergencias en las tasas de variación interanual de los gastos en servicios”, explicando que se debe a que “los aumentos tarifarios más significativos se realizaron en diferentes momentos entre diciembre de 2023 y junio de 2024”.
En la misma línea, señaló que “el incremento interanual en la canasta de los servicios públicos implica que 30 puntos porcentuales, de los 92 totales, lo aportó el gasto en agua mientras que energía eléctrica, gas y transporte aportaron 15, 23 y 24 puntos porcentuales respectivamente”.
Al medir el comportamiento de las tarifas desde la asunción de la administración de Javier Milei hasta la actualidad, el IIEP reveló que “en los 16 meses que van desde diciembre de 2023 a marzo de 2025 la canasta de servicios públicos del AMBA se incrementó 429% mientras que el nivel general de precios lo hizo en 133%”.
Por otra lado, aportó que “en los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 54% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 46% restante” aunque aclaró que “esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios”.
En este punto, advirtió que “la cobertura tarifaria de los costos de la canasta de servicios aumentó levemente luego de permanecer estable en los últimos cinco meses”, precisando que “en marzo es 9 p.p. superior al promedio de los últimos 16 meses (46%) y se ubica en valores similares a los de octubre de 2024”.
El informe también evaluó el peso de las tarifas en los sueldos puntualizando que “la canasta de servicios públicos del AMBA de marzo representa el 11,3% del salario promedio registrado estimado del mes de marzo”.
En este sentido, afirmó que “el peso del transporte representa el 41% del gasto y es significativamente más elevado respecto de los restantes servicios”, remarcando que “el gasto en transporte es superior a la suma del gasto en gas y electricidad”.
FES Caribe 2025 se prepara para reunir a las empresas más influyentes del sector energético y a los principales tomadores de decisión de Centroamérica y el Caribe, en un evento de alto impacto que se celebrará el 2 y 3 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo. Con una agenda centrada en el desarrollo de energías renovables y almacenamiento energético, el encuentro consolidará espacios de networking y análisis técnico que impulsarán nuevas oportunidades de negocio en toda la región.
Uno de los grandes diferenciales de esta edición será la participación de más de 30 empresas partners, que representan la vanguardia tecnológica y operativa del sector. Han confirmado su presencia Sungrow, JA Solar, Seraphim, Catl, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS y BLC Power Generation, consolidando a FES Caribe como el evento empresarial más importante del sector energético en Hispanoamérica.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas disponibles:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
¿Qué es FES Storage y qué temáticas se abordarán?
En el marco del evento, tendrá lugar la primera edición de FES Storage Caribbean, una jornada exclusiva dedicada al almacenamiento energético, uno de los segmentos con mayor proyección en los mercados de la región. FES Storage es la nueva unidad de negocios de Future Energy Summit enfocada en crear espacios especializados de debate y vinculación para fabricantes, desarrolladores, utilities, inversores y organismos reguladores que impulsan el despliegue de BESS (Battery Energy Storage Systems).
Durante la jornada, se abordarán paneles estratégicos como:
“El rol del almacenamiento en el nuevo modelo energético dominicano”, con la participación de actores clave del sector público y privado nacional.
“BESS en la planificación energética regional: evolución regulatoria y nuevas oportunidades”, donde se analizarán los marcos normativos en países como Guatemala, Honduras y Panamá.
“Casos de éxito, financiamiento e innovación tecnológica en almacenamiento energético”, con experiencias concretas del Caribe y nuevas alianzas internacionales.
“Integración de renovables con baterías: ¿cómo diseñar proyectos bancables y resilientes?”, una discusión técnica para optimizar modelos híbridos de generación.
Con estas sesiones, FES Storage Caribbean posiciona a Santo Domingo como epicentro de los avances tecnológicos y regulatorios que definirán el despliegue de almacenamiento en toda la región, en un contexto donde el crecimiento de las renovables exige soluciones de respaldo cada vez más robustas.
FES Caribe 2025 será una oportunidad única para construir alianzas estratégicas entre compañías líderes, actores financieros y autoridades regulatorias, con una participación esperada de más de 500 referentes del sector.
El almacenamiento con baterías emerge como uno de los pilares de la transición energética en Latinoamérica, y su impulso será el tema central del nuevo webinar organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.
El evento virtual, titulado “Storage: Oportunidades en Latinoamérica”, se llevará a cabo el próximo martes 23 de abril, y reunirá a representantes de empresas líderes para analizar las claves del desarrollo del sector, los modelos de negocio más rentables y los desafíos que aún persisten en la región.
La actividad comenzará a las 8 h (México), 9 h (Colombia y Panamá), y 11 h (Argentina, Chile y Uruguay). La participación es gratuita y los interesados ya pueden registrarse a través del siguiente enlace: Inscríbete ahora.
Oportunidades para acelerar el almacenamiento con baterías
El primer panel, programado para las 9 h (hora Colombia), se titula “El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión”, y reunirá a referentes del sector que compartirán su visión sobre cómo acelerar proyectos de almacenamiento energético con baterías en los distintos mercados de la región.
Se pondrá el foco en el rol estratégico que puede asumir esta tecnología para garantizar la estabilidad de la red y aumentar la participación de renovables. Además, se debatirá sobre qué países concentran actualmente las mayores oportunidades y cuáles están comenzando a emerger como nuevos polos de inversión en el corto plazo.
Fabricantes, desarrolladores y generadores expondrán cómo adaptan sus estrategias para capitalizar el crecimiento del almacenamiento, identificando modelos de negocio viables en función de las condiciones regulatorias, tarifarias y tecnológicas de cada país.
Modelos de negocio, financiamiento e incentivos en el centro del debate
A las 9:45 h (Colombia) tendrá lugar el segundo panel: “Modelos de negocio y financiamiento para proyectos de almacenamiento”, enfocado en los desafíos económicos y regulatorios que enfrenta el sector para avanzar en nuevas iniciativas.
Los panelistas analizarán los beneficios que ofrece el almacenamiento tanto para el sistema eléctrico como para el mercado, y discutirán cuáles son los esquemas comerciales más rentables para diferentes tipos de proyectos.
Un eje destacado será el análisis de las estrategias de monetización y financiamiento necesarias para escalar proyectos de gran tamaño, especialmente en contextos donde los incentivos actuales son limitados.
En este sentido, se tomará como ejemplo el caso de Chile, donde el crecimiento del almacenamiento depende en gran parte de la implementación de nuevos mecanismos de incentivo que aseguren su sostenibilidad a largo plazo.
«Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se posiciona como un espacio clave para obtener una visión integral del mercado del almacenamiento, conocer las experiencias de los principales actores del sector y anticipar tendencias clave para los próximos años.
El sector del almacenamiento energético está experimentando un crecimiento acelerado y Risen Energy, fabricante Tier One líder en tecnología HJT de módulos fotovoltaicos, no es ajeno a esta transformación. La compañía ha consolidado su presencia en el mercado global también con soluciones de almacenamiento y una capacidad de producción en expansión tras la adquisición de SYL, ahora Risen Storage.
“No somos un fabricante más de paneles que se incorpora a este negocio, tenemos un track record muy importante”, aseguró Juan Gattoni, director global de Cuentas Estratégicas de Risen, durante su participación en el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina).
En 2018, Risen inauguró su primera fábrica de baterías en China, alcanzando hoy una capacidad de producción de 15 GWh anuales. Con un track record de más de 3,5 GWh ya conectados a la red, la compañía se proyecta como un actor clave en la expansión del almacenamiento energético a nivel global.
“Todo lo que es 2024 y los pedidos para 2025 duplican nuestro track record que ya teníamos en ocho años”, reveló el ejecutivo, destacando el impacto exponencial de la demanda en este sector.
El crecimiento de Risen Energy en almacenamiento se extiende a diversas regiones del mundo. “Hoy somos top 1 en el Reino Unido y top 5 en Estados Unidos”, señaló Gattoni, agregando que la empresa ya trabaja con ERCOT en Texas y con la red de California, lo que le ha permitido acumular experiencia en climas extremos.
En Latinoamérica, la compañía ha consolidado su presencia en mercados clave como Chile y México, mientras que en Argentina la reciente licitación de almacenamiento AlmaGBA ha despertado un fuerte interés. Esta convocatoria, lanzada en febrero de 2025 por la Secretaría de Energía, busca adjudicar 500 MW en sistemas BESS en la red de Edenor y Edesur, con el objetivo de estabilizar el sistema eléctrico del AMBA y evitar cortes en los próximos veranos.
Gattoni advierte que el mercado de almacenamiento en Argentina es aún incipiente, pero que las expectativas de crecimiento son altas. “Hoy estamos brindando capacitación a todos nuestros clientes para transitar este camino juntos”, comenta, enfatizando que el desconocimiento técnico y la falta de experiencia en la construcción de sistemas BESS son algunos de los retos a superar.
Más oportunidades de negocios en fotovoltaica
Desde hace años, Risen tomó la decisión estratégica de invertir en tecnología HJT, una jugada que ahora le permite cosechar los beneficios de economías de escala y el desarrollo de productos de alta eficiencia. “Nuestro enfoque es muy claro: buscamos brindar soluciones y paneles de alta tecnología que realmente impacten y generen un diferencial en un mercado muy comoditizado”, destaca Gattoni.
En cuanto a la tecnología HJT, la compañía considera que su propuesta es la más avanzada del mercado. “Hoy estamos ofreciendo paneles de 730 W con coeficientes de temperatura superiores a la tecnología TOPCon, lo que genera un beneficio notable en grandes proyectos”, explica Gattoni.
Además, los módulos de Risen cuentan con un coeficiente de bifacialidad del 90% (frente al 80% de TOPCon), degradación lineal de 0,3% a partir del segundo año (comparado con el 0,4% en tecnologías convencionales) y opciones de marcos en aleación de acero, que mejoran la resistencia mecánica, minimizan la rotura de cristales y reducen la aparición de hotspots, lo que se traduce en mayor productividad.
El almacenamiento de energía se está convirtiendo en una pieza clave para la transición energética en México, permitiendo mayor flexibilidad en la red eléctrica y garantizando la estabilidad del suministro. En este contexto, Quartux apuesta por soluciones basadas en baterías para acelerar este proceso y beneficiar tanto a grandes consumidores como a usuarios residenciales.
Alejandro Fajer, CEO de Quartux, resaltó durante Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), que el almacenamiento es «el gran catalizador» de la transición energética, para que se pueda llegar a abastecer de más energía limpia y barata.
Según Fajer, la estabilidad de la red es el cuello de botella que impide una mayor penetración de tecnologías renovables como eólica y solar. «Si no tenemos una red eléctrica lo suficientemente robusta para protegerse de estas variaciones de oferta y demanda, la transición no puede acelerarse», advirtió.
La solución a corto plazo, señala el CEO de Quartux, es el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía. «Ya se tienen la base regulatoria y los modelos financieros que hacen viables estos proyectos, tanto del lado del consumidor como del generador», explicó.
En este sentido, la empresa ofrece sistemas de almacenamiento en todas las modalidades: desde standalone hasta integrados con parques solares y eólicos en el mercado mayorista, además de soluciones híbridas delante o detrás del medidor para clientes industriales.
Quartux ha implementado con éxito sistemas de almacenamiento en diversos sectores en México. Un ejemplo destacado es con un usuario industrial en Querétaro que instaló su primer sistema de almacenamiento en 2017. En aquel momento, el esquema energético del cliente era completamente distinto al actual. Sin embargo, gracias a la flexibilidad del software propietario de Quartux, fue posible adecuar la solución a los cambios en su consumo, las regulaciones y la calidad de la energía recibida.
Flexibilidad operativa no es lo único que ofrecería esta compañía. En el marco del panel de debate de FES Mexico denominado «El impulso privado al sector renovable: tecnología, inversión y grandes consumidores», Fajer subrayó que Quartux ha diseñado esquemas flexibles de financiamiento, que permiten a las empresas acceder a almacenamiento sin comprometerse con deudas a largo plazo.
En lugar de modelos de pago rígidos, la compañía ha optado por alianzas con grandes consumidores, asegurando que el pago esté condicionado a los beneficios generados. «Tú no me tienes que pagar, si no te estoy generando un beneficio», enfatizó.
Para el CEO de Quartux, la clave está en apostar por modelos innovadores de almacenamiento que aceleren la transición energética permitiendo la integración eficiente de las energías renovables, gestionar su intermitencia y fortalecer la red.
«Deberíamos todos estar buscando este tipo de soluciones a corto plazo de alto impacto que puedan acelerar la transición hacia un hacia un mix renovable», concluyó Alejandro Fajer.
GCL se posiciona como uno de los principales actores del mercado solar global, apuntalado por su integración vertical y su apuesta por tecnologías de bajo impacto ambiental. Desde la dirección de la compañía afirman que el futuro de la industria pasa por soluciones con menor huella de carbono y mayor rendimiento, lo que guía su estrategia de negocios a nivel global.
“GCL es el octavo fabricante del mundo de paneles solares, pero quizá lo más importante es que somos una de las tres únicas empresas que estamos verticalmente integradas”, destacó Enrique García, director para Latinoamérica e Iberia de GCL. Esto implica que la empresa produce su propio silicio, lo vende a competidores y reserva parte para su propia fabricación de módulos.
La integración vertical se ha convertido en el principal blindaje frente a la volatilidad del mercado. Según explica el ejecutivo, “estar verticalmente integrado es fundamental, principalmente porque te permite adelantarte a los acontecimientos que están ocurriendo”. La capacidad de prever el comportamiento del mercado de silicio llevó a la compañía a ajustar su producción de módulos con esta tecnología: “30 GW era más que suficiente debido a que el mercado no va a absorber tanto”.
Además de su liderazgo como fabricante, GCL es la quinta utility más grande de China, con operaciones en oil & gas, exportaciones de recursos naturales y fábricas tanto dentro como fuera del país asiático. “Estamos haciendo centrales de polisilicio y de construcción de módulos fuera de China para mercados como el americano, el europeo y el indio”, indicó García.
Tecnología FBR como compromiso por la sostenibilidad
Una de las apuestas clave de la empresa es la tecnología FBR (lecho fluidizado), que compite con el tradicional método Siemens. A pesar de su menor tiempo en el mercado, FBR ya muestra claras ventajas operativas y ambientales.
“La ventaja del FBR sobre Siemens es que generamos un 65% menos de huella de carbono, consumimos menos electricidad, requerimos menos mano de obra”, subrayó el director regional.
La trazabilidad y sostenibilidad están en el centro del negocio. “Estamos trabajando para conseguir que la fabricación de paneles solares afecte lo menos posible a la contaminación”, agregó el directivo.
Este enfoque ha permitido que GCL incorpore códigos QR en cada panel que detallan su impacto ambiental, orientados a facilitar el intercambio de bonos verdes.
Transformación tecnológica y estrategia de futuro
GCL proyecta un cambio clave en el corto y mediano plazo con la entrada en juego de los módulos tándem. “Vemos un cambio de tecnología en el próximo año y medio o dos años en una fusión perovskita tándem silicio para llegar a un 30% o 32% de eficiencia”, indicó García, revelando además que la empresa ya cuenta con paneles certificados con esta tecnología y se encuentra en fase de ensayos para su producción masiva.
El objetivo es claro: “Aumentar la eficiencia por área”. En paralelo, la compañía apunta a garantizar la trazabilidad de su cadena de producción y mantener la estabilidad de oferta en un contexto de sobrecapacidad global. “Estamos viendo que están desapareciendo pequeños jugadores, pero también en los grandes hay problemas. Nuestro factor de utilización de planta es del 85%, diez puntos más que el siguiente”, advirtió el ejecutivo.
Para GCL, la estabilidad operativa es una fortaleza clave: “Nuestro objetivo es mantenernos en nuestros 30 GW. No es una capacidad pequeña, es suficiente para abastecer a mucha gente, pero sobre todo dar una seguridad a nuestros clientes”. En esa línea, García enfatiza el compromiso a largo plazo de la compañía: “Queremos estar con vosotros dentro de 30 años. Para nosotros, un cliente no es un cliente, es un socio a largo plazo”.
Estrategia regional y el potencial argentino
Consultado en Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) por el papel de Argentina en su estrategia regional, García identificó un gran potencial de crecimiento. “Es un país que tiene demanda energética, tiene capacidad. Es verdad que las redes de transmisión tienen que ser mejoradas”, señala. En ese sentido, la compañía está invirtiendo en talento local para ofrecer atención cercana y planea diversificar su oferta de productos en la medida que el mercado madure.
La clave para liberar ese potencial, indica, está en la estabilidad normativa: “Todo país lo que necesita para crecer es tener unas normas muy claras, una legislación muy clara y una seguridad. Cuando consigamos tener todo perfectamente alineado, el crecimiento de Argentina será brutal”.
Respecto a la competitividad energética, el director sostuvo que bajar los costos es determinante: “En los costes industriales hay tres factores muy importantes: la mano de obra, la materia prima y la energía. Si conseguimos una energía más barata, vamos a conseguir un país mucho más competitivo”.
Durante su participación en FES Argentina, García además compartió una serie de prioridades qué atender dirigidas al Gobierno nacional para dinamizar el sector solar. En primer lugar, destacó la necesidad de invertir en infraestructura: “Creo que la transmisión es clave, pero no solo en Argentina. Todos los países tienen el mismo problema: la proyección de las líneas de transmisión no se adecúa a la velocidad de instalación de parques solares o eólicos”.
Finalmente, propuso liberar aún más el mercado eléctrico para facilitar inversiones: “Dejar que haya contratos privado con privado de forma más ágil. Cuanto más se flexibiliza, más baja la energía, menos coste tiene para el usuario porque hay muchísima más oferta”, concluyó.
Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web para mujeres de más de 18 años.
Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics, Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.
Pueden anotarse mujeres que viven en las localidades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.
El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 26 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org
Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.
YPF, la petrolera bajo control estatal, y la Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético de Corporación América, firmaron el acuerdo mediante el cual la compañía que preside Hugo Eurnekian ingresará en el área de Aguada del Chañar, en Vaca Muerta, para impulsar el desarrollo del no convencional.
El acuerdo implica la adquisición por parte de CGC del 49% de participación en el bloque, manteniendo YPF el 51% y la operación del área. Aguada del Chañar contiene dos yacimientos: Loma Colorada (gas) y Bosque Chañar (petróleo).
“Esta alianza estratégica refleja el compromiso entre ambas empresas por el crecimiento sostenible en la producción de recursos no convencionales en Argentina”, destacaron desde las compañías a través de un comunicado difundido en la tarde de este viernes.
Alianza
Hugo Eurnekian, presidente de CGC destacó que “el ingreso de CGC a Vaca Muerta representa uno de los hitos de crecimiento más relevantes en su historia y una nueva inversión en el país por parte de Corporación América. A partir de ahora CGC está presente en las tres cuencas productivas más importantes de Argentina. El conocimiento que adquiramos en Vaca Muerta será trasladado al desarrollo del potencial de Palermo Aike en Santa Cruz”.
Por su parte, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó: “Estamos convencidos que tenemos que generar asociaciones y sinergias entre todos los actores de la industria para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador de energía. Sumar a CGC a este proyecto es una gran satisfacción”.
Hugo Eurnekian, presidente de CGC; y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF
La alianza entre las petroleras comenzó en 2023 con la exploración de Palermo Aike, yacimiento ubicado en Santa Cruz, considerado como el segundo recurso shale de la Argentina en importancia. El objetivo de este nuevo trabajo en conjunto en la Vaca Muerta es maximizar las sinergias entre ambas compañías, según precisaron.
Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web. La iniciativa está destinada a mujeres de más de 18 años.
Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics, Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.
Desarrollo
Pueden anotarse mujeres que viven en las localidades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.
El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 26 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org
Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.
Capacitación
En la edición de 2024 participaron más de 850 mujeres, de once localidades, quetambién realizaronuna serie de cursos de programación y diseño web gratuitos.
La gira conjunta de Solis, LONGi y Pylontech permitirá demostrar cómo la integración de sus tecnologías puede potenciar sistemas solares en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales:
