Comercialización Profesional de Energía

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Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.

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Gas: Ya hay una quincena de contratos avalados para exportar a Brasil

Se trata de acuerdos entre productoras e industriales que tienen el visto bueno de Nación. Esperan que en breve puedan darse los primeros despachos. La obra de la Reversión del Gasoducto Norte, y el marcado crecimiento de la producción de Vaca Muerta, llevaron a que durante el año pasado y lo que va de este año, crezca el interés de los industriales brasileños por contar con una parte del shale gas. En este artículo repasaremos los contratos de exportación sellados, los potenciales volúmenes y su estado. Sucede que, más allá de las notables diferencias que tienen los mercado energéticos brasiñelo […]

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Informes: Morgan Stanley destaca las inversiones en oil & gas en Argentina y advierte sobre riesgos regulatorios

El informe privado destaca que las acciones petroleras argentinas han mostrado un rendimiento excepcional en los últimos dos años, con un crecimiento promedio del 160%. El sector energético de Argentina sigue atrayendo la atención de inversores internacionales, especialmente de Morgan Stanley, que recientemente destacó el potencial del país en este mercado. Un informe publicado por la agencia Bloomberg señala que a pesar de una reciente toma de ganancias en las acciones petroleras, el banco estadounidense subrayó que aún existen oportunidades interesantes en el mercado, particularmente en empresas vinculadas al petróleo, aunque con un enfoque más cauteloso hacia los activos regulados, […]

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Eventos: Expoagro en Santa Fe reunió a la mesa de gas, petróleo y minería

Durante el encuentro se dio a conocer la agenda de ferias nacionales e internacionales del rubro y se anunció el lanzamiento de la Academia de Proveedores de YPF. También se presentó un financiamiento especial para el sector. En el marco de Expoagro 2025, se llevó a cabo el primer encuentro del año de la Mesa de Gas, Petróleo y Minería de Santa Fe. La actividad, que reunió a más de 70 industriales del sector, fue encabezada por el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini; quien estuvo acompañado por el secretario de Desarrollo Industrial, Guillermo Beccani. Las autoridades presentaron una agenda […]

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Gas: En Santa Fe por primera vez se utilizará un colectivo 100% GNC

La provincia autorizó el uso de la unidad durante 15 días para el servicio que cubre Santa Fe – San Justo. La iniciativa se da en el marco de un programa orientado a promover el uso de tecnologías innovadoras y sostenibles. Se trata de una unidad de la empresa El Norte S.A que podrá utilizarse -en comodato con Scania Argentina SAU- durante 15 días En el marco de un programa orientado a promover el uso de tecnologías innovadoras y sostenibles en el transporte automotor de pasajeros, el Gobierno de Santa Fe, a través de la Secretaría de Transporte y Logística […]

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EVENTOS: EL FUTURO ENERGÉTICO Y ECONÓMICO, EJE DEL FORO INTERNACIONAL EN BUENOS AIRES

El evento se dará en la antesala de una nueva revisión del FMI, lo que genera expectativas sobre las definiciones que pueda brindar el ministro de Economía. El Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA) reunirá este martes a funcionarios, empresarios e inversores para debatir sobre el futuro energético y las oportunidades económicas en Argentina y la región. La apertura del evento estará a cargo del viceministro de Economía, Pablo Quirno, en un contexto donde crece la expectativa por los avances del Gobierno en materia económica y su relación con el Fondo Monetario Internacional (FMI). El evento, que se desarrollará […]

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ACTUALIDAD: LA INTELIGENCIA ARTIFICIAL TRANSFORMA EL SECTOR EMPRESARIAL ARGENTINO

Un estudio revela que el 81% de las empresas de Argentina tiene una percepción positiva sobre la IA, pero aún enfrenta barreras en su implementación. El avance de la Inteligencia Artificial (IA) en el mundo corporativo argentino es innegable. Cada vez más empresas incorporan herramientas impulsadas por IA para optimizar procesos, mejorar la atención al cliente y aumentar la eficiencia operativa. Ante esta situación, pese a la creciente adopción, la falta de claridad en su implementación y la escasez de talento capacitado siguen siendo desafíos clave. Un reciente estudio realizado por SAP, sobre el impacto de la IA en Argentina, […]

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Tenaris incorporó un tercer set de fractura hidráulica en Vaca Muerta

Tenaris, la compañía metalúrgica y de servicios petroleros perteneciente al Grupo Techint, sumó un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta para impulsar el desarrollo de la formación. El proyecto implicó una inversión de 110 millones de dólares.

La inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing. El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina, remarcaron desde la empresa.

“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.

Operación

El nuevo set de fractura contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.

“Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta”, aseveraron desde la firma.

En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año. Frente a este escenario, desde la empresa concluyeron que “Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones”. 

, Redaccion EconoJournal

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Future Energy Summit convoca a acelerar la transición energética de Centroamérica y el Caribe

Future Energy Summit, la gira de conferencias internacionales organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, presenta una nueva edición del Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES CA&C o FES Caribe).

Este encuentro, que se caracteriza por ser el más convocante de profesionales de las energías renovables, se desarrollará el 2 y el 3 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

PARTICIPAR DE FES CA&C

La elección del lugar es clave. República Dominicana da señales claras de aumentar su renovabilidad. De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, la capacidad nominal instalada a enero del 2025 asciende a 2119 MW (entre hidro, solar, eólica y biomasa) y su crecimiento interanual está marcado por un incremento concreto de la capacidad solar y eólica que a la fecha registra 1033 MW de capacidad solar y 433 MW de eólica, solo en el SENI.

Estos valores irían en alza durante este año y los venideros. Según reporta la Comisión Nacional de Energía (CNE), de los proyectos candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), el 66% de la capacidad proyectada corresponde a centrales renovables, alrededor de 4,500 MW.

Aquello no sería todo. En el segmento de generación distribuida, las instalaciones fotovoltaicas aportan 427,05 MWp de capacidad bajo el programa de medición neta, distribuidos por kWp instalado entre el segmento residencial (25,32%), comercial (17,47%) e industrial (57,21%).

PARTICIPAR DE FES CA&C

FES CA&C iría por más. Este año, los espacios de networking no sólo impulsarán sinergias y nuevos negocios a nivel local, se espera la asistencia de más de 500 profesionales de plazas estratégicas de Centroamérica y el Caribe que promoverán inversiones renovables para acelerar la transición energética en toda la región.

Mientras República Dominicana y Puerto Rico serán los mercados del Caribe que más representatividad tengan en FES CA&C; también llegarán desde países centroamericanos como Guatemala y Panamá altos referentes del ámbito público y privado energético.

Guatemala ya cuenta con los términos de referencia de la licitación que sería la más grande y sostenible de su historia, lo que está captando el interés de inversores locales y extranjeros. Por su parte, Panamá cuenta con un calendario de convocatorias de suministro de corto y largo plazo en agenda muy atractivas pero retadoras para ser ejecutadas a partir de este año.

Es por ello que esta edición de FES trae una agenda temática renovada con un enfoque en las oportunidades de inversión y armonización regulatoria para aprovechar todo el potencial de generación renovable y además de almacenamiento energético de toda la región.

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Almacenamiento como aliado para la transición energética

FES Storage, nueva unidad de negocios de Future Energy Summit (FES), brindará una sesión exclusiva de debate sobre almacenamiento de energía durante el encuentro del 2 y 3 de abril en República Dominicana.

Las reglas del juego en el mercado eléctrico dominicano ya están trazadas para estas tecnologías. La Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en regulación y normativa asociada a estas alternativas de almacenamiento en atención a la creciente participación de energías renovables en la red.

Entre ellas, la CNE emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024 que tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.

República Dominicana no sería el único país del Caribe en avanzar en este campo. Todas las islas y archipiélagos de esta región están requiriendo estas soluciones tecnológicas no sólo para almacenamiento de energía sino también para brindar servicios como regulación de frecuencia y voltaje, arranque en negro, entre otros.

En este contexto, Puerto Rico es de los más atractivos para el despliegue de almacenamiento y lo demuestra con grandes hitos alcanzados recientemente: la Virtual Power Plant (VPP) más grande de Latinoamérica; cuatro tramos de licitaciones públicas RFP (Request For Proposal) de energías renovables y almacenamiento; así como promover contratos entre privados en BESS, como aquel entre Genera y Tesla por 430 MW de capacidad equivalente de baterías en facilidades distribuidas alrededor del archipiélago.

Aquello que ya es una realidad en el Caribe, se está empezando a vivenciar en Centroamérica. Países como Costa Rica, Guatemala, Honduras y Panamá, han lanzado durante el 2024 sus propuestas de regulación y normas técnicas de almacenamiento para avanzar en este campo. De hecho, Honduras este mes ha adjudicado su primer proyecto BESS e iría por más, abriendo nuevas puertas a inversores en este campo.

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Cambios en las bandas horarias podrían catalizar negocios de energía solar en Guatemala

La Resolución CNEE-85-2025 publicada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha generando voces a favor y en contra al proponer una actualización a las bandas horarias que definen los períodos de máxima, media y mínima demanda eléctrica.

Esta medida, emitida el 4 de marzo de 2025 y solicitada por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), responde a la necesidad de alinear la estructura tarifaria con los patrones reales de consumo energético, y busca garantizar la eficiencia operativa y la estabilidad del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Uno de los cambios más significativos es la extensión del horario punta —el de mayor costo para los usuarios— al mediodía, específicamente de 10:00 a 12:59 horas, además del tramo vespertino de 18:00 a 20:59 horas. Este ajuste, que entrará en vigor el 1 de mayo de 2026, podría representar una oportunidad sin precedentes para los proyectos solares fotovoltaicos, cuya producción máxima coincide con la nueva franja de alta demanda y alto precio.

cambios en bandas horarias - normativa electrica de Guatemala

nuevas bandas horarias - normativa electrica de Guatemala

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Fuente: Leonardo David – LinkedIn

Coincidencias sobre oportunidades para la energía solar

Desde el sector privado renovable, la resolución ha sido interpretada como una palanca para impulsar el desarrollo de la energía solar, particularmente a nivel de autoconsumo y contratos de compraventa de energía (PPA).

Bryan Omar Argueta Sosa, director de proyectos solares de Enertiva, destacó en su perfil de LinkedIn que “Para los proyectos solares, esto optimiza su rentabilidad, ya que la energía generada se consume o vende en la franja de mayor precio”. Además, puntualizó que este cambio plantea interrogantes estratégicos para los consumidores industriales y comerciales: “Para la gestión de la demanda, esto abre la discusión sobre cómo las empresas pueden adaptarse: ¿Autoconsumo solar? ¿Contratos PPA? ¿Optimización del consumo?”, observó, sugiriendo que la nueva realidad tarifaria incentivará a los usuarios a rediseñar sus estrategias energéticas.

En este escenario, para Argueta Sosa, el autoconsumo solar se perfila como una “estrategia clave para mitigar el impacto tarifario”, al igual que los contratos PPA y Generación Distribuida Renovable (GDR) para acceder a energía sostenible en este horario. Sin embargo, también alertó sobre el potencial estrés que podría sufrir la red eléctrica si crece de forma acelerada la generación distribuida, advirtiendo que esto “podría llevar a futuras restricciones en la inyección de energía”.

Haciendo eco de aquel análisis, Leonardo David, consultor de financiamiento de proyectos en Solar One Energy, coincidió con la visión de Argueta al señalar que “con las nuevas bandas horarias publicadas por la CNEE en Guatemala, el horario punta de mediodía coincide exactamente con las horas pico de generación solar. Los consumidores con tarifas horarias que instalen paneles solares ahora lograrán un mayor retorno financiero. Antes de este cambio, toda la generación solar caía dentro del horario intermedio”.

De acuerdo con la lectura preliminar de David, con la generación solar dentro del horario punta, los retornos de inversión mejoran. David incluso considera que este cambio podría también beneficiar indirectamente a instalaciones híbridas con almacenamiento: “Los sistemas de baterías, aunque siguen siendo costosos, también podrían mostrar un mejor escenario financiero”.

Ambos expertos subrayan que la nueva normativa es una señal clara para que industrias y comercios prioricen inversiones en eficiencia energética, generación distribuida y tecnologías de respaldo, como el almacenamiento.

Visión operativa y desafíos regulatorios

Desde una óptica más enfocada en la operación del sistema eléctrico, Ernesto Solares Tellez, director general de GT Energía, subrayó la magnitud del reto para adaptar estos cambios. “El Operador del Mercado Eléctrico en Guatemala enfrenta un desafío crítico en la adaptación de la normativa vigente para integrar las nuevas bandas horarias”, aseguró, y enumeró varios aspectos clave: desde la necesidad de mejorar los modelos de predicción de la demanda y la optimización de la programación de generación, hasta la gestión de congestión en la red y la actualización de los procedimientos de liquidación.

La implementación de las nuevas bandas horarias requerirá la adaptación de diversas Normas de Coordinación Comercial y Operativa (NCC y NCO) del AMM. Entre las más impactadas el referente de GT Energía puntualizó:

  • NCC 1: «Coordinación del Despacho de Carga»: La modificación de las bandas horarias exigirá una recalibración de los modelos de despacho, considerando la variabilidad de la demanda en los nuevos períodos definidos.
  • NCC 2: «Oferta y Demanda Firme»: Será necesario revisar los criterios de determinación de la demanda firme y la oferta disponible, asegurando la suficiencia de recursos para cubrir la demanda en cada banda horaria.
  • NCC 3: «Transacciones de Desvíos de Potencia»: Los mecanismos de gestión de desvíos de potencia deberán adaptarse a los nuevos patrones de consumo, minimizando los desequilibrios en el sistema.
  • NCC 9: «Asignación y Liquidación del Peaje en los Sistemas de Transporte Principal y Secundarios, y Cargos por uso del Primer Sistema de Transmisión Regional»: La tarificación del uso de la red de transmisión deberá reflejar los costos asociados a la operación en las diferentes bandas horarias, aquí hay que considerar también las Exportaciones a oportunidad que se realicen al MER y México, que si se hacen en el periodo de máxima demanda tendrán que considerar el costo adicional de Peaje.
  • NCC 10: «Exportación e Importación de Energía Eléctrica»: Los acuerdos de intercambio de energía con otros países deberán ajustarse a las nuevas bandas horarias, garantizando la coherencia con la operación del SNI, priorizando y garantizando satisfacer primero la Demanda Local.

En exclusiva para Energía Estratégica, Solares remarcó que, aunque la implementación formal será hasta mayo de 2026, el plazo de 60 días otorgado al AMM para proponer modificaciones normativas convierte este asunto en un tema urgente para todos los agentes.

“Ante este panorama, es imperativo que los agentes del mercado, a través de sus respectivas gremiales, realicen un análisis exhaustivo de las implicaciones de este cambio en sus operaciones. La participación activa de los agentes en la elaboración de propuestas y recomendaciones es fundamental para asegurar que la nueva normativa sea robusta, equitativa y beneficiosa para el sector eléctrico en su conjunto”, destacó Ernesto Solares Tellez, llamando a la acción a todos los actores del sector.

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Sugieren crear una agencia regulatoria independiente que destrabe normativas para el sector energético de Chile

El apagón masivo del 25 de febrero en Chile, que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de personas durante más de seis horas, evidenció algunas debilidades estructurales del sistema eléctrico y puso en el centro del debate la necesidad de impulsar cambios regulatorios urgentes. 

Los vertimientos renovables en ascenso, falta de reglamentaciones y normas técnicas para el almacenamiento y la situación de las redes de transmisión (incluyendo demora de decenas de obras), han sido advertidos durante años, pero no han sido abordados con la profundidad que requiere el sector.

Por lo que para Teresita Vial Villalobos, abogada y directora del Área de Energía del estudio jurídico Lembeye, estas falencias se han acumulado con el tiempo sin soluciones concretas: “Estamos en la misma situación, donde las líneas se licitan y el propietario es quien debe hacerse cargo de los permisos, lo que puede demorar años”.

A su juicio, el blackout y la falta de definición de ciertas leyes, dejó en evidencia que Chile necesita una agencia regulatoria independiente que tenga la capacidad de diseñar normativas claras y efectivas para el sector energético a largo plazo, sin depender de los ciclos políticos ni de las urgencias coyunturales.

El contexto político también juega un papel clave, ya que en 2025 Chile vivirá unas nuevas elecciones presidenciales y ello debiera ser el momento para evaluar lo hecho hasta el momento, que para la la especialista fue magro el avance en términos de proyectos de ley importantes, modificación de reglamentos y normas técnicas relevantes.

“Por ello, el 2025 finalmente será un año de hacer una nueva lista de lo que está pendiente para que los candidatos lo incluyan en sus programas de gobierno o tratar de realizarlos de forma independiente mediante una agencia regulatoria”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

La incertidumbre normativa afecta directamente la inversión en el sector eléctrico. Si las reglas del juego no están claras, los inversionistas y desarrolladores frenan o reducen proyectos, o mismo reevalúan sus planes de expansión hacia otros mercados, tal como han advertido diversos gremios en reiteradas oportunidades.  

Y según Teresita Vial Villalobos, el impacto de la incertidumbre regulatoria es aún mayor en períodos de cambio de gobierno, donde los inversionistas suelen esperar definiciones políticas antes de comprometer capitales a largo plazo, al ser “un año de muchos análisis y revisión de números más que de ejecución de proyectos”.

Por ese mismo motivo, la abogada y directora del Área de Energía del estudio jurídico Lembeye planteó la importancia de dividir la agenda regulatoria en acciones de corto, mediano y largo plazo. 

Entre las prioridades inmediatas, se encuentra la necesidad de una nueva ley de distribución, la transición a un mercado de ofertas, la definición de normativas claras para el almacenamiento y la resolución del problema de los precios marginales cero. 

“Mientras que por el lado de la transmisión, se requiere generar un plan especial, que no tenga que ver con la licitación de transmisión. Como por ejemplo algún proyecto de ley que facilite la tramitación ambiental de los proyectos o modificar el proceso de estudio de franjas para hacerlo efectivo. También se deben dar mejores señales de localización de los proyectos para que éstos se localicen más hacia el centro o diversificadamente, pero no solo en el norte”, sostuvo.

“Mirando a largo plazo, se requeriría una agencia regulatoria independiente que se dedique a la parte normativa y pueda resolver en mejores tiempos las propuestas de regulación necesarias, dado que en los últimos ocho años regulatoriamente no se ha avanzado en temas importantes, sino que principalmente en temas de contingencia”, concluyó. 

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Arctech acelera su expansión en Latinoamérica y enfrenta el desafío del viento en la instalación de trackers

Arctech, empresa china con más de 12 años de trayectoria en el mercado trackers fotovoltaicos, continúa fortaleciendo su presencia en Latinoamérica y por tal motivo fue una de las grandes empresas que participaron del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina

“Durante 2023 crecimos cerca de 170% y contamos con un track récord aproximado de 80 GW a nivel mundial, de los cuales en Latinoamérica es del orden de 4 GW y en Argentina estamos bordeando 700 MW”, informó Alejandro Silva Zamora, director para Sudamérica y Brasil de Arctech. 

La expansión de la compañía en Latinoamérica se traduce en una participación en 400 proyectos solares en mercados clave como Brasil, Chile, México y Argentina. Brasil y Chile concentran la mayor cantidad de desarrollos, impulsados principalmente por el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

Mientras que en Argentina, la empresa ha consolidado su presencia con casi 700 MW instalados, reforzando su apuesta por la energía solar en un mercado desafiante; teniendo una labor importante en el parque solar El Quemado de la firma YPF Luz.

¿Por qué? El Quemado  recientemente se convirtió en el primer proyecto en ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y ser aprobado por el Gobierno Nacional

Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, El Quemado se desarrollará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada, contará con 500.000 paneles bifaciales y su energía será comercializada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

“Están llegando cerca de 200 contenedores de nuestros productos, con el factor diferenciador del constante apoyo y soporte que brinda Artech a sus clientes en todas las etapas del proyecto”, señaló  Alejandro Silva Zamora. 

Por otro lado, el director para Sudamérica y Brasil de la compañía planteó las diferencias y desafíos técnicos existentes para la instalación de trackers solares debido a la intensidad del viento en diferentes países del LATAM.

Según indicaciones durante FES Argentina, en los principales polos solares de Chile, la norma de viento oscila entre 30 y 32 metros por segundo (m/s), mientras que en Perú y el noreste de Brasil es de 30 m/s. 

Sin embargo, Argentina, en cambio, parte de 42 m/s en Mendoza y puede alcanzar los 50 m/s en la provincia de Buenos Aires, lo que lo convierte en “un país muy desafiante porque es el más ventoso de Sudamérica y uno de los más ventosos del mundo”. 

“También se tiene un 60% más de área respecto de un panel respecto al año 2019 y ese panel de 600-700 Wp tiene una resistencia mecánica de 1/3 que tenía uno de 400 Wp en 2019”, complementó durante el panel de debate “Optimización tecnológica, ingeniería y construcción: tendencias de los proyectos de distintas escalas”. 

“Bajo esa filosofía, estamos con la filosofía de trackers rígidos, que tiene la mejor resistencia mecánica a 0°, con un punto fijo a nivel central y dependiendo de la longitud del tracker tiene hasta 4 puntos fijos a lo largo del mismo”, añadió.

Por lo que el crecimiento de Arctech en Latinoamérica y su capacidad de adaptación a entornos climáticos desafiantes buscan seguir posicionando a la empresa como referente en la industria solar.. Y con el foco puesto en la innovación tecnológica y expansión estratégica, la compañía apuesta por seguir aumentando su presencia en Argentina y la región. 

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Alurack refuerza su presencia en Latinoamérica con foco en lograr mayor market share en Argentina

La empresa colombiana Alurack, perteneciente al grupo Acesco, está expandiendo su presencia en Latinoamérica. Especializada en el diseño, fabricación y comercialización de estructuras fijas para proyectos fotovoltaicos, busca consolidarse en un mercado con fuerte crecimiento en generación distribuida y autoconsumo y ve en Argentina una oportunidad clave para ofrecer sus soluciones estructurales.

“Estamos con una expansión importante en Latinoamérica, iniciando una nueva planta con capacidad de producción de 70 a 100 MW por mes”, destacó Juan Carlos Ocampo, director comercial para LATAM de Alurack, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina

“Argentina es un mercado interesante por el potencial y hay cabida a nuevos actores en la especialización del tipo de estructura para proyectos solares. Es tanta la apertura y el boom del mercado que brinda opciones económicas que resulta un driver importante y favorece los tiempos”, agregó. 

Uno de los factores que impulsa esta estrategia es la existencia de incentivos regulatorios, que faciliten el cierre financiero de los proyectos, generen mejores tasas y contribuyan a acelerar su desarrollo. 

En este contexto, Alurack apuesta por posicionarse como un socio clave en el crecimiento del sector fotovoltaico argentino, de modo que la expectativa es lograr mayor participación en el mercado, dependiendo de los emprendimientos en los que concreten la comercialización de sus soluciones.

“Para estructuras de aluminio, que son parques más pequeños pero de mayor volumen, uno espera 50 – 100 MW para dar a conocer la estructura. Mientras que para aquellos de mediana escala o baja envergadura sobre suelo, sería ideal participar en varios proyectos de 5-10 MW de potencia”, afirmó Ocampo. 

“Se escuchan números a la alza, con buena expectativa y empresas consolidadas en lo que quieren hacer y cómo lo desean. Por lo que esperamos empezar a ser uno de los partícipes y complementos a esta industria en Argentina”, añadió durante el panel de debate “Tendencias en el desarrollo, construcción, generación y operación de plantas”. 

¿Cómo prevé lograr ese crecimiento? La compañía busca aportar trackers fijos en aluminio y acero galvanizado. Las primeras mencionadas están diseñadas para proyectos sobre cubiertas y techos, debido a su ligereza, facilidad de manipulación y modularidad, la posibilidad de contar con un stock flexible y responder con agilidad a la demanda de sectores comerciales, industriales y residenciales. 

Por el lado de las estructuras en acero galvanizado están destinadas a proyectos sobre suelo, donde la resistencia y durabilidad son esenciales, lo que permite que el acero se mantenga sin corrosión durante los 25-30 años de vida útil de los proyectos

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Growatt recomienda soluciones híbridas para el mercado mexicano

El crecimiento acelerado de la capacidad fotovoltaica en México ha impulsado la demanda de soluciones de almacenamiento energético. Growatt New Energy, empresa china líder en soluciones de energía inteligente, está respondiendo a esta necesidad con soluciones híbridas que garantizan respaldo, eficiencia y gestión optimizada de la energía.

La compañía, que opera en más de 180 países y cuenta con 5,500 empleados, ha desarrollado una serie de productos enfocados en atender la demanda de sistemas híbridos principalmente para los segmentos residencial, comercial e industrial.

Durante su participación en el Future Energy Summit México (FES México), Luis Colín, Technical Sales Manager de Growatt, enfatizó la importancia de adoptar este tipo de tecnologías en el mercado mexicano.

Soluciones ante los retos del sector energético

El mercado de almacenamiento de energía en México se enfrenta a desafíos clave, entre ellos el alto costo de la electricidad, la falta de acceso a la red en zonas remotas y la necesidad de respaldo en eventos climáticos extremos. “No podemos dejar sin almacenamiento o sin un respaldo de energía a hospitales, sitios estratégicos y demás infraestructuras críticas, especialmente en situaciones de emergencia”, señaló Colín, recordando el impacto del reciente huracán en la costa de Guerrero.

Además, el avance de la electromovilidad ha traído consigo nuevas demandas de infraestructura energética. “Ya no estamos hablando solo del sector residencial, sino de la implementación de electrolineras y de la necesidad de responder a esta nueva realidad”, afirmó. De allí es que Growatt haya incorporado dentro de sus soluciones cargadores para vehículos eléctricos, alineándose con el crecimiento de este sector.

En lo vinculado a soluciones para acompañar el despliegue de PV + BESS, uno de los productos clave en esta transición es el SPH 10000TL-HU-US Split Phase Hybrid Inverter, un inversor híbrido diseñado para soportar hasta 15 kW en paneles, cargar baterías y despachar 10 kW nominales tanto a la red como a cargas críticas. “Estos equipos ofrecen la versatilidad de poder operar en distintos modos, asegurando respaldo energético y optimizando el uso de la electricidad”, explicó el referente de la marca.

Los inversores de Growatt cuentan con diferentes modos de trabajo, incluyendo el modo en red, autoconsumo, zero export (límite de exportación) y gestión del tiempo de uso, lo que permite optimizar los costos y la eficiencia energética.

Colín destacó que “la seguridad es un punto clave en estos sistemas, por lo que Growatt garantiza certificaciones y protecciones necesarias para el mercado, como el estándar IP65”, lo que permite su uso en diversas condiciones ambientales. Además, la empresa ofrece una amplia gama de baterías para complementar sus inversores, entre ellas la ALP 5.0L-E2-US, un sistema de bajo voltaje de 5,0 kWh que asegura confiabilidad en el suministro eléctrico.

“Nos enfocamos en soluciones todo en uno, que sean fáciles de montar y manejar”, enfatizó el especialista. La capacidad de estos equipos para colocar hasta seis inversores en paralelo, logrando 60 kW a 220 V, los convierte en una opción robusta tanto para aplicaciones residenciales como comerciales e industriales.

Otro aspecto fundamental de las soluciones híbridas es la gestión inteligente de la energía. A través de sus plataformas y aplicaciones, Growatt permite monitorear en tiempo real el desempeño de los sistemas. De acuerdo con Colín: “Los usuarios pueden gestionar su consumo, programar el uso de la energía y responder de manera rápida ante cualquier incidencia”.

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La CREG propone reglas transitorias para la conexión de proyectos de generación de energía

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió a consulta de la ciudadanía dos proyectos de resolución de carácter transitorio, con la finalidad de garantizar el acceso al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de los proyectos de generación de energía requeridos para el abastecimiento de la demanda en el país.

En primer lugar, la CREG propone que los proyectos de generación que resulten con asignaciones de energía firme en las subastas del cargo por confiabilidad puedan solicitar su conexión ante la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en cualquier momento para que sean analizadas las alternativas técnicas para acceder a la red eléctrica nacional.

Al respecto, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación, Antonio Jiménez Rivera, aseguró:

“Estos proyectos regulatorios buscan facilitar el acceso a la red a nuevos proyectos de generación para asegurar una oferta de energía eficiente en el mediano y largo plazo para la atención de los usuarios. Mientras tanto, desarrollaremos el proceso de actualización de las reglas de conexión al Sistema Interconectado Nacional, el cual inició con la publicación de la Circular CREG 137 de 2025 solicitando los aportes y experiencias de los interesados”.

En segundo lugar, las solicitudes de conexión de proyectos que cuenten con licencias y/o permisos ambientales vigentes podrán presentar trimestralmente la peticiones ante la UPME, una vez se finalice el proceso de conexión que se encuentra en curso. Lo anterior, con la finalidad de priorizar aquellos proyectos con mayor probabilidad de cumplimiento en la fecha de entrada en operación.

Para poder llevar a cabo lo anterior, las medidas transitorias incluyen la suspensión de la aplicación de los procesos ordinarios establecidos en la Resolución CREG 075 de 2021. www.creg.gov.co

Por último, el ingeniero Antonio Jiménez resaltó: “Esperamos la participación de todos los usuarios, desarrolladores de proyectos, prestadores del servicio y demás interesados en el proceso de consulta pública de estas dos resoluciones y en la actualización de la Resolución CREG 075 de 2021″.

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El gobierno evalúa otorgarle una suba mayor de tarifas de gas a industrias y usuarios de GNC para reducir el impacto sobre los hogares

El gobierno evalúa subirle las tarifas de gas a las industrias y a los usuarios de GNC más que a los hogares en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que debería comenzar a regir a partir de abril. El objetivo es garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio minimizando al mismo tiempo el impacto sobre la inflación.

Lo que prometió el gobierno es que el aumento para los hogares que surja de la RQT no será superior al 9,9% anual por sobre la inflación. El rebalanceo tarifario que se está evaluando es funcional a ese esquema ya que, según remarcaron fuentes oficiales a EconoJournal, permitiría cumplir con la pauta y al mismo tiempo garantizar la operación del servicio y las inversiones gracias al mayor ajuste que se le aplique a los usuarios no residenciales. Los números se terminarán de analizar esta semana y luego se tomará una decisión.    

El aumento que se le aplica a la tarifa residencial de gas tiene un efecto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) que mide el Indec, mientras que la suba para industrias repercute de manera indirecta en los precios y depende de otro conjunto de variables como la actividad y el consumo. Por lo tanto, ni siquiera es seguro que la industria termine trasladando todo ese mayor costo.    

Más allá de que el objetivo principal es evitar un mayor impacto sobre el índice de inflación, en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.

En el gobierno aclaran también que cualquier decisión que se tome no será generalizada para todo el país y tomará en cuenta las particularidades de cada región. Por ejemplo, más del 90% de los clientes de la distribuidora Camuzzi Gas del Sur son usuarios residenciales porque en la Patagonia prácticamente no hay industrias. Por lo tanto, si en ese caso se aplica el rebalanceo que se está evaluando la licenciataria se vería perjudicada porque recibiría un caudal de ingresos menor al de otras distribuidoras como Metrogas que brindan servicios en áreas industriales.

, Fernando Krakowiak

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Pluspetrol se impuso en una licitación de Ancap y exportará gas de Vaca Muerta para cubrir toda la demanda del fluido de Uruguay

Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, se convertirá en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato será entrará en vigencia en mayo de 2025 hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional.  

Se trata de un contrato de exportación en firme por tres años y medio, hasta el fin del Plan Gas vigente. La entrega del gas se realizará en la frontera argentino-uruguaya en los puntos de medición del Gasoducto Gas Link y en la Cámara Colón de Entre Ríos, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa.

Suministro de gas

El precio de exportación estará dado por los precios mínimos en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) establecidos por la Secretaría de Energía de la Argentina, que en la actualidad representan un 5,5% del Brent, más los costos de transporte en firme, según informaron las fuentes consultadas.

En los meses de invierno los volúmenes en firme alcanzarán picos de 400.000 metros cúbicos diarios (Mm3/d), mientras que el promedio en el periodo estival será de aproximadamente 200 Mm3/d. A su vez, se establecieron acuerdos interrumpibles por un período similar que contemplan la exportación de volúmenes por 500 Mm3/d de gas natural.

Exportación de gas

La iniciativa que tiene como protagonista a Pluspetrol contempla una novedad, dado que por primera vez en cinco años la exportación de gas hacia Uruguay volverá a estar en cabeza de un privado, sin la necesidad de que esté mediado por la empresa estatal Enarsa, que desde 2029 hasta 2024 se encargó del suministro de gas a ANCAP, para lo cual todos los años concursaba la venta de gas en el verano entre productores de gas de la Argentina y en invierno garantiza el abastecimiento mediante Gas Natural Licuado (GNL).

A partir de este año, Pluspetrol será el principal proveedor de gas de Ancap, lo que deja de manifiesto el interés de la compañía por posicionarse con fuerza en el mercado de exportación del hidrocarburo. De hecho, luego de adquirir los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta y mediante la firma de este acuerdos con Ancap, Pluspetrol se colocó como el productor argentino con más acuerdos de exportación en firme plurianuales de mayor extensión.

La Calera

La Calera es uno de los bloques estrella de Vaca Muerta. Esto es así porque se trata del mayor yacimiento no convencional de gas con líquidos asociados del país.

Es por esto que a fines de 2023, la empresa comenzó con la puesta en marcha de la nueva planta de procesamiento (una CPF, Central Processing Facility) en el bloque para duplicar su producción de gas, que pasó de 5 a 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Las instalaciones también persiguen el objetivo de cuadruplicar la producción de líquidos para producir 4.800 m3/d promedio y apuntalar el desarrollo del no convencional de la cuenca. 

, Redaccion EconoJournal

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Los CEO’s de las mayores petroleras del país anticiparán en Neuquén cuánto puede crecer la inversión en Vaca Muerta en 2025

Funcionarios y referentes de la industria petrolera participarán de la cuarta edición del Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal que se llevará a cabo el miércoles 26 de marzo en el Hotel Casino, en Neuquén. Durante la jornada, ejecutivos de empresas productoras de hidrocarburos analizarán cuál es el escenario que tiene por delante la industria y detallarán cuánto puede llegar a crecer la inversión en Vaca Muerta durante este año.

Agenda

La apertura del evento estará a cargo de Mariano Gaido, intendente de Neuquén. Luego, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, disertará sobre el impacto que tendrá el incremento de la producción de Vaca Muerta de cara a los próximos años. De la jornada también formará parte Daniel González, viceministro de Energía y Minería, quien brindará detalles del plan energético del gobierno de Javier Milei.

El rol de Vaca Muerta

Directivos de las mayores petroleras analizarán el escenario de producción y expondrán cuáles son los planes para los próximos años. Germán Burmeister, CEO de Shell Argentina, precisará hasta dónde puede crecer Vaca Muerta como play internacional y Matías Weissel, COO de Vista, hablará sobre la consolidación de la formación como hub de exportación de petróleo.

Julián Escuder, country manager de Pluspetrol, abordará cómo será la explotación de un nuevo hub de shale oil. Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix; y Fausto Caretta, managing director de Pan American Energy; expondrán las oportunidades que existen más allá de Vaca Muerta.

Otros ejes

La agenda regional del Mercosur también será uno de los tópicos que se abordarán en el encuentro que se celebrará en Neuquén. Es por esto que Fernanda Cardona, ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, trazará un panorama sobre las externalidades positivas de Vaca Muerta.

Por su parte, Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, expondrá sobre infraestructura y analizará cómo liberar los cuellos de botella del sistema. Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol;  Esteban Falcigno, gerente de coordinación e infraestructura de exploración y producción de hidrocarburos de Pampa Energía; y Joaquín Lo Cane, director de Operaciones de TotalEnergies; debatirán sobre la nueva ventana de petróleo y la agenda del mercado de gas natural. También, se pondrá atención sobre el rol de las operadoras independientes en un panel que estará a cargo de Adolfo Storni, presidente de Capex, y de Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy.

Sector público

En la segunda parte de la jornada habrá un bloque dedicado al sector público y las agendas de ambiente. En ese segmento se desarrollará el análisis de Leticia Esteves, secretaria de Ambiente de Neuquén.

Además, Gustavo Schiappacasse, director Ejecutivo de Fundación YPF; Juan David Orozco, country VP de Halliburton; y Ana Catalano, especialista en Formación Continua; llevarán adelante un panel sobre educación. Y Oliver Houzé, presidente de la SPE a nivel global, hablará sobre la incorporación de jóvenes profesionales a la industria de Oil&Gas.

Christian Cerne, vicepresidente para Latinoamérica de Proshale; Gonzalo Arribere, gerente general de Hidrofrac; Carlos Etcheverry, gerente general de Texproil; y Francisco Díaz Tello (MES); disertarán sobre la agenda de la cadena de valor del sector de Oil&Gas.

Por último, el cierre del evento estará a cargo del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa;  y su par de Río Negro, Alberto Weretilneck; que compartirán las proyecciones que existen para las provincias patagónicas en cuanto al desarrollo hidrocarburífero.

, Loana Tejero

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Exclusivo: Torres mete una cuña en el plan nuclear de Milei y reclama que Nación le devuelva a Chubut el mayor yacimiento de uranio del país

La gobernación de Chubut, que encabeza Ignacio «Nacho» Torres, intimó este mes a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a que devuelva las minas de uranio que tiene concesionadas en la provincia, incluyendo a Cerro Solo, el mayor yacimiento de uranio del país. El Ministerio de Hidrocarburos provincial argumentó que la CNEA viene realizando una actividad exploratoria y productiva «prácticamente nula» y contraria al potencial económico de Chubut en minería de uranio, según reza una carta dirigida al presidente del organismo nuclear a la que accedió EconoJournal.

Sin embargo, fuentes con conocimiento del tema señalaron que la CNEA avanzó en los últimos meses con gestiones internacionales para encontrar inversores para desarrollar Cerro Solo. En términos políticos, el planteo de la administración de Torres es la primera acción concreta de la provincia en favor del habilitar la explotación metalífera que está prohibida por Ley desde hace más de 20 años. Torres se manifestó en las últimas semanas a favor de impulsar proyectos de uranio de manera compatible con la legislación minera vigente en el distrito patagónico, en clave también con la promoción de la explotación uranífera bajo la órbita del nuevo Plan Nuclear que lanzó el gobierno de Javier Milei.

El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, notificó por carta al presidente de la CNEA, German Guido Lavalle, una intimación para que la institución transfiera o revierta «todas las propiedades mineras de titularidad de la CNEA al estado provincial chubutense». La intención de la provincia es «lograr el desarrollo de recursos uraníferos world class hoy en día desaprovechados».

Las 18 propiedades mineras listadas en la misiva son Los Adobes, La Primera, Cerro Solo, Laguna Colorada, Puesto Alvear, El Ganso, El Molino, Arroyo Perdido, Sierra Cuadrada, Sierra Cuadrada Sur, El Cruce, Mirasol Chico, Cerro Chivo, Cateo Union, Ganso Oeste, La Salteada, La Meseta y El Picahueso. De las propiedades listadas, 12 son minas de uranio, 4 son manifestaciones y 2 son cateos. La titularidad de la CNEA sobre estas propiedades es a perpetuidad ya que fueron otorgadas antes de la transferencia del dominio originario sobre los recursos naturales del Estado nacional a las provincias con la Reforma Constitucional de1994.

Cerro Solo destaca en la lista como el principal yacimiento de uranio de Chubut y de todo el país, con unos recursos razonablemente asegurados de 4420 toneladas de uranio. Un documento de la CNEA del 2020 indica que en Cerro Solo se podrían llegar a producir entre 500 y 550 toneladas anuales. Como dato de referencia, su producción alcanzaría para cubrir la demanda anual de 220 toneladas de uranio de las centrales nucleares argentinas y exportar el mineral. Actualmente no hay ningún proyecto de uranio en producción en el país.

El pedido de Chubut

En la carta, el ministro de Hidrocarburos remarcó que el contexto internacional es propicio para el desarrollo económico de los proyectos de uranio en Chubut, empleando métodos extractivos que no se contraponen «a ninguna norma de orden local o nacional». Pero la provincia intima a la CNEA a que devuelva la titularidad sobre los proyectos, aduciendo «inactividad» y «falta de inversiones» en exploración y producción por parte del organismo.

Ponce indicó que «desde los anos 80 hasta la actualidad las inversiones y trabajos realizados por la CNEA, tanto en exploración como en explotación de nuestros recursos fue prácticamente nula«. Sobre la base del dominio provincial sobre los recursos naturales y la presunta inactividad de la CNEA, el ministro argumentó que se «justifica la petición de reversión de todas aquellas propiedades mineras que hayan permanecido inactivas durante tiempo prolongado y de manera injustificada, a los efectos que sea la provincia quien arbitre los mecanismos para avanzar en su explotación».

El funcionario también remarcó el relanzamiento de la minería de uranio perseguido por el gobierno nacional a partir de un futuro Plan Nuclear. «La inactividad y la falta de inversiones de parte de CNEA evidenciadas durante décadas, exponen una clara contraposición a la política de desarrollo que encabeza el Gobierno Nacional y persigue la provincia del Chubut», añadió.

La carta también destaca que «existen nuevas tecnologías aplicables a la exploración de los recursos uraníferos descubiertos en la provincia, como la lixiviación in situ, que permiten el desarrollo de los recursos sin contraponerse a ninguna normal local o nacional». Ante una consulta de EconoJournal, fuentes allegadas al Ministerio de Hidrocarburos de Chubut remarcaron que el desarrollo de estos proyectos de uranio es «perfectamente compatible» con la ley 5001 de «prohibición de la actividad metalífera». «No esta en agenda la modificación de ese marco normativo», subrayaron.

Controversia

EconoJournal consultó a la CNEA sobre las afirmaciones del ministro. Desde la institución marcaron un contrapunto con la provincia en torno a las inversiones en Chubut. «La CNEA sigue avanzando en la recuperación de la minería de uranio en la Argentina, después de tres décadas de inactividad, con el objetivo de contribuir a la economía nacional y al desarrollo del Plan Nuclear Argentino. En este sentido, ha invertido realizando exploración en diversas provincias, obteniendo resultados positivos en la identificación de recursos uraníferos en varias ubicaciones, destacándose el gran potencial de la provincia de Chubut, entre otras. Actualmente, la CNEA impulsa el inicio de la explotación, trabajando estrechamente con las provincias para llevar a cabo esta actividad de manera responsable y con el máximo respeto por el cuidado del ambiente», comunicaron oficialmente desde el organismo a este medio.

Sin embargo, otra fuente nuclear conocedora del tema objetó los argumentos del ministro provincial y señaló que la CNEA invirtió desde 2006 al menos US$ 60 millones en minería de uranio en Chubut. También deslizó que hay un trabajo en curso con la Secretaría de Minería de la Nación para realizar una licitación internacional del proyecto Cerro Solo, con interés concreto desde varios países.

«Hay ofertas de China, Australia, EE.UU., Canadá. La demanda era tan grande que se optó por ir a una licitación internacional», disparó la fuente, antes de agregar: «se invirtieron decenas de millones de dólares entre 2008 y 2014». «En Chubut no hubo inversión privada desde 2012 aproximadamente, salvo en los últimos dos años que Piche Resources trabajó tanto en uranio como en oro. El uranio es un buen negocio ahora, pero en las malas la CNEA y el estado invertimos un montón«, añadió.

En esa clave, una fuente que actualmente no tiene vinculo contractual con la CNEA afirmó que la institución entre 2006 y 2015 invirtió aproximadamente US$ 100 millones en minería de uranio, de los cuales unos 60 millones de dólares fueron invertidos en Cerro Solo. «Pero en esos 10 años no se incrementó un gramo los recursos razonablemente asegurados ni se generó un yacimiento productivo», matizó de forma crítica sobre los resultados conseguidos.

Respaldo a la minería de uranio

La iniciativa del gobernador Ignacio Torres para relanzar la minería de uranio en Chubut no deja de ser una jugada fuerte en una provincia marcada por los conflictos en torno a la minería. Torres se manifestó a su favor con el argumento de que no será necesario modificar la ley 5001 que prohíbe la actividad metalífera. El fallido intento del ex gobernador Mariano Arcioni de modificar esa ley en 2021 derivó en fuertes incidentes en torno a la legislatura y la casa de gobierno provinciales.

Torres subrayó este mes en una entrevista en LN+ que la ley 5001 únicamente prohíbe la minería cuando es a cielo abierto y se utiliza cianuro en los procesos de producción. “Podríamos extraer uranio con otros métodos, tenemos la mejor reserva de uranio”, dijo. No obstante, el gobernador remarcó que el proceso de adjudicación y ejecución de los proyectos debe ser transparente y tener licencia social para evitar conflictos como el ocurrido en 2021.

«Hay un mito, yo no soy antiminero, en Chubut hay minería, nosotros en su momento denunciamos que estaba mal querer aprobar una ley entre gallos y medianoche, un día antes de navidad con un manto de oscuridad que justamente es todo lo contrario a cualquier discusión que se debe dar de cara a la ciudadanía”, analizó.

, Nicolás Deza

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Inversiones: Empresas líderes en Argentina

La formación de hidrocarburos de Vaca Muerta ha posicionado a Argentina como poseedora de la segunda reserva no convencional de gas natural y la cuarta de petróleo a nivel mundial. Este recurso representa una oportunidad única para transformar la macroeconomía del país, resolver el problema de la balanza de divisas, fortalecer el sector de empleos calificados y salarios altos, y mejorar la competitividad de otras industrias. El impacto en la balanza comercial y las proyecciones futuras En el año 2024, se registró un superávit de más de u$s5.600 millones en la balanza comercial energética, resultado de una disminución en las […]

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Vaca Muerta: Con inversiones por US$ 2900 millones, se suma un segundo proyecto al RIGI

El ministro de Economía, Luis Caputo, informó que el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) dio luz verde al segundo proyecto dentro del programa y al primero en la categoría de Exportación Estratégica de Largo Plazo. La iniciativa aprobada corresponde al oleoducto Vaca Muerta Sur, con un desembolso de US$ 2900 millones por parte de un consorcio de empresas petroleras que operan en Vaca Muerta, lideradas por YPF. Según palabras de Caputo, esta inversión permitirá generar exportaciones de petróleo superiores a los US$ 15.000 millones anuales. Durante el anuncio, el ministro expresó su […]

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Minería: Uranio un mineral diferente al resto

Además de la tradicional extracción de oro y plata, en el Sur reside el potencial de explotar el elemento con fines nucleares. Qué proyectos existen en la región y cuál es el debate sobre el medio ambiente. La minería de uranio en la Patagonia argentina viene resurgiendo como un tema de interés estratégico en el contexto global de transición energética y búsqueda de fuentes de energía más limpias. Aunque históricamente la actividad minera en la región se ha centrado en la extracción de oro y plata, especialmente en Santa Cruz, el uranio comienza a perfilarse como un recurso con potencial […]

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Inversiones: Cuáles son las que irán atadas a las nuevas concesiones de YPF

La petrolera se compromete a llevar adelante obras clave de infraestructura en Neuquén, como gasoductos y pavimentación de rutas, para fortalecer el desarrollo de la Cuenca Neuquina. Este lunes, el gobierno de Neuquén, encabezado por el gobernador Rolando Figueroa, otorgó a YPF cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas en la región de Vaca Muerta (Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II). Como parte del acuerdo, la empresa no solo se compromete a realizar una inversión de U$S 12.900 millones para la explotación de estas áreas, sino también a ejecutar obras de infraestructura clave que fortalecerán […]

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Minería: Subieron los ingresos y piden obras de mayor dimensión

Leopoldo Salva, senador por Los Andes, señaló que San Antonio de los Cobres tuvo una buena recaudación a raíz de la actividad minera y remarcó la necesidad de invertir en obras de mayor envergadura. Salva informó en diálogo con Nuevo Diario que hoy el municipio cuenta con una recaudación importante. En el balance presentado por el intendente Alberto Carral durante la apertura de sesiones, figura una recaudación de más de 8 mil millones de pesos. De ese monto, la mitad (4 mil millones) provienen solamente de la tasa de seguridad e higiene que el municipio le cobra a las mineras. […]

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Empresas: Fusión empresarial en el sector petrolero de Mendoza

En un movimiento estratégico dentro del sector de hidrocarburos, la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) ha finalizado con éxito el proceso de fusión por absorción con CGC Energía S.A.U. Este acuerdo, aprobado el 5 de noviembre de 2024, se realizó bajo el marco legal estipulado por la Ley General de Sociedades Nº 19.550 y se publicó este viernes 14 de marzo en el Boletín Oficial de Mendoza. Como resultado, CGC se convirtió en la empresa absorbente y continuadora, mientras que CGC Energía S.A.U. se disolvió sin liquidarse. Este proceso permite que la compañía absorbente adquiera la totalidad de los […]

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Petróleo: Inauguración de Oldelval; nueva ampliación de bombeo de petróleo

El 4 de abril se inaugura la ampliación del tendido de Oleductos del Valle (Oldelval), una obra clave para la evacuación de crudo desde Vaca Muerta. El 4 de abril de 2025, se llevará a cabo la inauguración de la ampliación de Oldelval, el principal oleoducto de la Cuenca Neuquina, que conecta los yacimientos de Vaca Muerta con el resto del país. Esta obra, liderada por las principales productoras de petróleo de la zona, busca aumentar las capacidades de bombeo de crudo, respondiendo a la creciente demanda de transporte del petróleo producido en la región. ¿Qué es Oldelval? Oldelval es […]

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Legales: Reformas fiscales mejoran las condiciones para los proveedores

Uno de los aspectos más destacados es la eliminación de la prohibición de oponer los certificados de exclusión de IVA y de Ganancias. En un avance significativo para el sector minero argentino, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), en colaboración con la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), introdujo modificaciones clave en el Registro Fiscal de Actividades Mineras. Estas modificaciones, detalladas en la resolución general 5663, buscan simplificar los procedimientos administrativos y fortalecer la cadena de proveedores que apoya la actividad minera, uno de los motores clave de la economía nacional. La resolución, publicada el 13 de marzo […]

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Empresas: «Argentina tiene todo, pero no sabemos si podemos ponerlo en valor»

La ex vicepresidente de YPF y presidente de Luft Energía, participó en CERAWeek 2025, el evento más importante del sector energético global en Houston. Doris Capurro, ex vicepresidenta de YPF y presidenta de Luft Energía, participó en CERAWeek 2025, el evento más importante del sector energético global en Houston, Texas. En una entrevista con Canal E, compartió su visión sobre el panorama energético mundial y la posición de Argentina en este contexto. «Cada año la discusión cambia. En los últimos años, la transición energética era el gran desafío, pero este CERAWeek arrancó con un discurso del secretario de Energía de […]

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Internacionales: No hay nafta ni gasoil en Bolivia; los motivos

Desde hace más de un año los bolivianos deben soportar escasez de diésel y nafta. Pero todo empeoró la semana pasada, obligando al gobierno de Luis Arce a implementar medidas que generaron protestas. Los detalles. Durante el último año, Bolivia empezó a sufrir, de manera cada vez más frecuente, problemas por la escasez de combustible. El Gobierno de Luis Arce había negado la existencia de una crisis, afirmando que el suministro era irregular como consecuencia de factores externos, o por la especulación o el exceso de demanda, pero una y otra vez relativizó el tema señalando que «la provisión estaba […]

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El gobierno prevé que la inversión extranjera en minería trepe a US$ 7500 millones el año próximo y que las exportaciones se quintupliquen en diez años

El gobierno nacional prevé que la inversión extranjera directa en la industria minera trepe de US$ 1388 millones este año a US$ 7510 millones en 2026, un 441% más de la mano del cobre y el litio. Como consecuencia de esas mayores inversiones, apuntaladas por el RIGI, proyecta además que las exportaciones se quintuplicarán en los próximos diez años.

La proyección de inversiones se realizó en base a los anuncios públicos y el Capex (Capital Expenditure) estimado por las empresas que operan en el país. El Capex contempla la inversión en bienes de capital como maquinaria, equipos, infraestructuras y tecnología.

Luego del pico de US$ 7510 millones de inversión que se alcanzaría en 2026 los desembolsos se mantendrían cerca de esa cifra durante los siguientes dos años con US$ 6664 millones en 2027 y US$ 7029 millones en 2028. En 2029 bajaría a US$ 4501 millones, en 2030 a US$ 2360 millones y en 2031 caería a US$ 750 millones, por debajo del valor proyectado para 2025.

“Durante el período analizado, se estima que 8 proyectos de cobre iniciarán producción y se construirán y/o ampliarán 15 proyectos de litio”, destacó el gobierno en uno de los documentos elaborados por la secretaría de Minería para la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) que se realizó en Toronto. El material está disponible en una web diseñada especialmente para ese evento con información de las provincias y de la nación. Las presentaciones del gobierno se pueden encontrar en la carpeta Federal Presentation.

Otro de los supuestos para realizar las estimaciones es que la construcción de un proyecto de cobre demanda 3 años y la de un proyecto de litio dos años.

Boom exportador

Como consecuencia de esas mayores inversiones, el gobierno proyecta además un boom exportador en la industria minera. En 2024 el sector exportó por US$ 4669 millones, pero la estimación oficial es que esa cifra se quintuplicará durante los próximos diez años. De hecho, se espera que las exportaciones de litio aumenten 8 veces en los próximos 5 años.

Este año treparían a US$ 4900 millones, levemente por encima del valor de 2024. En 2026 llegarían a US$ 6000, en 2027 a US$ 6600, en 2028 a US$ 8600 y en 2029 a US$ 13.900 millones, ya con un aporte de US$ 3000 millones por parte del cobre. En 2030 esas exportaciones se dispararían a US$ 19.200 millones y durante los cinco años siguientes, entre 2031 y 2035, promediarían un valor cercano a los US$ 25.000 millones.

Las ventajas del RIGI

Este auge de las inversiones y las exportaciones mineras se supone que vendrá de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), al que varias empresas ya aplicaron. No obstante, el propio gobierno recordó en uno de los documentos que las cobranzas por concepto de exportaciones de productos de todo aquel proyecto amparado por el RIGI, realizadas por el Vehículo de Proyecto Único (VPU), estarán exentas de la obligación de ingreso y liquidación en el mercado cambiario de modo creciente.

El VPU es una entidad creada con el propósito exclusivo de desarrollar el proyecto que califique como “gran inversión”. En este caso, todos aquellos que superen los US$ 200 millones. El objetivo del VPU es que sirva para aislar las actividades y activos específicos del proyecto, garantizando una gestión más eficiente y transparente ya que de ese modo se facilitan el control y seguimiento por parte de las autoridades.

Luego de dos años de la fecha de implementación del VPU la disponibilidad de las divisas será del 20%, luego de tres años trepará al 40% y luego de cuatro años será del 100%. A su vez, en el caso de Inversiones Estratégicas de Largo Plazo, aquellas que superen los US$ 2000 millones de inversión, estos plazos se acortan en un año cada uno.

La tasa del Impuesto a las Ganancias aplicable a los VPU será del 25%, contra una tasa general del 35%, mientras que los beneficios netos provenientes de dividendos se seguirán gravando con una tasa del 7%, pero después de siete años de haberse unido al RIGI se reducirán a la mitad.

En el caso del IVA, las empresas podrán utilizar los certificados de crédito fiscal para pagar el impuesto en las facturas de los proveedores o directamente a la Agencia de Control de Ingresos y Aduanas (ARCA) cuando importen bienes.

El RIGI garantiza además que los derechos, protecciones e incentivos previstos bajo el régimen se mantendrán estables durante 30 años y, en caso de que surja algún conflicto, le otorga a la empresa la posibilidad de elegir el tribunal dentro de un abanico de tres opciones: a) Reglas de arbitraje de la CPA de 2012; b) Reglas de arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (excepto las Reglas de procedimiento acelerado), o; c) Convenio Internacional sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) entre Estados y nacionales de otros Estados del 18 de marzo de 1965 o, en su caso, el Reglamento de Arbitraje del CIADI.

, Fernando Krakowiak

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Mandarano destacó las nuevas condiciones para financiar proyectos renovables en Argentina

YPF Luz avanza con firmeza en la consolidación de su portafolio renovable en Argentina, mientras observa nuevas oportunidades de financiamiento para sus proyectos, tras lograr una capacidad instalada que supera los 3,3 GW (entre diversas tecnologías ERNC y convencionales) y un pipeline de 5 GW.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, participó de una conversación destacada en el evento Future Energy Summit (FES) Argentina, donde destacó el contexto favorable a nivel nacional y las posibilidades para concretar proyectos de generación, transmisión y almacenamiento en baterías. 

“Hay oportunidades en el mercado local, de tomar dólar MEP (Mercado Electrónico de Pagos – también conocido como dólar bolsa) a tasas muy competitivas. Con lo cual están dadas las condiciones para inversiones”, afirmó. 

“Este escenario abre posibilidades, viendo proyectos de largo plazo como grandes parques o líneas de transporte eléctrico con centrales renovables, por lo que se puede explorar nuevos tipos de financiamiento”, agregó. 

Cabe recordar que, tal como adelantó Energía Estratégica, YPF Luz prevé superar 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina en los próximos meses, una vez entren en operación su parque eólico CASA y el proyecto solar El Quemado.

El parque eólico CASA, ubicado en el predio de Cementos Avellaneda, contará con nueve aerogeneradores y una potencia instalada de hasta 63 MW. Parte de su producción se destinará al autoabastecimiento de la cementera, mientras que el excedente se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Mientras que El Quemado recientemente se convirtió en el primer proyecto renovable en ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y ser aprobado por el gobierno nacional. 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. 

“Con el parque solar El Quemado, al ser el primero aprobado por el RIGI, estamos abriendo puertas y experimentando para lograr que funcionen los beneficios asociados en importación, IVA, entre otros”, complementó Mandarano. 

“El RIGI incluso abre las puertas a centrales de mayor escala, pero no habrá proyectos muy grandes sin la expansión del sistema de transmisión, aunque el RIGI permitiría una combinación de inversión para desarrollar sistemas de transporte y la combinación con la generación, como por ejemplo el estudio de la línea que estamos llevando adelante con Central Puerto, a fin de abastecer de energía limpia a la zona de la Puna Argentina”, subrayó.

Por otro lado, Mandarano señaló la creciente ventaja de la tecnología solar frente a la eólica en el país, debido a la reducción de costos, mayor flexibilidad de instalación y disponibilidad de capacidad de transporte en el MEM. 

“Por la combinación de recursos, escalabilidad y forma de la red eléctrica en Argentina, la tecnología solar le gana posiciones a la eólica. Aunque a futuro, el gran desafío es encontrar la combinación de lugar y recurso que haga rentable un proyecto en un mercado altamente competitivo”, manifestó. 

“También hay margen para crecer en la demanda, pero cada vez se hace más difícil construir parques para luego obtener el offtaker, ya que son chicos y tienen cada vez más riesgo. Con lo cual, desde YPF Luz ahora primero buscamos el offtaker para luego construir el proyecto, hacia aquellos clientes dispuestos a salir de la distribuidora o nuevos que aparezcan, colaborando en el desarrollo de las nuevas demandas e industrias en el país”, continuó.

Además de sus inversiones en generación, la empresa analiza su posible participación en la licitación de almacenamiento de 500 MW lanzada por la Secretaría de Energía, denominada “AlmaGBA” y baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

“Estamos analizando proyectos, a YPF Luz le gusta jugar a todo. Está buena la licitación, pero hay que encontrar el lugar y el proyecto para que cierre la ecuación y participar en la convocatoria a un precio razonable”, concluyó Mandarano.

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El futuro energético será debatido en el Foro Económico Internacional de las Américas

El ministro de Economía, Luis Caputo, se encontrará esta noche con los principales empresarios del país en el marco de la cena que dará arranque formal al Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA) en el Alvear Palace.

Pero el debate y los temas a desarrollar de fondo se producirán desde el martes en un encuentro en el Four Seasons que será abierto por el viceministro de Economía, Pablo Quirno, en el marco de este foro que congrega a influyentes economistas, empresarios e inversores de la región.

Los debates comenzarán a las 9:00 del martes y se espera la asistencia de hombres de negocios con intereses en energía, minería y telecomunicaciones, funcionarios y gobernadores, entre otros referentes claves de la Argentina que viene.

El IEFA fue creado para fomentar la conexión, la colaboración y la innovación con la fin de abordar los principales retos del mundo. 

La organización aprovecha su extensa red para convocar una serie de eventos anuales en todo el mundo en los que los jefes de Estado y de Gobierno, miembros de la comunidad empresarial y de la sociedad civil, dirigentes sindicales y académicos, todos ellos expertos en sus campos recurrentes, pueden reunirse y sus objetivos comunes debate y las formas de alcanzar.

El año pasado, el presidente Javier Milei pronunció el discurso de cierre del evento, pero esta vez será el turno de Caputo de llevar la voz cantante del Gobierno, junto a otros funcionarios como Demian Reidel, quien desempeña un rol central en el desarrollo del Plan Nuclear Argentino.

Además, participarán en el encuentro empresarios de primera línea como Alejandro Bulgheroni, CEO de Pan American Energy; José Luis Manzano, propietario de Edenor; y Augusto Fabozzi, vicepresidente para Sudamérica de Oracle, entre otros.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, será otro de los expositores, y también hablará el CEO de YPF, Horacio Marín.

El potencial de Vaca Muerta para redefinir el sector energético latinoamericano será uno de los ejes del encuentro.

Además, se debartirá cómo potenciar la riqueza mineral que tienen países como la Argentina, Chile y otros de la región.

Otro de los ejes será el rol de la Inteligencia Artificial para potenciar la fortaleza industrial de la región.

Especialistas en el sector financiero expondrán también sobre los mercados de capitales y su impacto en la región.

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TGS informó sobre un venteo en su planta de General Cerri

Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS) informó que el último viernes durante pruebas realizadas en la Planta Compresora Fiat, ubicada en Complejo Cerri, Ruta 3 Sur km 701, se produjo el accionamiento del sistema de seguridad de las instalaciones.

“Ponemos en conocimiento la operación mencionada a fin de brindar tranquilidad a la población, y señalar que este tipo de operaciones está regulada por normas ambientales y de seguridad, en el marco de una evaluación previa y mitigación de impactos”.

Dicho complejo fue duramente afectado por la trágica inundación que afrontó Bahía Blanca el pasado viernes 7.

Según pudo saberse, el procesamiento de gas se vio paralizado, no así el suministro a la población y a las industrias.

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Abren el proceso para importar vehículos eléctricos e híbridos sin aranceles: cuánto costarán

El Gobierno nacional completó la implementación de la importación de vehículos eléctricos puros e híbridos, mediante la instrumentación de la convocatoria para participar del proceso que permitirá la incorporación de 50.000 unidades al parque automotor local.

La medida se plasmó mediante la disposición 30/2025 de la Dirección Nacional de Gestión de Política Industrial, dependiente de la Secretaría de Industria y Comercio, publicada este lunes en el Boletín Oficial, que reglamenta lo establecido en el decreto 49 de fines de enero.

La Secretaría de Industria informó que las empresas interesadas en importar estos vehículos tendrán un plazo de diez días hábiles para obtener el permiso de importación de manera completamente digital. La presentación de solicitudes se realizará a través de la plataforma TAD, según la Disposición 30/2025 de la Subsecretaría de Política Industrial.

Como ya se comunicó en el Decreto 49, ese cupo está dirigido a vehículos con sistemas de propulsión sustentables como los que combinan un motor térmico con uno o más eléctricos (híbridos), a los sistemas de propulsión 100% eléctricos y a los de pila de combustible de hidrógeno, siempre y cuando cumplan con características técnicas mínimas como tener un peso mayor a 400 kg sin contar el peso de la batería, una autonomía superior a 80 km y una potencia mínima de 20 CV.

De acuerdo a la letra chica, el valor debe ser menor a US$ 16.000 FOB (free on board). Es decir, ese es el precio máximo con el que se embarcará en el puerto de origen. Sobre ese precio se deben cargar todos los impuestos argentinos, salvo el arancel de importación del 35% que por acuerdo de comercio entre Argentina y Brasil, se aplica en ambos países a todos los vehículos que provienen de otras regiones fuera del Mercosur. El valor final rondará los US$ 30.000.

Según la nueva disposición, este régimen tendrá una duración de 5 años y la asignación de los cupos es anual. En ese sentido, se distinguen dos categorías de destinatarios para la importación: 25.000 vehículos para empresas terminales que fabrican vehículos en el país y otras 25.000 unidades para importadores que deseen comercializar vehículos con estas tecnologías.

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Aprueban el ingreso a los beneficios del RIGI de un proyecto clave para Vaca Muerta

El Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) aprobó el segundo proyecto y primero de Exportación Estratégica de Largo Plazo, anunció el ministro de Economía, Luis Caputo.

Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, con una inversión de US$ 2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo en Vaca Muerta liderados por YPF.

Esta inversión permitirá exportaciones de petróleo de más de US$ 15.000 millones por año, indicó Caputo. El ministro felicitó al titular del Comité Evaluador, Daniel Gonzalez, y a todo el equipo por la “pronta respuesta”.

El Comité Evaluador tiene como objetivo analizar las solicitudes de adhesión y los planes de inversión que se presenten desde el sector privado.

Está a cargo de González, hombre de confianza del ministro de Economía, quee viene coordinando el trabajo de las áreas de energía y minería dependientes del Ministerio. González, ex CEO de YPF, es el hombre del gobierno que controla las adhesiones al RIGI.

Integró el grupo de funcionarios que acompañó al presidente Javier Milei a Loma Campana, el área emblema de YPF en Vaca Muerta, y luego a Chile para afianzar las exportaciones de gas a ese país.

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Propuestas para el desarrollo de la eólica marina en Chile: oportunidades y desafíos

La energía eólica marina se perfila como una de las grandes oportunidades para la transición energética de Chile. Con un potencial técnico estimado en 957 GW, según un estudio del Banco Mundial, esta tecnología podría aportar hasta 28 veces la capacidad instalada actual del país, que en 2024 alcanzaba los 34 GW. 

Sin embargo, el desarrollo de la eólica offshore en Chile requiere de una estrategia integral que garantice su viabilidad económica y su impacto positivo en la seguridad energética. En este contexto, el Ministerio de Energía anunció en marzo de 2024 el inicio de la Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Energía Eólica Marina, en el marco del Programa Net Zero World, firmado con Estados Unidos. 

A este interés se sumó en julio de 2024 el Gobierno del Reino Unido, que declaró su disposición a apoyar financieramente proyectos de esta índole en Chile, mientras que en agosto se creó el Consorcio Viento Azul Biobío, una alianza entre la británica 17 Energy y la chilena SC Power para impulsar un parque eólico marino con una capacidad estimada de 500 MW a 1 GW en la costa del Biobío.

Mientras que en noviembre de 2024, la empresa noruega Deep Wind Offshore se sumó al mercado con planes de inversión en la misma región. En tanto que la Unión Europea ha destacado su relevancia para la descarbonización y la neutralidad climática en 2050.

Bajo ese contexto, Alberto Olivares, profesor de Derecho de la Energía de la Universidad Internacional de La Rioja (UNIR), analizó las oportunidades y retos regulatorios, económicos y ambientales para consolidar esta tecnología en Chile, atraer inversiones y fortalecer el crecimiento industrial.

“En general, los países deben subsidiar una parte importante del costo de los proyectos de eólica marina; la principal fórmula que está promoviendo ahora la Unión Europea para dar respuesta a los problemas de financiamiento es mediante contratos por diferencia (CfD, por sus siglas en inglés)”, indica en diálogo con Energía Estratégica.

“La empresa pacta con el gobierno contratos por un tiempo determinado (por ejemplo 15 años), en que se establece una banda de precios. La empresa vende su electricidad a precio de mercado, cuando está dentro de la banda de precios fijada, pero si el precio baja a un valor menor el Estado compensa a la empresa, y si el precio de venta es superior a los valores de la horquilla de fluctuación, entonces la empresa debe entregar al Estado sus excedentes. De esta forma, se protege la inversión de las empresas”, agrega. 

Figura 1. Funcionamiento de los CfD. Fuente: Consejo de la Unión Europea (2024).

El desarrollo de redes eléctricas marinas es otro factor crítico. A diferencia de los parques eólicos terrestres, la conexión de la eólica offshore al sistema eléctrico requiere infraestructuras costosas, especialmente en un país con una geografía extensa como Chile. 

En Europa, la solución ha sido el desarrollo de redes transfronterizas, verter la electricidad de diversos parques eólicos marinos ubicados en el espacio marítimo  de diversos países, para reducir los costes de redes. 

“No obstante, por las características geográficas de Chile, y de las regiones donde se proyectan los primeros parques eólicos marinos (región del Biobío), se debe optar por redes eléctricas offshore radiales, es decir, que conectan de forma individual a los parques eólicos marinos al sistema eléctrico, la opción más onerosa. Si Chile decide instalar parques eólicos marinos, debe saber que tendrá que financiar, vía subsidios u otra fórmula, una parte importante de los costos de los proyectos y las redes eléctricas costa fuera. En caso contrario, el precio de la electricidad generada con esta energía renovable no será competitiva económicamente”, señala Alberto Olivares

“Además, Chile debe tener en consideración que existe una cadena de valor que debe desarrollar, adaptar puertos, contar con barcos para transportar los aerogeneradores, impulsar nuevas profesiones y oficios especializados, disponer de suministros fiables de aerogeneradores, entre otros desafíos. La industria eólica offshore no solo es cara, sino que también extremadamente compleja, desde la perspectiva técnica, y requiere de una importante inversión para disponer de una cadena de valor que permita contar con una industria competitiva”, añade. 

Más allá de los aspectos económicos, la planificación debe abordar la coexistencia con otras actividades marítimas y la protección ambiental. En Europa, la regulación incluye planes de ordenación del espacio marino (POEM), que establecen zonas específicas para la instalación de proyectos sin afectar áreas protegidas ni interferir con la pesca y la navegación. 

Esto significa que se requiere de una actuación integrada de un conjunto de asuntos relacionados con un nuevo modelo de gobernanza marina. 

“La Hoja de Ruta que está elaborando Chile debería ser el instrumento que entregue las ideas matrices del régimen jurídico y económico que permita un desarrollo sostenible y resiliente de la industria eólica marina”, subraya el profesor de Derecho de la Energía de la UNIR. 

“Entre otros aspectos, se debe ofrecer un régimen administrativo de autorizaciones y concesiones ágil, que reduzca los plazos del proceso de autorizaciones, sin disminuir los estándares ambientales. El régimen económico también es esencial para atraer a inversores; las subastas con contratos por diferencia parece ser el esquema favorito de la UE. De esta forma, el entorno regulatorio y económico favorable y la previsión de los temas antes enunciados serán claves para que la industria eólica marina pueda ser desarrollada en Chile, que brinde seguridad al sistema eléctrico, facilite la transición a la neutralidad energética y genere nuevas oportunidades de negocios”, concluye. 

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Sungrow redobla su apuesta por soluciones de almacenamiento con su PowerTitan 2.0

El almacenamiento energético es un pilar fundamental para la transición energética en Latinoamérica. Sin soluciones eficientes, seguras y estables, la expansión de las energías renovables podría verse comprometida. Así lo destacó José Medina, ingeniero especialista en sistema de almacenamiento en Sungrow, durante su keynote en Future Energy Summit México (FES Mexico), titulada «PowerTitan 2.0: Potenciando el futuro energético en Latam».

“La transición energética en Latinoamérica no es una opción, es una necesidad; y el almacenamiento energético va a cumplir un rol clave en poder lograr este objetivo”, enfatizó Medina.

En este contexto, Sungrow ha desarrollado tecnologías de almacenamiento que responden a los desafíos de la región, con soluciones diseñadas para maximizar la eficiencia y la confiabilidad de los sistemas renovables.

PowerTitan 2.0: innovación en almacenamiento 

Como parte de su compromiso con el desarrollo del almacenamiento energético, Sungrow ha lanzado al mercado el PowerTitan 2.0, una solución que integra inversores y baterías en un mismo sistema para aumentar la eficiencia y optimizar la respuesta de la red. “Nuestra última solución ya lanzada al mercado hace un par de meses es nuestro PowerTitan 2.0. Son 5 MWh en un contenedor de 20 pies”, explicó Medina.

Este sistema destaca por su arquitectura integrada de AC y DC, lo que permite una mayor flexibilidad en su implementación, dependiendo de las necesidades específicas de cada proyecto. “Esto nos permite aumentar la eficiencia total de carga/descarga del sistema, como así también disminuir los tiempos de respuesta frente a distintas consignas de control”, detalló.

Además, PowerTitan 2.0 incorpora un SKID de 20 pies, que incluye un transformador de media tensión, una RMU y el Smart Control Cabinet (SCC). Este gabinete centraliza la gestión de señales de comunicación a través de un controlador local, optimizando la operación de los módulos de baterías y los inversores mediante el protocolo Modbus, el cual se comunica directamente con el sistema de gestión de energía (EMS).

Seguridad y eficiencia: claves del almacenamiento de Sungrow

Uno de los aspectos fundamentales en el desarrollo de soluciones de almacenamiento es la seguridad operativa. Sungrow ha implementado estándares internacionales de protección, incluyendo ISC, UL y NFPA, y ha sido pionero en la realización de pruebas a gran escala para validar la resistencia de sus sistemas ante eventos extremos.

“Hemos sido pioneros en desarrollar un Large Scale Burn Test supervisado por DNV y más de 100 clientes”, mencionó Medina. En este test, un contenedor de baterías fue sometido a thermal runaway durante más de 26 horas sin afectar a los sistemas adyacentes. “Se logró demostrar y validar que nuestras distancias de separación entre contenedores son apropiadas y seguras”, añadió.

En términos de eficiencia, PowerTitan 2.0 mantiene un sistema de refrigeración líquida, tecnología que permite una mejor gestión térmica y una reducción del consumo energético. “Nuestra solución es una solución de refrigeración líquida pero eficiente, ya que en función de distintas características e inputs puede operar en distintos modos de control, logrando reducir considerablemente el gasto energético frente a otras tecnologías”, explicó el especialista.

En el contexto de la transición energética, el almacenamiento no solo juega un rol en la gestión de energía, sino también en la estabilización de la red eléctrica. PowerTitan 2.0 incorpora tecnología grid forming, “esto permite aumentar y dar soporte de inercia, tener capacidad de blackstart, dar soporte a los principales controles de frecuencia y de voltaje que tanto requiere la red eléctrica en estos momentos”, explicó Medina.

Casos de éxito y expansión de Sungrow en Latinoamérica

Con más de 16 GWh instalados a nivel global con la tecnología PowerTitan 2.0, Sungrow ha logrado consolidarse como un líder en almacenamiento energético, tanto en proyectos de gran escala como en soluciones para mercados emergentes. “A nivel global ya contamos con más de 16 GWh con nuestra solución PowerTitan 2.0”, destacó Medina.

En Latinoamérica, la compañía tiene más de 7 GWh adjudicados en contratos y 3 GWh bajo acuerdos de servicio a largo plazo (LTSA), garantizando la disponibilidad y el rendimiento de los sistemas durante 15 a 20 años. En México, Colombia y Chile, Sungrow ha establecido oficinas estratégicas para atender las crecientes necesidades del sector energético.

Uno de los proyectos más destacados es uno de 139 MW / 638 MWh en Chile, operando con acople en DC y utilizando inversores centrales de la compañía. Otros proyectos incluyen 28 MW / 56 MWh, 100 MW / 200 MWh, 200 MW / 400 MWh y 260 MW / 260 MWh, demostrando la capacidad de escalabilidad de la tecnología.

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FE Energy exhorta a impulsar el enorme potencial de la energía eólica en Argentina

Argentina posee un recurso eólico privilegiado a nivel internacional y un potencial inmenso para liderar la transición energética en la región. Sin embargo, aún enfrenta desafíos en términos de optimización de proyectos y desarrollo del sector. Así lo consideró Alberto García Feijó, CEO y fundador de FE Energy, durante su intervención como moderador de un panel en el evento Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde debatió junto a representantes de Goldwind, Telener360, Nordex y TotalEnergies sobre las perspectivas de los grandes actores del sector eólico en el país.

«Argentina tiene un potencial tremendo en la parte renovable eólica. El viento que existe en este país es privilegiado a nivel internacional, tanto en el espacio como en el recurso disponible», enfatizó García Feijó, quien lidera una empresa con presencia en España, Colombia, República Dominicana, México y Argentina, especializada en el desarrollo de proyectos eólicos, soluciones híbridas con fotovoltaica y almacenamiento en baterías.

Uno de los puntos centrales de su intervención fue la importancia de optimizar los proyectos eólicos desde la instancia de medición del recurso. Según el directivo, contar con datos precisos es determinante para maximizar la eficiencia de cada parque eólico y minimizar riesgos.

«No se puede escatimar en medir en eólica. Es un tema imprescindible y hay que medir bien», afirmó, resaltando que una medición de calidad desde la conceptualización del proyecto hasta la elección de la turbina adecuada es clave para garantizar la viabilidad técnica y financiera de los desarrollos.

En ese sentido, destacó la evolución de las tecnologías de medición, como el uso de Lidar, aunque reconoció que aún existen debates sobre su bancabilidad. «Todavía es cuestionable si son bancables o no, pero desde el punto de vista de complementar las mediciones, resultan herramientas valiosas», comentó.

Asimismo, resaltó la necesidad de adaptar las estrategias de medición a las características del territorio. «Para grandes proyectos o para orografías complejas, realizar una campaña de medición completa sin tener que instalar muchas torres es un reto. En estos casos, los Lidar permiten reducir esfuerzos, facilitar la movilidad y sortear obstáculos regulatorios», explicó.

El mercado eólico en transformación

Desde su experiencia de más de 20 años en el sector, García Feijó analizó la evolución del mercado eólico a nivel global y su impacto en Argentina. Recordó cómo hace 15 años el panorama era muy distinto, con una mayor diversidad de fabricantes y una alta demanda que obligaba a las empresas a reservar turbinas con antelación.

«Hubo una época dorada en España, entre 2005 y 2007, cuando los tecnólogos tenían tantos contratos que había que esperar para poder acceder a turbinas. Se hacían acuerdos marco de grandes megavatios», recordó. Hoy, sin embargo, la industria ha experimentado una concentración de fabricantes y una competencia feroz con otras tecnologías renovables.

Esta dinámica, según el directivo, ha llevado a los tecnólogos a perfeccionar sus modelos y a explorar hasta dónde pueden optimizar la generación sin comprometer la viabilidad técnica y estructural de los aerogeneradores. «El tecnólogo ha tenido que esforzarse para optimizar el rendimiento, realizar estudios de carga y adaptar los equipos a condiciones cada vez más exigentes», detalló.

Desafíos y oportunidades en Argentina

En el contexto argentino, García Feijó destacó la necesidad de aprovechar de manera inmediata los recursos renovables disponibles, ya que cada día sin desarrollo representa una oportunidad desperdiciada. «Cada minuto que pasa, cada segundo que pasa, se está desperdiciando una energía que atraviesa el país y no se está aprovechando. Es como tener un pozo petrolero abierto y dejar que el petróleo se pierda», ilustró.

El país cuenta actualmente con una capacidad instalada de 4.343 MW de energía eólica interconectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), pero existen enormes oportunidades de expansión si se generan las condiciones adecuadas. Entre ellas, el CEO de FE Energy subrayó la necesidad de incentivos regulatorios claros y estabilidad financiera para atraer inversión extranjera.

En este sentido, mencionó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una medida que busca fomentar el desarrollo de proyectos estratégicos en Argentina. «Se ha hablado mucho del RIGI y se seguirá hablando. Lo que necesitamos es saber cómo se van a aplicar estas medidas y cómo van a impactar en el sector eólico», planteó.

Finalmente, García Feijó resaltó que Argentina tiene el potencial para convertirse en un líder mundial en energía eólica, superando incluso a países con mercados más consolidados, como España. Para reforzar su mensaje, compartió un dato clave: el pasado 25 de febrero de 2025, España generó más de 260 GWh de electricidad a partir del viento, convirtiéndose en el país europeo con mayor producción de energía eólica en esa jornada.

«Si en España hemos logrado esto con un factor de planta del 30%, en Argentina, que cuenta con recursos de calidad superior, es solo cuestión de tiempo para que el país lidere esta tecnología a nivel global», concluyó, animando al sector a seguir avanzando en el desarrollo de proyectos renovables y a capitalizar el enorme potencial del viento argentino.

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FMO evaluó el nuevo escenario energético y retos de financiamiento y expansión sectorial en Argentina

FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, fue una de las grandes entidades que acompañaron el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.  

Angie Salom, manager energy Latin America & Caribbean de FMO, analizó el cambio de enfoque en el financiamiento energético en el país, las oportunidades y desafíos que se presentan para la inversión privada, tanto en materia de generación, transmisión, distribución y almacenamiento de energía. 

“El año pasado esperábamos certeza de que se continuara apoyando a las renovables, pero en 2025 la conversación es totalmente diferente, más enfocada hacia la transmisión, la generación distribuida y baterías. Es un cambio muy interesante y que desde FMO estamos para apoyar”, sostuvo. 

Históricamente, FMO ha financiado proyectos de energía solar y eólica en Argentina, desde Salta hasta la Patagonia. Sin embargo, la dinámica del sector ha cambiado y ahora las inversiones comienzan a girar en torno a ,mayor infraestructura y otras tecnologías.

Por ello, la ejecutiva reconoció que los desafíos actuales requieren nuevos modelos financieros y anticipó que en el corto plazo podrían ampliar su cartera de inversiones.

“Ojalá el próximo año podamos responder que también financiamos baterías, redes de transmisión y generación distribuida. O quizás en 5 años tengamos hidrógeno verde”, agregó frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector renovable de Latinoamérica.

Uno de los puntos centrales para las inversiones de la transición energética también radica la existencia de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) confiables, pero también un desarrollador con  equity y know-how para llevarlo a cabo en cualquier condición, a fin de garantizar la viabilidad financiera de las iniciativas.

“El Programa RenovAr abrió el sector renovable y hoy en día los PPA del Mercado a Término han asegurado la continuidad y permitido la relación más directa entre los compradores y los generadores”, subrayó durante el panel de debate “Generación renovable: Oportunidades para el financiamiento y el desarrollo de proyectos en el nuevo contexto de inversiones”. 

El marco regulatorio es otro factor crítico para la inversión en la industria energética, considerando la importancia de claridad hacia la dirección de la política sectorial y que el gran reto radica en la implementación de las regulaciones

«Debemos entender cómo se remunerarán ciertos proyectos y cuáles serán las tasas de retorno», apuntó la manager energy de FMO, haciendo referencia a las nuevas normativas de la Secretaría de Energía de la Nación, entre ellas la Resolución SE 21/2025 que avanza en la desregulación del sistema eléctrico y la contratación por parte de las distribuidoras. 

“También estamos atentos a cómo se liberarán algunos cuellos de botella, principalmente en la capacidad de transmisión, y cómo se permitirá el acceso al sector privado para construir esos proyectos y tener un retorno razonable, confiable y predecible”, señaló. 

Por lo que, la posibilidad de que el sector privado participe en el desarrollo de redes de transmisión será una ventana de oportunidad para destrabar inversiones y financiamiento, lograr mayor penetración de renovables y cumplir con los objetivos de descarbonización. 

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APsystems revela sus avances tecnológicos para instalaciones PV y BESS

APsystems, líder en soluciones tecnológicas para energía fotovoltaica, presentó sus más recientes innovaciones en el marco del APsystems Day, un evento organizado por Strategic Energy Corp.

Durante la jornada, Gustavo Marín, Branch Manager Latam de APsystems, detalló los avances de la compañía en el sector y su apuesta por la eficiencia y la seguridad en la conversión de energía.

DS3-LV: Innovaciones en eficiencia y facilidad de instalación

Uno de los productos más destacados de la presentación fue el microinversor DS3-LV, diseñado específicamente para el mercado latinoamericano. «Es un microinversor monofásico de 127V (89V-154V), compatible con dos módulos de 22V-60V y con una potencia máxima de salida de 900W», explicó Marín. Su diseño prioriza la eficiencia energética, alcanzando un 97% de rendimiento, y cuenta con protección AFCI interna y certificación UL1741.

La propuesta de APsystems simplifica el proceso de instalación y reduce costos significativamente. «Es un producto mucho más sencillo y rápido de instalar. Se trata de un sistema ‘plug and play’, sin necesidad de actualizaciones ni configuraciones adicionales», aseguró el ejecutivo.

En términos de adopción, el DS3-LV ya ha sido implementado en proyectos clave de la región. «En Colombia hemos instalado 3.000 microinversores DS3-LV en viviendas, con un esquema de dos microinversores y cuatro módulos por casa», detalló. En México, el producto también está siendo utilizado en proyectos residenciales de constructoras, consolidando la presencia de APsystems en el sector habitacional.

Expansión al almacenamiento de energía con APstorage

APsystems ha dado un paso adelante en soluciones de almacenamiento energético. Marín explicó que la empresa, que históricamente se ha enfocado en microinversores, ha incursionado en el segmento de almacenamiento con una solución de 5kW y un nuevo sistema de conversión de energía (PCS): el modelo ELS de 11.4K.

«Nos alineamos con la tendencia del almacenamiento energético y lanzamos el sistema de conversión de energía PCS modelo ELS de 11.4K en nuestra línea APstorage», comentó. Este producto permite una mayor autonomía, brindando flexibilidad tanto para sistemas conectados a la red como para aplicaciones aisladas.

La seguridad es un pilar clave en el diseño de APstorage. «Hemos priorizado la protección de los instaladores mediante el uso de voltajes bajos», afirmó Marín. El modelo ELS opera con baterías de 48V a 52V, cuenta con protección IP65/NEMA 6 y permite diferentes configuraciones de alta y baja tensión, adaptándose a las necesidades específicas de cada instalación.

EMA Manager: monitoreo avanzado en una sola plataforma

Otro de los anuncios clave fue el desarrollo de EMA Manager, una herramienta digital que permite la visualización integral del sistema fotovoltaico y de almacenamiento en tiempo real. «Nuestra plataforma es compatible con sistemas operativos de Apple y Google y ofrece una visión clara del consumo, la generación y el estado del almacenamiento», explicó Marín.

La plataforma brinda información detallada sobre la carga del sistema, la exportación a la red y el autoconsumo, optimizando la gestión energética. «Podemos indicar al sistema que no haga inyección a la red y que solo utilice la energía generada para el autoconsumo, lo que permite un mejor control del flujo energético», destacó.

Además, EMA Manager permite visualizar en un solo entorno toda la infraestructura instalada, evitando la fragmentación en múltiples cuentas y facilitando la administración de los sistemas fotovoltaicos. «Los usuarios pueden monitorear la producción y el consumo en gráficos detallados, con registros desde el inicio del sistema hasta el final del día», agregó.

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Puma Argentina firma su primer acuerdo de abastecimiento renovable con 360Energy

PUMA Argentina S.A. y 360Energy anuncian la firma de un Power Purchase  Agreement (PPA) que marca un importante hito en la estrategia de sostenibilidad de  la reconocida marca deportiva en el país. Se trata del primer acuerdo de  abastecimiento de energía renovable de PUMA Argentina, mediante el cual inicia  el cambio en su matriz energética y el consecuente impacto en el medio ambiente. 

El contrato tiene una duración de 5 años y permitirá abastecer con energía 100%  renovable la planta de PUMA situada en La Rioja, a solo 200 kilómetros del  Complejo Solar de 360Energy ubicado en el Departamento Chilecito de esa  provincia y de donde provendrá la energía. PUMA posee una trayectoria de más de  45 años en Argentina y su planta de producción propia desde el año 1981.  

La planta de PUMA en La Rioja es la única planta de producción propia de la marca  a nivel global. Allí se produce una amplia gama de calzados deportivos que abarcan  desde fútbol hasta running, fitness y tiempo libre, tanto para adultos como para 

niños. Gracias al acuerdo firmado con 360Energy, lograrán la producción de 3  millones de productos cada año a partir de energía 100% limpia.  

Este PPA contempla un suministro de 2,9 GWh anuales de energía limpia, lo que  representa un significativo avance en la reducción de la huella de carbono de la  compañía. «Este acuerdo representa un paso fundamental en nuestro compromiso  con la sostenibilidad y la lucha contra el cambio climático. Estamos demostrando  que la industria deportiva puede ser un agente de cambio ambiental», señaló Gustavo Marques, Managing Director Argentina. 

Por su parte, Federico Sbarbi Osuna, CEO para hemisferio Sur de 360Energy,  destacó: «Estamos orgullosos de acompañar a PUMA Argentina en su camino hacia  la descarbonización. Este tipo de acuerdos demuestra que las grandes empresas  son una pieza clave para liderar el cambio energético en Argentina, generando  impactos positivos tanto ambientales como económicos». 

Impacto Ambiental Positivo 

El acuerdo permitirá reducir aproximadamente 1300 toneladas de emisiones de  CO₂e anuales, equivalente a plantar más de 20.000 árboles. Además, fortalece el  desarrollo de la matriz energética renovable en Argentina, promoviendo la  generación distribuida y el uso eficiente de recursos naturales abundantes en la  región. 

El complejo solar de 360Energy en La Rioja, que abastecerá a PUMA, es uno de los  parques solares fotovoltaicos más grandes de Argentina, destinados a abastecer a  empresas privadas. Siendo una instalación de última generación, aprovecha las  excepcionales condiciones de radiación solar de la provincia, la cual es  considerada una de las mejores del país para este tipo de generación.

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Solis Inverters deslumbra en RE+ México 2025 con el lanzamiento de la innovadora Serie Solis Solarator

Del 5 al 7 de marzo de 2025, Guadalajara se convirtió en el epicentro de la innovación en energías renovables con la celebración de RE+ México 2025. Con más de 10,000 asistentes, el evento reafirmó la creciente demanda y el dinamismo del sector solar en la región.

Solis Inverters tuvo una participación destacada, captando la atención de más de 650 visitantes interesados en su nueva Serie Solis Solarator, una línea de inversores solares diseñada para ofrecer soluciones energéticas de alto rendimiento, confiabilidad y eficiencia.

La presentación de esta innovadora serie superó las expectativas, consolidando a Solis como un referente en tecnología fotovoltaica.

Un lanzamiento que marcó la diferencia

A lo largo de los tres días de expo, el equipo de Solis LATAM compartió con los asistentes los más recientes avances en tecnología solar. Uno de los momentos más esperados fue la presentación del CTO LATAM de Solis, Sergio Rodríguez Moncada, quien detalló la compatibilidad, beneficios y ventajas de la Serie Solis Solarator, destacando su impacto en la generación y almacenamiento de energía.

Productos estrella en exhibición

Durante el evento, Solis presentó una selección de inversores de la Serie Solis Solarator, diseñados para satisfacer las necesidades de diversos segmentos del mercado:

  • S6-EH2P(5-8)K02-SV-YD-L: Inversor residencial con almacenamiento, optimizado para la red eléctrica local.
  • S6-EH2P(10-16)K03-SV-YD-L-US: Inversor residencial con almacenamiento, adaptado a las necesidades del mercado norteamericano.
  • S6-EH3P(30-60)K-H-US: Solución de almacenamiento de energía para el sector comercial e industrial.

El crecimiento de la energía solar en México

Con México proyectado para superar los 10 GW de capacidad solar instalada en 2025, el sector fotovoltaico se encuentra en plena expansión. La creciente demanda de energía limpia, los avances tecnológicos y las nuevas políticas gubernamentales están impulsando la generación distribuida (GD) y las soluciones de almacenamiento de energía, elementos clave para el futuro del mercado.

Solis Solarator: Diseñado para la transición energética en LATAM

La nueva Serie Solis Solarator ha sido desarrollada para abordar los principales desafíos energéticos de América Latina, ofreciendo soluciones escalables y confiables. Entre sus características destacadas se encuentran:

  • Integración con generadores diésel: Garantiza disponibilidad de energía 24/7 con un sistema híbrido altamente eficiente.
  • Escalabilidad y flexibilidad: Capacidad de operar hasta seis unidades en paralelo, permitiendo soluciones de almacenamiento personalizadas y ampliables.
  • Fiabilidad en entornos desafiantes: Diseño robusto que soporta fluctuaciones en el suministro eléctrico, asegurando una energía estable y continua.

La Serie Solis Solarator no solo representa un avance tecnológico, sino también el compromiso de Solis con la estabilidad y sostenibilidad energética en América Latina.

Acerca de Solis

Solis (Ginlong Technologies) es uno de los principales fabricantes de inversores solares a nivel global, con una trayectoria de liderazgo desde su fundación en 2005. La empresa está comprometida con la aceleración de la transición hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala.

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Vaca Muerta mantiene firme su tendencia al desarrollo

Según un informe elaborado por Oil Production Consulting, el sector de hidrocarburos en Argentina continúa mostrando una evolución significativa, con tendencias al alza en la producción de petróleo y gas. Basados en datos de la Secretaría de Energía, el informe indica que la producción total de petróleo en enero de 2025 alcanzó los 118.704 m3/d, mientras que la producción de gas se ubicó en 138.481 Mm3/d. Estos resultados reflejan el impacto de inversiones sostenidas en el sector, así como el avance de los proyectos no convencionales.

Evolución de la producción

En la comparación mensual, la producción de petróleo mostró una leve caída del 1,4%, mientras que la de gas registró un crecimiento significativo del 11,5%. Este comportamiento refleja fluctuaciones propias de la estacionalidad y ajustes operativos de las principales empresas productoras.

Por otro lado, la producción no convencional (NOC) continúa consolidándose como un factor clave para el crecimiento del sector. En enero de 2025, el petróleo no convencional representó el 59% del total producido, con 70.484 m3/d, mientras que el gas no convencional alcanzó los 85.208 Mm3/d, lo que representa el 62% del total.

Principales productores

El ranking de producción por empresa muestra a YPF S.A. como la principal operadora del país, con una participación del 47,4% en la producción de petróleo y del 25% en gas. Le siguen Pan American Energy, Vista Energy Argentina y Pluspetrol. En el segmento no convencional, la operación de YPF en Loma Campana sigue liderando la extracción de petróleo, mientras que Fortín de Piedra, de Tecpetrol, mantiene su posición como el mayor productor de gas no convencional.

Otras compañías con una presencia destacada en la producción nacional incluyen Total Austral, que tiene una fuerte participación en la producción de gas en la Cuenca Austral, y Shell Argentina, que continúa aumentando su producción en la formación de Vaca Muerta.

Distribución por cuenca

La cuenca Neuquina sigue siendo la región de mayor producción de hidrocarburos en el país, aportando el 71% del petróleo y el 70% del gas total. La cuenca del Golfo San Jorge ocupa el segundo lugar en petróleo con un 25%, mientras que en gas, la cuenca Austral representa el 20% del total.

Las cuencas Cuyana y del Noroeste continúan con una participación marginal en la producción nacional. Sin embargo, los esfuerzos de algunas operadoras buscan optimizar la producción en estos yacimientos maduros mediante nuevas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

Exportaciones y mercado internacional

Durante enero de 2025, las exportaciones de petróleo crudo continuaron en niveles elevados, impulsadas por la creciente demanda en mercados como Chile y Brasil. En el caso del gas, las exportaciones hacia Chile aumentaron en un 15% respecto al mes anterior, en línea con los compromisos asumidos bajo los contratos estacionales de exportación.

El crecimiento en la producción ha permitido que Argentina mantenga su capacidad de abastecimiento interno al mismo tiempo que fortalece su presencia en el mercado regional. Sin embargo, las restricciones en la infraestructura de transporte siguen siendo un desafío para ampliar las oportunidades de exportación.

Inversiones en infraestructura

Uno de los puntos clave del sector es la expansión de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos. El Gasoducto Néstor Kirchner ha permitido aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta, aunque se requieren nuevas inversiones para fortalecer su capacidad de transporte y almacenamiento.

Asimismo, el desarrollo de terminales de licuefacción para la exportación de GNL se encuentra en evaluación. El proyecto de Argentina LNG podría consolidar al país como un proveedor estratégico en el mercado global, reduciendo la dependencia de la exportación de gas por gasoductos.

Tendencias y perspectivas

El crecimiento de la producción de gas sugiere un fortalecimiento del Plan Gas.Ar y el desarrollo de infraestructura para la exportación. En el caso del petróleo, el aumento de la producción no convencional, especialmente en Vaca Muerta, refuerza la competitividad de Argentina en el mercado internacional.

Los desafíos a futuro incluyen la necesidad de mayores inversiones en infraestructura de transporte, regulaciones favorables para la exportación y estabilidad macroeconómica que permita consolidar el crecimiento del sector. A su vez, la transición energética y la presión ambiental sobre el sector imponen la necesidad de una estrategia a largo plazo que equilibre el desarrollo de los hidrocarburos con la diversificación de la matriz energética del país.

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Neuquén otorgó cuatro nuevas concesiones NC a YPF

El Gobierno de Neuquén, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a YPF. Se trata de las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II, las primeras adjudicadas bajo la gestión de Rolando Figueroa.

Estas cuatro CENCHs abarcan 675,79 km². YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de U$S 340,3 millones, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, YPF está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.

Con estas adjudicaciones, Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36 % del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos, describó el gobierno provincial.

CENCH Narambuena

El área Narambuena tiene una superficie de 212,79 km2 y la titularidad corresponde en un 50 % a YPF y el 50% restante, a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (CDNC). Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo negro.

Durante la etapa piloto, con una duración de 4 años, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 14 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de entre 1.100 y 2.000 metros, entre 15 y 28 etapas de fractura y un distanciamiento de 300 metros entre pozos, distribuidos en 5 PAD, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión total estimada para esta etapa es de 181,2 millones de dólares.

Una vez transcurrido el periodo de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 206 pozos. La inversión total del proyecto es de 3.330 millones de dólares.

CENCH Aguada de la Arena

El área tiene una superficie de 111 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de gas húmedo, condensado y seco.

Durante la etapa piloto, se prevé perforar, completar y poner en marcha 6 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 1.500 metros, con 25 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en 2 PADs, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción.

La inversión para esta etapa es de 63,22 millones de dólares. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 205 pozos nuevos. La inversión total de proyecto es de 4.184 millones de dólares.

CENCHs La Angostura Sur I y La Angostura Sur II

El área NC “La Angostura Sur I” tiene una superficie de 249 km2; mientras que “La Angostura Sur II” posee una superficie de 103 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo volátil y petróleo negro.

En La Angostura Sur II, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 3 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros y con 28 ramas de fractura. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 87 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es 1.951 millones de dólares.

En lo que respecta al plan piloto de La Angostura Sur I, se prevé perforar, completar y poner en marcha 4 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros, con 28 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en cuatro locaciones. En la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 175 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es de 3.450 millones de dólares.

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Oleducto: VMOS ya cuenta con el RIGI

“El Comité Evaluador aprobó el segundo proyecto enmarcado en el RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones) y primero de Exportación Estratégica de largo plazo”, confirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, con relación al Proyecto VMOS que comprende el tendido del oleoducto Vaca Muerta Sur con una inversión calculada en U$S 2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo.

“Esta inversión va a permitir exportaciones de petróleo por más de U$S 15.000 millones por año”, destacó el funcionario, quien envió “felicitaciones a Daniel Gonzalez (Secretario de Coordinación de Energía y Minería) y a todo el Comité por la pronta respuesta”.

El consorcio de productores en VMOS esta integrado por YPF, Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Sur (PAE), Pluspetrol, Chevron Argentina y Shell Argentina. Las dos últimas confirmaron hace pocos días que se sumaban como socias en el proyecto, luego de recibir sendas aprobaciones desde sus sedes mundiales.

Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, y el comienzo de la operación comercial en julio de 2027.

Los Accionistas en VMOS, YPF, Vista, Pampa, PAE han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vezPluspetrol, Chevron y Shell aportarían un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme, se describió.

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Los acuerdos de prórroga en Río Negro significan una inyección económica de USD 270 millones

El Gobierno de Río Negro alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas petroleras, asegurando una inversión total de 270,5 millones de dólares en concesiones hidrocarburíferas. Los convenios extienden los plazos de explotación de 11 áreas estratégicas hasta 2035 y 2037. Cuatro de estos acuerdos ya fueron ratificados por la Legislatura provincial, mientras que el firmado con Tecpetrol a principios de esta semana está próximo a ser elevado para su tratamiento.

Los fondos generados por estos acuerdos serán dirigidos al financiamiento de infraestructura con impacto en sectores económicos, urbanos, de seguridad y saneamiento, así como a programas sociales, sanitarios, educativos y productivos.

Las áreas incluidas en los acuerdos representan actualmente el 45% de la producción de petróleo y el 58% de la producción de gas de la provincia. 

A partir del conocimiento de las áreas, tras considerar su historial de producción y las campañas realizadas los últimos 10 años, la Secretaría de Hidrocarburos aprobó los planes de inversión que se ajustan a la realidad actual de cada yacimiento. En este sentido, está previsto que durante la extensión de los contratos las empresas realicen una veintena de nuevas perforaciones con el fin de continuar el sendero de recuperación de la actividad hidrocarburífera en Río Negro. Si los resultados de los proyectos en marcha son los esperados, las operadoras sumarán una cantidad similar de perforaciones extra.  

Además de los compromisos de inversión, las empresas aportarán 39,1 millones de dólares en ingresos extraordinarios para la provincia y destinarán 500 mil dólares anuales a programas de capacitación.

Según lo establecido en la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento solo podrán utilizar estos recursos para obras y equipamientos, con expresa prohibición de destinarlos a gastos corrientes.

En paralelo, el Gobierno de Río Negro continúa trabajando en la definición del futuro de otras 10 áreas cuya concesión vence entre 2026 y 2028. En estos casos, se priorizará la evaluación de los pasivos ambientales y la explotación racional. En aquellas concesiones donde no se alcancen acuerdos de prórroga, la provincia avanzará en su relicitación para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental.

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Dos nuevos sismos de 2,5 y 3,9 sacudieron Vaca Muerta

Dos nuevos sismos volvieron a hacer temblar las cercanías de la cuenca neuquina de Vaca Muerta. Así, ya son cinco los temblores en lo que va del año.

Según el Instituto Nacional de Prevención Sísmica (Inpres), el primero se registró el jueves 13 de marzo se registró en cercanías a Rincón de los Sauces, donde la empresa Tecpetrol opera el área Fortín de Piedra. Ocurrió a las 07:36 hs de este jueves y se produjo a 7 kilómetros de profundidad.

El segundo tuvo lugar este viernes: fue de 3,9 en la escala Richter y fue percibido esta mañana por vecinos de Sauzal Bonito. El movimiento se registró a 90 kilómetros al noroeste de Neuquén y 40 kilómetros al noreste de Cutral Co. Fue a 10 kilómetros de profundidad.

Desde el Observatorio de Sismicidad Inducida continúan con el monitoreo de estos fenómenos y han destacado que, si bien los eventos registrados hasta el momento no han generado daños estructurales ni han sido percibidos por la población, es importante seguir evaluando el impacto de la actividad petrolera en la región.

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Informes: Oilprice compara a Vaca Muerta (Neuquén) con Cuenca Pérmica (Texas)

La web especializada Oilprice.com dedicó espacio a Vaca Muerta, destacando que la comparan con la Cuenca Pérmica, clave del autoabastecimiento petrolero de USA. Oilprice.com abordó Vaca Muerta en la Argentina de Javier Milei. La nota de Matthew Smith, muy optimista acerca de la economía de Javier Milei (quizás en exceso), tiene un par de datos muy interesantes. Por un lado, la mención de que Repsol no avanzó sobre el yacimiento, pero sí Cristina Fernández de Kirchner cuando reestatizó YPF. Luego, este fragmento: «Si bien esta cuenca de hidrocarburos no convencionales se ha comparado a menudo con la formación de esquisto […]

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Actualidad: Terra Ignis, la petrolera provincial que puede quedarse con las operaciones de YPF en Tierra del Fuego

La empresa de hidrocarburos de Tierra del Fuego, Terra Ignis, avanza en las negociaciones con YPF para transferir a la empresa provincial la operación de áreas estratégicas, como parte de la estrategia de desinversión de la compañía nacional que busca enfocarse en el desarrollo de sus áreas no convencionales de Vaca Muerta. En la provincia, la compañía tiene a su cargo la operación de siete bloques onshore y otros dos no operados, además de facilities e infraestructura clave para el desarrollo de los recursos en la provincia que negocia para el trasapaso como parte de la segunda etapa del Proyecto […]

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Economía: Un banco brasileño dejará a los argentinos ganar en dólares

La entidad más importante de Brasil anunció su llegada a la Argentina. Entre sus ofertas está la posibilidad de accedes a acciones y bonos que no están disponibles en el mercado local. Con la intención de ampliar su red de negocios en América Latina, el banco Inter incorporó a Argentina en su lista de países para extender su red de operaciones. Esta entidad financiera es una de las más grandes de Brasil y eligió como socio comercial para expandir las fronteras del negocio al Grupo Bind. Entre los productos que ofrecerá esta fusión de capitalistas destaca la Cuenta Global de […]

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Rio Tinto reactivaría un proyecto de litio de Catamarca que había sido diferido en 2024

HOUSTON.- Río Tinto, uno de los grandes jugadores de la industria minera a nivel global, que a principios de este mes tomó formalmente el control de los proyectos de Arcadium Lithium, el principal productor del litio en la Argentina, acelerará este año el desarrollo del mineral en el país. No sólo a partir del lanzamiento de Rincón, el proyecto de litio ubicado en Salta en el que viene trabajando desde hace más de cinco años, que a mediados de 2025 iniciará la construcción de una planta de hasta 60.000 toneladas anuales (tn/año) de carbonato de litio grado batería, sino también mediante la reactivación de inversiones que estaban en el portafolio de Arcadium que habían sido diferidas o secuencializadas por la empresa norteamericana. Río Tinto está a cargo de las operaciones locales de Arcadium desde el 6 de marzo, hace menos de 10 días.

Según indicaron fuentes de la empresa en el CERAWeek, la conferencia de energía que se realiza esta semana en Houston, la compañía retomará una inversión que había sido pausada en 2024 para ampliar una planta de carbonato de litio en el Salar del Hombre Muerto, en Catamarca. Se trata de la etapa 1B de Fénix, el nombre con el que Arcadium denominó al programa de expansión de su capacidad instalada en el país. La fase 1A concluyó en 2024 y permitió sumar más de 10.000 toneladas de producción de carbonato el año pasado en Catamarca. La fase 1B, que permitirá sumar una oferta similar, había sido pausada en septiembre de 2024 como consecuencia de la caída del precio internacional del litio.

En ese momento, Arcadium informó que avanzaría de manera secuencial con la ejecución de Sal de Vida, otro proyecto de litio en la frontera entre Salta y Catamarca, para luego encarar la etapa 1B de Fénix. Sin embargo, según las fuentes consultadas, Rio Tinto revisó esa medida y ahora decidió volver al plan original de Arcadium, que consistía en avanzar en simultáneo con ambos proyectos. Así lo indicó en Houston un ejecutivo de Río Tinto, que pidió la reserva de nombre.

Lectura

“Vemos que se estabilizó la economía, las reformas macroeconómicas mejoraron la situación y la inflación está cayendo dramáticamente al 2% mensual. Eso permite balancear los libros (contables de la empresa) y generar confianza de que las cosas van a seguir mejorando”, explicó.

El directivo ponderó la creación del RIGI, el régimen de incentivos a la inversión que impulsó el gobierno de Javier Milei, como un instrumento que permite disipar los riesgos intrínsecos que aún acarrea una macroeconomía inestable y con restricciones cambiarias como la argentina.

“Para nosotros, el RIGI fue un factor muy importante a fin de tomar nuestra decisión de invertir significativamente en la Argentina. Le da al inversor protecciones y estabilización por 30 años apoyada con protecciones de arbitraje internacional”, destacó, antes de añadir que “con la certidumbre del RIGI podemos mantener el momentum y protegernos de la macroeconomía”.

Encuentros

Jakob Stausholm, CEO del grupo Rio Tinto, se reunió al menos dos veces con el presidente Milei en los últimos seis meses. La última fue en Roma, pocos días después de que la empresa anunciara una inversión de US$ 2500 millones hasta 2028 en el proyecto Rincón para construir una planta de 60.000 tn/año de litio en Salta. Stausholm, que en los ’90 vivió varios años en la Argentina a cargo del área financiera de Shell, enfatizó en diciembre que la aprobación del RIGI fue clave que el directorio de accionistas de Rio Tinto avalara la inversión en la Argentina.

En diciembre, Rio Tinto informó que la capacidad de Rincón de procesar 60.000 toneladas de litio carbonato de alta calidad para baterías por año incluye una planta piloto inicial de 3.000 toneladas y la planta de expansión de 57.000 toneladas, que empezará a ser construida a mediados de año. Está previsto que la vida útil del proyecto sea de 40 años. Se espera que la primera producción comience en el 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad.

, Nicolas Gandini

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Empresas: La industria santafesina busca posicionarse como proveedora en minería, gas y petróleo

En el marco de la Expoagro 2025, el ministerio de Desarrollo Productivo de Santa Fe encabezó una reunión de trabajo de la Mesa de Gas, Minería y Petróleo, en la que participan empresas de la región que buscan posicionarse como proveedoras del sector. En diálogo con El Ciudadano, el ministro Gustavo Puccini detalló sobre los avances de esta instancia que sigue sumando firmas de la provincia. Según destacó, Santa Fe está emergiendo como un actor clave en la industria de petróleo y gas en Argentina, especialmente en relación al desarrollo de Vaca Muerta. Para seguir leyendo haga click aquí Fuente: […]

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Vaca Muerta: YPF quiere invertir solamente en Vaca Muerta a partir de 2026 y posterga la venta de Metrogas hasta después de las elecciones

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, contó ante unos 100 ejecutivos petroleros sus planes para 2025. Se viene una fuerte discusión entre empresas para reducir costos en Vaca Muerta. La petrolera YPF quiere ser una empresa 100% no convencional y enfocará todas sus inversiones a partir de 2026 en Vaca Muerta, que es donde está la mayor rentabilidad. Así lo dijo su presidente y CEO, Horacio Marín, en una charla que dio este jueves para unos 100 ejecutivos convocados por el IAPG Houston, sede del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Desde la madrugada local en […]

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La Mirada: «Vaca Muerta va a necesitar USD 19.000 millones de inversión por año»

El CEO de Tecpetrol celebró las medias económicas de Milei y manifestó su interés por incrementar las exportaciones de gas a Brasil. Ricardo Markous pasó por el CERAWeek y, en una charla sobre integración latinoamericana, habló sobre algunos proyectos en carpeta para llevar el gas de Vaca Muerta a toda la región y se mostró optimista en cuanto a la guerra tarifaria de Donald Trump para llegar a un acuerdo “win-win”. “Tenemos un gran plan de integración en Latinoamérica. Trabajamos con Brasil exportando electricidad y a veces importando. Eso es gas de Vaca Muerta que se exporta como electricidad, pero […]

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Minería: Nuevas modificaciones en el Registro Fiscal de Actividades Mineras

La Agencia de Recaudación y Control Aduanero anunció cambios en el Registro Fiscal de Actividades Mineras a través de la Resolución General N° 5663, publicada el 12 de marzo de 2025. Estas modificaciones buscan mejorar la claridad normativa y optimizar los procedimientos de inscripción y retención fiscal dentro del sector minero. El Registro Fiscal de Actividades Mineras, implementado originalmente mediante la Resolución General N° 5333, establece regímenes de retención del Impuesto al Valor Agregado (IVA) y del Impuesto a las Ganancias para las empresas mineras y sus proveedores. Con la nueva resolución, se amplía la posibilidad de que los proveedores […]

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Inversiones: Elsztain vuelve a apostar fuerte en minería, esta vez en un recurso clave para las energías renovables

Eduardo Elsztain, dueño de los más importantes shoppings del país y otros mega desarrollos inmobiliarios, vuelve a apostar fuerte a la minería, esta vez con la inversión de más de u$s 3,5 millones en la minera canadiense Argenta Silver. Eduardo Elsztain, dueño de los más importantes shoppings del país y otros mega desarrollos inmobiliarios, vuelve a apostar fuerte a la minería, esta vez con la inversión de más de u$s 3,5 millones en la minera canadiense Argenta Silver. La compañía es dueña de 100% de los derechos del proyecto El Quevar, en Salta, que ya está en etapa de exploración. […]

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Actualidad: El petróleo de Vaca Muerta llegó a India y amplía su presencia en el mercado asiático

Por primera vez, el país asiático recibió un cargamento de crudo Medanito en un contexto de cambios en su matriz de importaciones. El petróleo extraído en Vaca Muerta continúa ganando presencia en el mercado internacional. En febrero de este año, India recibió por primera vez un cargamento de crudo Medanito, un petróleo ligero de alta calidad proveniente de la cuenca neuquina, según datos de fuentes comerciales. Este hito ocurre en un contexto de modificaciones en el comercio global de hidrocarburos. Desde 2022, India se convirtió en el principal comprador de petróleo ruso transportado por mar, aprovechando los descuentos ofrecidos por […]

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Internacionales: Colombiana Ecopetrol y Petrobras podrían tener licencias para proyecto gasífero en el Caribe en 2026

La petrolera estatal brasileña Petrobras y la colombiana Ecopetrol podrían tener las licencias para su proyecto conjunto Bloque Tayrona en el Mar Caribe a mediados del 2026, dijo el jueves el presidente del regulador de hidrocarburos de Colombia, Orlando Velandia. Ecopetrol y Petrobras desarrollan el proyecto gasífero Tayrona en aguas del Mar Caribe, frente a las costas de Colombia, conformado por los pozos Uchuva-1 y Uchuva-2. Se han confirmado unos 6.000 millones de pies cúbicos de reservas de gas natural, lo que hace que el proyecto sea comercial. Los socios tienen previsto terminar la perforación de un nuevo pozo este […]

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TotalEnergies analiza ofertas por los activos de petróleo no convencional de Argentina

Tras la exitosa venta de activos en Vaca Muerta por parte de la estadounidense ExxonMobil a Pluspetrol, por más de 1.700 millones de dólares, otras compañías internacionales salieron a testear el mercado para ver si pueden conseguir ofertas jugosas por sus áreas en Neuquén.

En ese sentido, hoy, Patrick Pouyanne, CEO global de TotalEnergies, ratificó lo que se comentaba en la industria en las últimas semanas: que la empresa francesa está lista para desinvertir en activos petroleros en Neuquén. El proceso de venta es gestionado por el banco Jefferies, la misma entidad que llevó adelante la operación de ExxonMobil, y que fue la que llevó la idea a Total de testear el mercado por áreas petroleras cercanas a las que adquirió Pluspetrol.

El máximo directivo de la compañía francesa reconoció las tratativas hoy en diálogo con Bloomberg durante el CERAWeek que se lleva adelante en Houston, EE.UU.

Los bloques en venta son La Escalonada y Rincón de la Ceniza, mientras que los activos gasíferos de la compañía en la Cuenca Austral y en la Cuenca Neuquina no forman parte de la transacción. Las ofertas serán de carácter no vinculante.

La empresa espera recibir en las próximas semanas las primeras propuestas de compañías interesadas en los bloques que la empresa opera en el norte de la provincia de Neuquén. Según fuentes del sector, las propuestas económicas deberían presentarse entre finales de marzo y principios de abril.

“No estamos interesados en desarrollar petróleo no convencional por diferentes razones”, dijo Pouyanne a Bloomberg, y agregó que si pueden conseguir precios similares a los de Exxon, podrían desprenderse de áreas en la ventana de crudo de Vaca Muerta.

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Marín confirmó que YPF venderá todos sus yacimientos convencionales para centrarse en Vaca Muerta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó este jueves que la petrolera venderá sus activos en Chubut y en todas las áreas maduras para invertir solamente en Vaca Muerta durante 2026.

Durante su visita a la ciudad estadounidese de Houston, Marín explicó que YPF se desprenderá de todos los yacimientos convencionales. “A partir de 2026 queremos concentrarnos únicamente en Vaca Muerta”, afirmó Marín durante el evento organizado por el IAPG Houston, según detalló Econojournal.

La decisión supone un cambio histórico de paradigma productivo de la petrolera estatal, ya que significa el abandono de su actividad de extracción en todo el territorio nacional, con excepción de Neuquén, para el desarrollo de los proyectos de producción no convencional de gas y petróleo. 

Tal como se informó, en Chubut, en particular, ya se habría puesto en conocimiento de autoridades y directivos de la provincia la intención de la puesta en venta en lo inmediato del bloque Manantiales Behr, perteneciente al Golfo de San Jorge. Se aseguró que ya existen varias empresas privadas interesadas.

El ejecutivo argentino informó que este año YPF avanzó en la desinversión en 55 campos maduros, es decir de explotación primaria semiagotada por método convencional de extracción.

Por otra parte, según reveló la agencia internacional Reuters, Horacio Marín aseguró que YPF busca acelerar su plan de desinversión, que “incluye vender participaciones en proyectos de exploración offshore en Argentina y Uruguay”. Esto abarcaría seis bloques en el Mar Argentino y un séptimo en aguas jurisdiccionales uruguayas, en la denominada Cuenca Punta del Este.

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YPF inició el proceso de “data-room” por Manantiales Behr

La petrolera estatal YPF ha dado el primer paso en el proceso de evaluación para una posible venta del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut.

En una reunión realizada en el día de ayer en el propio yacimiento, la compañía informó a sus empleados que comenzó la fase de “data room”, instancia en la que se comparte información con potenciales interesados para analizar ofertas.

El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, ya había adelantado que la empresa estaba “evaluando ofertas, a pesar de haberlas recibido”. En la misma línea, el secretario general del Sindicato Petrolero de la provincia también se había manifestado sobre el tema en días anteriores.

El anuncio generó incertidumbre entre los trabajadores, ya que Manantiales Behr es el único yacimiento que YPF opera en Chubut tras la transferencia de El Trébol y Zona Central, actualmente bajo gestión de PECOM.

El 19 de febrero, cuando trascendió la primera información, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, había expresado que, si bien hubo ofertas, no significa que ya esté tomada la decisión de vender por parte de la operadora:

“En realidad, de donde surge la confusión es que, dentro del orden del día de la reunión del Directorio, se dispuso informar sobre una serie de propuestas de adquisición que había recibido la compañía respecto de este activo en cuestión, pero eso no implica ningún tipo de aceptación”, había explicado el funcionario. “Es un trámite formal de dar a conocer que existen estas ofertas, pero no implica la decisión de avanzar con ninguna venta en concreto”.

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FES Perú 2025: El encuentro donde se debatirán las oportunidades que se abren con la nueva ley para las renovables

El próximo 29 de septiembre, Perú será sede de Future Energy Summit (FES), un espacio estratégico para discutir el futuro del sector eléctrico en un contexto de profundas transformaciones. Con la reciente modificación de la Ley N° 28832, el país se prepara para un cambio estructural en la forma en que se contrata y genera energía, abriendo nuevas oportunidades para la inversión en renovables.

FES Perú llega en un momento en que la industria energética busca claridad sobre la reglamentación de esta normativa, la cual se espera que esté definida para finales de 2025. En el encuentro, expertos, empresarios y representantes de organismos internacionales debatirán sobre los desafíos y oportunidades que surgen con la apertura del mercado y los nuevos esquemas de contratación y licitación.

Además, como se acostumbra en los eventos de FES, habrá espacios exclusivos de networking para que las empresas puedan avanzar en sinergias.

Con un potencial renovable significativo y una demanda en crecimiento, Perú se proyecta como un destino atractivo para nuevas inversiones, siempre que el marco regulatorio brinde estabilidad y previsibilidad a los desarrolladores.

Licitaciones públicas y contratos entre privados: un nuevo escenario

Uno de los aspectos centrales que se abordará en FES Perú es la posibilidad de que los generadores firmen contratos de suministro directamente con grandes usuarios sin la exigencia de contar con potencia firme, un cambio fundamental introducido por la nueva ley. Este mecanismo amplía las opciones de financiamiento para proyectos renovables y fomenta la competencia en el sector eléctrico.

Además, el modelo de licitaciones públicas se renovará con la introducción de bloques horarios, una estrategia similar a la adoptada en Chile. Este enfoque permitirá una mejor segmentación de la demanda y una mayor eficiencia en la asignación de contratos, facilitando la integración de energías renovables en el sistema eléctrico. Durante el encuentro, expertos analizarán cómo estos nuevos modelos pueden potenciar el desarrollo del mercado y garantizar contratos de largo plazo con precios predecibles.

Un punto de encuentro para inversores y actores del sector

FES Perú reunirá a más de 500 participantes, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables. La agenda del encuentro incluirá paneles de discusión, espacios de networking y presentaciones sobre el impacto de la nueva regulación en la competitividad del sector.

En un contexto donde la transición energética requiere estabilidad y claridad en las reglas de juego, FES Perú será un espacio clave para compartir visiones estratégicas sobre cómo aprovechar el potencial renovable del país y capitalizar las oportunidades que surgen con los nuevos esquemas de contratación y licitación.

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El Gobierno de Argentina aprobó un plan de pagos para regularizar las deudas de las distribuidores con CAMMESA

A través del DNU 186/2025, el Gobierno Nacional de Argentina aprobó un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y que no habían sido regularizadas al 30 de noviembre de 2024. De esta manera, se da un paso más para recomponer la cadena de pagos y normalizar el sector eléctrico.

El plan de regularización de deudas incluye hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la que cobra el Mercado Eléctrico Mayorista (que es la tasa del Banco Nación). Por otro lado, se implementará como incentivo de buenos pagadores un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

Además, este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.

Este nuevo plan de pagos para las distribuidoras ya fue aprobado por el directorio de CAMMESA y cuenta con condiciones similares a otros planes aprobados en el pasado.

Es importante destacar que cuando asumimos el Gobierno, en diciembre de 2023, la tasa de cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, lo que significaba que los importes no cobrados se cubrían con aportes del Tesoro nacional; un círculo vicioso que se traducía en más emisión, más inflación que sufrían todos los argentinos y una descapitalización del sistema eléctrico.

Gracias a las medidas tomadas en estos meses por el Gobierno, que incluyeron la recomposición de las tarifas, la focalización de los subsidios y el proceso de desregulación del mercado eléctrico mayorista, la tasa de cobrabilidad hoy es del 97%.

El objetivo principal de esta medida es que las distribuidoras y cooperativas paguen el 100% de la facturación corriente, lo que permitirá que puedan convertirse en sujetos de crédito y accedan a financiamiento para invertir en mejorar el sistema eléctrico, brindando un servicio de mayor calidad a todos los argentinos. Además, podrán celebrar contratos de suministro de energía con generadoras privadas.

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Honduras adjudica un proyecto BESS al Consorcio Windey Equinsa

La Junta Directiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) seleccionó al consorcio Windey-Equinsa como ganador de la Licitación Pública Internacional LPI-001-ENEE-UEPER-2024.

“El balance de la licitación fue bastante exitoso”, indicó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.
De acuerdo con los pliegos, el oferente adjudicado estará a cargo del estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red.

El proyecto BESS, que estará ubicado en la Subestación Amarateca, tendrá una capacidad de 75MW/300MWh (50 MW para el bloque 1 y 25 MW para el bloque 2), con un factor de potencia de 0.90.

Respecto a la vida útil, se contemplan 25 años para el sistema excluyendo baterías; mientras que para las baterías, que serán de tecnología de iones de litio, se deberá garantizar una utilidad de 10 años desde la puesta en servicio o 6000 ciclos, la que se cumpla primero.

Para este proyecto se presentaron seis ofertas, que rondaron entre 50 a 98 millones de dólares, “de empresas bastante sólidas”, según declaraciones del secretario de Energía y gerente general de la ENEE a Energía Estratégica.

Al acto llevado a cabo en noviembre del 2024, asistieron seis proponentes y calificaron cinco: Consorcio Windey Equinsa; Empresa Electric Solar S.A. de C.V.; Representaciones Mecánico Eléctricas, S.A. de C.V.; Consorcio Amarateca (Sinohidro Corporation Limited-SEL); y Consorcio AMERGY.

Ver precios y proponentes de la licitación de almacenamiento BESS de Honduras

La oferta del consorcio Windey-Equinsa, adjudicada por la ENEE en el inicio de este mes de marzo, se destacó por ser la más baja, con un monto total de USD $ 50,240,000.00 y con una garantía de mantenimiento de oferta por Ficohsa Seguros S.A. de $ 1,154,000.00 vigente hasta el 11/abril/2025.

“Se logró una oferta con un precio bastante competitivo y que cumplió con todos los criterios técnicos”, aseguró Erick Tejada en exclusiva para este medio.

¿Quién confirma el consorcio ganador? Equipos Industriales S.A. (Equinsa), empresa con 33 años de trayectoria en el rubro eléctrico en Honduras, desde su unidad de negocios Equinsa Energy cuenta con 2.8 MW instalados a nivel nacional. Por su parte, Windey, tecnólogo chino reconocido por la fabricación de turbinas eólicas con experiencia en proyectos de almacenamiento, desde su unidad Smart Energy Storage Company ha impulsado más de 100 MWh de soluciones de almacenamiento energético.

Lo que sigue

Una vez realizada la adjudicación por parte de la Junta Directiva de la ENEE, se pasará a la elaboración, firma de contrato y firma de orden de inicio de la construcción durante los próximos días.

“Esperamos en un mes por lo menos estar ya iniciando obra; y, en 8 meses ver todo el proyecto funcionando”, anticipó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.

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Nuevas reglas del mercado y almacenamiento: Canadian Solar analiza los retos para la competitividad renovable en Argentina

Las nuevas regulaciones del mercado energético argentino abren un panorama competitivo en el que las energías renovables ya no serán las únicas protagonistas en los contratos del Mercado a Término (MAT). 

Con la implementación de las Resoluciones SE N° 21 y 67, el sector enfrenta un escenario en el que las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares también podrán participar en la comercialización mayorista de energía, lo que genera nuevos desafíos para la competitividad de los proyectos renovables.

Jaime Herrera, BESS Sales Manager de Canadian Solar, abordó estos retos y oportunidades durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina, las renovables y los sistemas de almacenamiento puedan competir en igualdad de condiciones. 

“Hay que ver con buenos ojos las nuevas resoluciones, pero se debe seguir trabajando en nuevas regulaciones de mercado e incentivos, porque de lo contrario, puede resultar que las renovables y el almacenamiento (o parques hibridos) no sean competitivas y Argentina se llene de centrales térmicas, lo que podría empezar a contradecir los planes de descarbonización”, apuntó. 

Las licitaciones públicas han sido históricamente un motor para la inversión en energías renovables, pero en muchas ocasiones los tiempos de adjudicación y desarrollo de los proyectos han demorado su ejecución. 

En este sentido, Herrera también destacó la necesidad de atraer inversión privada con acceso a financiamiento competitivo y tasas de interés favorables, lo que permitiría a los parques alcanzar retornos de inversión en un rango de dos a cinco años. 

“Es una pequeña bola de nieve que debe crecer, pero el punto de partida es dar buenas condiciones de financiamiento para la inversión privada. Luego podrá haber más grandes licitaciones del gobierno, una vez haya mayor penetración de renovables, y seguramente se afronten otros temas de estabilidad de frecuencia y tensión”, aseguró. 

Una de las licitaciones que sí presenta oportunidad de forma inmediata es mediante “AlmaGBA”, destinada a la instalación de 500 MW en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), con el objetivo de mitigar los riesgos de cortes eléctricos en los próximos veranos.

Los proyectos a presentar deberán tener entre 10 MW y 150 MW de potencia (o indicada en los nodos de conexión – NDC), mientras que el 31 de diciembre de 2028 será la fecha máxima para la habilitación comercial de las centrales adjudicadas, aunque el 1 de enero de 2027 es la fecha objetivo para el inicio del cómputo de los contratos.

El llamado estará abierto hasta el 19 de mayo del corriente año, día en que también se llevará a cabo la apertura de sobres A de las ofertas, en tanto que la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. Y nueve días después, el 27/6 se realizará la adjudicación, lo que dará lugar a la firma de contratos a partir del 30 de dicho mes.

“Se observa mucho interés en concretar la convocatoria, que permitirán desplazar parcialmente la inversión en transmisión, sin dejar de lado la necesidad de fortalecer la infraestructura para evacuar generación y evitar curtailment”, señaló Herrera sobre la relevancia de esta iniciativa en el mercado eléctrico argentino.

Uno de los factores determinantes para la viabilidad de ese tipo de proyectos es la evolución de los costos de las baterías que, según el BESS Sales Manager de Canadian Solar, ha experimentado una reducción sustancial en los últimos dos o tres años, alcanzando niveles de USD 185/kWh.

Esta tendencia a la baja facilitaría la integración de baterías stand alone o parques híbridos (generación + BESS), en el nuevo escenario del Mercado a Término, permitiendo desplazar generación convencional y mejorando la estabilidad de la red. 

“Hay buenos indicadores de CAPEX para desarrollar estos proyectos, pero se necesita un marco regulatorio que garantice la rentabilidad y estabilidad de las inversiones a largo plazo”, subrayó en FES Argentina. 

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SECCO impulsa su expansión renovable con proyectos de generación y almacenamiento en Argentina

SECCO, firma con 85 años de trayectoria y más de 35 en el ámbito de la generación energética, refuerza su apuesta por proyectos renovables en Argentina, ya sea conectados a las redes de distribución o sistemas para reemplazar el uso de combustibles fósiles. 

“Vemos posibilidad de desarrollo en proyectos conectados en distribución con almacenamiento a gran escala, como también en generación aislada en mercados de oil & gas y minería. Es lo que más estamos buscando”, destacó Emanuel Rodríguez, jefe de Ingeniería de Energías Renovables de SECCO, durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina

En esta línea, la empresa trabaja en la construcción de diversos parques solares adjudicados en licitaciones públicas de años anteriores; a tal punto que todavía está desarrollando los proyectos Esquina (20 MW) y Bella Vista (7 MW), ambos de la convocatoria RenMDI, específicamente en el renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada.

Al mismo tiempo, espera que pronto entre en operación comercial el parque FV Perico II (6 MW), una iniciativa que forma parte del denominado plan “Proyecto Solar Distribuido” que impulsó el gobierno de Jujuy y que sumarán 48 MW de capacidad renovable en distintos puntos de la provincia.

“En breve también entrará en operación comercial un proyecto de autogeneración en la propia casa central de SECCO, con ello seríamos una de las principales plantas en Santa Fe que cuenta con sistema de autogeneración energética”, complementó el especialista. 

Otro de los ejes estratégicos de SECCO es el desarrollo de generación híbrida para optimizar costos energéticos y reducir el impacto ambiental en operaciones de alta exigencia, de modo que uno de los proyectos más destacados es Cerro Lindero, una mina de oro ubicada en Salta, a 3800 metros sobre el nivel del mar. 

“En sus inicios, la operación dependía de 12 MW de generación diésel, pero SECCO está incorporando una planta fotovoltaica y un sistema de almacenamiento con el objetivo de reducir el consumo de combustible en un 50% y reemplazar generación forzada”, detalló Rodríguez frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector en el marco de FES Argentina. 

Y cabe recordar que SECCO ya cuenta con 1500 MW de potencia instalada (de distintas fuentes de generación) a lo largo de 125 centrales, por lo que busca seguir teniendo participación en proyectos en distribución, almacenamiento a gran escala y soluciones energéticas en sectores estratégicos.

Por lo que la expansión de SECCO en energía renovable y proyectos en distribución con una visión a largo plazo mediante un fuerte know how en sistemas de control de motogeneradores y/o renovables, que nos permiten desarrollar soluciones híbridas, integrando varios modos de generación y desarrollar un EPC in-house.

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CMSE de Brasil busca velocidad para optimizar la generación de energía renovable en el Nordeste

Miembros del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) de Brasil discutieron estrategias para mitigar los impactos del corte en la generación de energía renovable en la región Nordeste durante la 303ª reunión del comité realizada este miércoles (03/12) en la sede del Ministerio de Minas y Energía (MME).

Los cortes en la generación renovable pueden ocurrir por razones eléctricas, de confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y sus áreas eléctricas o por consumo insuficiente para hacer frente a la generación instantánea.

El consejo decidió reconocer el carácter estratégico de tres compensadores síncronos (equipos que aumentan la confiabilidad del suministro de energía) en subestaciones del Estado de Rio Grande do Norte.

La medida fue indicada por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada al MME, y está incluida en el Plan de Concesiones de Transmisión de Energía Eléctrica (POTEE) 2024, en su 4ª Edición. Se espera que los equipos sean licitados en el segundo semestre de 2025 y, posteriormente, contarán con un seguimiento diferenciado de su implementación con el objetivo de agilizar la operación comercial.

En la reunión, se informó que, el próximo jueves (13/03), se realizará la primera reunión del Grupo de Trabajo del CMSE para coordinar acciones, realizar diagnóstico, evaluar y proponer medidas de planificación, regulatorias y operativas para mitigar los cortes en la generación renovable. El grupo fue creado en la última reunión del comité el 6 de marzo.

También se informó que el 31/03 se realizará una reunión técnica del CMSE para discutir la gobernanza del nivel de aversión al riesgo de los modelos computacionales, tal como se aborda en la Resolución CNPE nº 1/2024. El comité definirá y publicará próximamente criterios generales, procedimientos y plazos para el desarrollo de las actividades relacionadas con la materia, que serán de aplicación ordinaria, salvaguardando la previsibilidad establecida en la citada Resolución.

Información técnica: 

Condiciones Hidrometeorológicas: En febrero, a partir de la segunda semana, las precipitaciones disminuyeron en las cuencas de las regiones Sudeste/Centro-Oeste y Nordeste, siendo el acumulado mensual inferior al promedio histórico en dichas regiones. En el Sur, se registró el menor volumen acumulado desde el inicio de la temporada de lluvias. Los mayores totales de precipitación se restringieron a las cuencas hidrográficas de la región Norte, con valores superiores a la media histórica ocurriendo en los tramos medio y bajo del Xingu.

En relación a la Energía del Influente Natural (ENA), durante febrero se verificaron valores inferiores a la media histórica en los subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sur y Nordeste, para los cuales se verificaron 84%, 85% y 87% del Promedio de Largo Plazo (MLT), respectivamente. Sólo en el Norte las condiciones hidroeléctricas fueron más favorables, registrándose un 113% de MLT.

En marzo, considerando el escenario más positivo, las previsiones son: 73%, 166%, 29% y 95% de MLT, en ese orden, para el Sudeste/Centro-Oeste, Sur, Nordeste y Norte. Para el SIN, los resultados indican condiciones de afluencia del 78% del MLT, el 13º nivel más bajo en 95 años de historia.

Aún en marzo, según el escenario menos favorable, la indicación es de una ENA por debajo de la media histórica para todos los subsistemas. El pronóstico para el Sureste/Centro-Oeste, Sur, Noreste y Norte es de 61%, 46%, 27% y 98% del MLT, respectivamente. Para el SIN, el estudio indica condiciones para un ingreso previsto de 65% del MLT, el tercer valor más bajo para el mes en 95 años de historia.

Energía Almacenada: En febrero se verificaron almacenamientos equivalentes en torno al 69%, 54%, 80% y 93% en las regiones Sudeste/Centro-Oeste, Sur, Nordeste y Norte, respectivamente. En SIN, el almacenamiento fue aproximadamente del 71%.

Para el último día de marzo, la expectativa es de 71,3%, 43,9%, 80,8% y 96,4% de EARmáx, considerando el escenario menor para los subsistemas Sureste/Centro-Oeste, Sur, Noreste y Norte, respectivamente. En el escenario superior, se prevé un 75,1%, 81,3%, 81,8% y 96,0% de EARmax, considerando el mismo orden. En el SIN, los resultados deberían ser 72,4% de EARmax, para el menos favorable y 77,8% para el más favorable.

Ampliación de Generación y Transmisión: la ampliación verificada en febrero de 2025 fue de 165 MW de capacidad instalada de generación eléctrica centralizada y 320 MVA de capacidad de transformación. Así, en el año 2025, hasta febrero, la ampliación totalizó 1.526 MW de capacidad instalada de generación centralizada, 108 km de líneas de transmisión y 1.080 Megavoltamperios (MVA) de capacidad de transformación.

El CMSE, en el ámbito de su competencia legal, continuará monitoreando permanentemente las condiciones de suministro y servicio al mercado eléctrico del país, adoptando medidas para garantizar el suministro de energía eléctrica. Las decisiones finales sobre la reunión del CMSE de hoy se consolidarán en actas debidamente aprobadas por todos los participantes de la junta y se publicarán de acuerdo con las reglas.

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La generación distribuida residencial de Chile sumó más de 90 MW en el último año

La generación distribuida de Chile continúa a la alza, a pesar de los desafíos y ciertas incertidumbres regulatorias que atraviesa el sector renovable; a tal punto que los números en el ámbito ciudadano fueron mejores que los del 2023. 

Durante el primer mes del 2025 se registraron 682 nuevos proyectos Netbilling por 12,38 MW (promedio de 18,15 kW por instalación), de acuerdo al último informe de la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

De este modo, ya hay 27912 instalaciones residenciales inscritas ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) que suman un total de 322,8 MW. Es decir que, a lo largo del último año, se incorporaron 94,3 MW en 5479 usuarios-generadores. 

Estos números superan lo hecho en 2023, el cual en su momento cerró con 62541 kW instalados a lo largo de 4762 instalaciones residenciales que optaron por esa alterna en dicho año, bajo la Ley N° 20.571, que permite la autogeneración de energía en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y cogeneración eficiente. 

La ley, conocida también como Netbilling, entrega el derecho a los usuarios a vender sus excedentes directamente a la distribuidora eléctrica a un precio regulado, publicado en el sitio web de cada empresa distribuidora correspondiente. 

Evolución de los PMGD

Por el lado de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), el sistema sumó 476 MW de nueva capacidad, alcanzando así la cifra de 3357 MW instalados, repartidos de la siguiente manera:

  • 2808 MW solares
  • 169 MW de mini-hidroeléctricas
  • 53 MW eólicos 
  • 26 MW de biogás
  • 270 MW de centrales diésel
  • 21 MW a gas natural

Los proyectos menores o iguales a 9 MW predominan en la Región Metropolitana de Santiago (622 MW – 17% del total), Maule (541 MW – 14%) y O’Higgins (540 MW – 14%), conforme a información de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

De todos modos, de mantenerse esta tendencia, los números de los últimos doce meses están lejos de las proyecciones del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que a finales del 2023 planteó que se esperaba la incorporación de 2,3 GW hasta el cierre de 2025. 

Y una de las principales barreras que marcaron al sector vinculado a los Pequeños Medios de Generación Distribuida durante el pasado año fue el “cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifa)”, propuesto por el Poder Ejecutivo hacia los PMGD para que éstos financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas hasta 2027 o 2028, con un eventual cargo de compensación.

La propuesta de cargo FET dentro del proyecto de ley de subsidios sigue en debate en el Senado, por lo que mantiene en vilo a las empresas y entidades financieras, atrasando pipelines y produciendo falta de previsibilidad, pérdida del impulso y desarrollos de nuevas iniciativas.

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Una start-up de Techint instalará una planta piloto de hidrógeno turquesa en México que luego podría replicar en la Argentina

HOUSTON. -El desarrollo del hidrógeno como fuente de energía generó en los últimos años un gran interés a nivel global, pero su viabilidad económica y logística sigue siendo un desafío, sobre todo en lo que respecta al hidrógeno verde que proviene de las energías renovables. Frente a este escenario, Alejandro Solé, líder de Tulúm, una start-up del Grupo Techint y jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías del holding que lidera Paolo Rocca, detalló a EconoJournal el proyecto con el que Techint planea desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México. En caso de ser exitosa, la iniciativa podría marcar un quiebre tecnológico en el segmento.

Desde en el CERAWeek, Solé explicó que a diferencia del hidrógeno verde que requiere una cantidad significativa de electricidad, el hidrógeno turquesa se obtiene a través de la pirólisis del metano (el gas que se distribuye por las redes de gas natural), un proceso en el cual no se emite dióxido de carbono y permite utilizar el fluido como recurso. La start-up prevé instalar una planta piloto en México en colaboración con Ternium, otra de las empresas del Grupo Techint, a fin de poner a prueba la tecnología y así poder captar la demanda industrial de cara al futuro, en particular la del sector del acero. El proyecto contempla una inversión de 25 millones de dólares. Está previsto que del sondeo del emprendimiento participen otros inversionistas.

Solé advirtió sobre la escasa probabilidad de que se pueda desarrollar hidrógeno verde en la Argentina. “El hidrogeno es difícil de transportar y a eso se le suma que el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Es difícil que podamos justificar producir hidrógeno verde en el país, donde hay un costo de capital enorme”, explicó.

El desarrollo de hidrógeno turquesa, en cambio, podría agregar valor a la explotación de gas en Vaca Muerta. Por eso, a futuro, si los resultados exploratorios de la tecnología son los indicados, la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrogeno”.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, adelantó esta semana el lanzamiento de la start-up llamada Tulum, dedicada a explorar la explotación de hidrógeno para la industria del acero. ¿Cuál es el objetivo y qué proyección tienen para el hidrógeno de cara a futuro?

–El hidrógeno tuvo un boom y se pensaba que se iba a usar para absolutamente todo. Ese uso iba a tener un montón de aplicaciones en forma distribuida. Se lo pensaba como combustible. También, para producir electricidad. Pero la realidad es que la producción del hidrógeno verde es muy costosa. Además, es muy difícil de transportar. La demanda legítima de hidrógeno que existe en la actualidad es la industrial. Los procesos que usan hidrógeno hoy en día, que contaminan casi un gigatón, representan un 2% de las emisiones globales. Son 10 toneladas de CO2 por una tonelada de hidrógeno. Esa es la demanda que existe. A su vez, también está el desarrollo de aplicaciones nuevas que sólo pueden funcionar con hidrógeno limpio como es el combustible sustentable para la aviación, la reducción de hierro directo a través del hidrógeno y el amoníaco. Frente a esto, lo que nosotros analizamos era que todas las demandas eran industriales y de alto volumen. Por lo cual, el hidrógeno verde no era compatible por el requerimiento eléctrico que requiere.

¿Eso es taxativo? El hidrógeno verde no es compatible ahora, ¿pero luego podría llegar a serlo?

–Nunca será compatible porque la termodinámica indica que se precisan 40 kilowatt-hora por kilo (kWh-kilo) para producir hidrógeno verde. A eso se le suman las ineficiencias, con lo cual se necesitarían 50 kWh-kilo. En el caso de una planta grande de acero, se tendría que poner más de 1 GW de electrolizadores en sitio y una línea de transmisión que llegue con más 1 GW para poder producir hidrógeno.

¿Frente a esta realidad nació la idea de esta nueva startup que están lanzando?

–Existe un fondo de Tecpetrol -el Fondo Tech Energy Ventures- que invierte en el desarrollo de tecnologías que ayudan a lograr la descarbonización. También, el fondo nos permite buscar oportunidades nuevas de negocio y posee una categoría que es el hidrógeno. Nosotros analizamos las distintas oportunidades y se decidió invertir en el hidrógeno turquesa, que es la pirólisis del metano. Se trata de un proceso a través del cual se produce hidrógeno a partir de hidrocarburos, como el metano o el biogás, a altas temperaturas y sin oxígeno. Es decir, a partir del calor, se rompe la molécula de metano sin oxígeno, con lo cual no se produce CO2, sino que se genera carbono sólido y se produce hidrógeno.

¿Ya poseen desarrollos probados de esta tecnología o se trata de algo experimental?

–Lo interesante es que nosotros estamos reutilizando una tecnología que ya existe y está probada a escala comercial que es el horno de arco eléctrico. Con este horno se han hecho pruebas en el pasado que han demostrado que se podía generar pirólisis. Nosotros lo estamos diseñando para que sea lo más eficiente posible para el proceso de generación de hidrógeno turquesa, apalancando el gas natural -que es abundante-, y minimizando el consumo de electricidad verde – que es escasa. Gracias a este proceso, nuestra planta va a consumir un quinto de electricidad de la que consume el electrolizador.

¿Van a realizar un proyecto piloto?

–Ya tenemos un proyecto piloto con Ternium en Monterrey. Ternium está llevando adelante la construcción de la nueva acería con un DRI de hidrógeno (proceso que utiliza hidrógeno renovable para reducir el mineral de hierro y producir hierro esponja). De esa iniciativa vendrá la planta piloto. Estamos negociando la primera planta comercial que va a ser de una tonelada por hora.

¿Cuál será el objetivo de la planta piloto y qué características tendrá?

–La planta piloto tiene como objetivo retirar lo que queda del riesgo tecnológico e informar el diseño de la primera planta comercial. Nos permitirá aprender cómo operar el reactor para obtener la calidad de carbono que deseamos y analizar las oportunidades de monetizar ese carbono.

¿Cuánto tiempo puede llevar esa curva de aprendizaje?

–Prevemos que para fin de 2026 la planta piloto esté en la primera fase de operación. En los 12 meses posteriores a esa fase vamos a tener la información necesaria para diseñar la primera planta comercial.

Instalarán la planta piloto con otra de las empresas del Grupo Techint que es Ternium, que a su vez está utilizando tecnologías que surgieron de pruebas que realizó Tenova, otra de las empresas del Grupo. ¿Qué valor aporta toda esa sinergia de conocimiento que ofrece el Grupo?

–Uno de los aportes es el entendimiento de las necesidades de hidrógeno para el acero, que es uno de los vectores que más hidrógeno va a requerir. Tenova es líder mundial en reducción directa a base de hidrógeno y eso nos permite entender qué características debe tener el hidrógeno y cómo se tiene que producir para que pueda ser competitivo. En lo que respecta a la construcción de las plantas, trabajamos con Techint. Es fundamental tener un socio que tiene el entendimiento de llevar esta tecnología a escala. Ahora vamos a operar en México, y allí Tecpetrol tiene un equipo y una planta de ciclo combinado. Con lo cual a la ahora de conseguir un Project Manager y los permisos para operar, sentimos que estamos jugando en casa. También, está la ambición de poder tener otra vía más de monetización para el gas del Tecpetrol, sacando gas de vaca muerta y generando un producto limpio.

La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda global de tecnologías. Al hidrógeno se lo sigue asociando al mundo de la energía, de los combustibles, pero ustedes analizan una oportunidad en el plano industrial. ¿Es así?

–Es correcto. La Argentina tiene un gas muy competitivo, y aún con un modelo de exportación -que esperamos pueda tener-, va a seguir siendo competitivo por la calidad que posee el recurso de Vaca Muerta. Poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno como puede ser un combustible sustentable le da otra posibilidad al gas de Vaca Muerta, que no es únicamente el LNG y que también participa de la agenda de transición de largo plazo.

¿Cuál será el nivel de inversión que demandará este proyecto?

–El programa para desarrollar la planta piloto y ponerla en operación contempla una inversión de 25 millones de dólares, lo cual hemos levantado de otros inversionistas.

¿No es un equity del Grupo?

–Esta es la primera experiencia del grupo Techint, de salir a buscar capital afuera para darle una impronta de startup. No es una compañía del grupo, es una empresa que nace en el grupo, que sale a buscar la velocidad de una startup con un esquema bastante innovador para la organización que estamos llevando adelante. Se sumaron inversionistas europeos y americanos a esta ronda de capital. Posterior a este proceso, tendremos que levantar 50 millones de dólares para hacer una primera planta comercial de una tonelada por hora que va a tener ventas entre 20 y 30 millones de dólares. El lugar en el que se ubique la planta dependerá de dónde podamos recibir ayuda porque hay distintas oportunidades y subsidios para que cueste menos. A esa planta, que será la primera de hidrógeno limpio, ya la vamos a poder financiar con otro formato de capital, con financiamiento a nivel del activo, deuda. No será un financiamiento tipo venture capital.

¿Contra qué players se está compitiendo en lo que es hidrógeno turquesa?

–En Estados Unidos hay bastantes desarrollos. La descarbonización del gas natural a partir de la pirólisis es un concepto que ha ganado muchísima atracción en los últimos años a partir de que las personas se dieron cuenta de la incompatibilidad del hidrógeno verde. Monolith, una empresa estadounidense, realiza pirólisis pero está enfocada en producir un producto de carbono de alta calidad. El hidrógeno no es su prioridad, pero eso lo termina produciendo a un costo elevado. Su foco está en el carbon black (material compuesto de carbono elemental que se genera por la combustión incompleta de combustibles fósiles, biocombustibles y biomasa). También, hay una compañía americana que se llama Modern Hydrogen que hace un trabajo bastante interesante. A su vez, hay otras tres empresas que tienen un proyecto piloto del mismo tamaño que tendrá el nuestro en dos años.

¿Están en la vanguardia de este tipo de tecnología que es el hidrógeno turquesa?

–Sí, la única empresa que tiene más trayectoria estableció una estrategia diferente. No realiza lo mismo que haremos nosotros puesto que se dedica a producir carbon black para la industria de las cubiertas. No puede competir para ubicarse en una planta de acero.

–En el sector persiste la idea de poblar la Patagonia de molinos eólicos y producir hidrógeno. ¿Qué análisis realiza sobre esto?

–El hidrógeno tiene muchos desafíos. Es muy difícil de transportar. Y si bien es cierto que tenemos un muy buen factor de capacidad, el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Tenemos un costo de capital caro. El primer costo del hidrógeno verde es el costo nivelado de la electricidad. En ese sentido, hay competencia con Arabia que instala paneles solares entre 20 dólares y 10 dólares el megawatt hora. Por esta razón, pensamos que es difícil que podamos justificar producir el hidrógeno en la Argentina, donde hay un costo de capital enorme.  

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

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El diseño de la Agenda de Política Energética del IAE

OPINION

El que sigue es el Texto Base aprobado por la Mesa Directiva del IAE Gral. Mosconi -que preside Jorge Lapeña- a finales de febrero último, referido a una agenda en materia de política energética que procura abordar todos las áreas del sector, a partir del actual cuadro de situación.

1.- Infraestructura energética:
La Argentina tiene un déficit crónico de inversiones en infraestructura energética. Existen distorsiones en el mercado, producto del empleo a lo largo de muchos años de subsidios que han afectado la eficiencia, competitividad y sostenibilidad del desarrollo energético.

Esto ha ocasionado obsolescencia del parque de generación y de las redes de transporte y distribución. Y es causal de baja calidad de los suministros y de cortes reiterados que afectan los servicios públicos de electricidad y gas natural, e incrementan la vulnerabilidad en los picos de demanda.

El déficit de infraestructura, además, configura una profunda limitación para el desarrollo económico, industrial y social del país.

2- Planificación estratégica:
La Planificación energética nacional es un rol esencial indelegable del Estado Nacional. Deben definirse prioridades de inversiones, públicas y privadas, para el desarrollo de los sectores hidroeléctrico, nuclear, combustibles, gas natural y energías renovables, bajo tres premisas:

  • Considerando proyectos basados en las prioridades y estudios de viabilidad técnica, económica y ambiental.
  • Priorizando la transición energética, respetando políticas públicas y acuerdos internacionales.
  • Asegurando transparencia y competitividad en los mercados, una administración y controles eficientes, con foco en el servicio público, el desarrollo y autoabastecimiento energético y el bien común.

3 – Política hidroeléctrica:
Impulsar la acción de gobierno para una política hidroeléctrica que considere varias alternativas para el futuro de las grandes centrales hidroeléctricas argentinas (principalmente las ubicadas en la región del Comahue). A esos efectos se propone:

a) Implementar acciones ante el vencimiento de las concesiones otorgadas por el gobierno nacional a partir de 1993 por el lapso de 30 años, que comenzaron a vencer a partir de 2023.
b) Incrementar la oferta hidroeléctrica como componente esencial de las energías renovables en la matriz eléctrica.

4.- Concesiones hidroeléctricas:
El IAE Mosconi propone como alternativa más conveniente, licitar la operación y mantenimiento de dichas centrales con empresas privadas, es decir: gestión privada de “activos productivos del Estado”.

Al mismo tiempo el Estado Nacional – propietario de dichos activos deberá gestionar y/o garantizar créditos con los bancos multilaterales de fomento y desarrollo – Banco Mundial; BID, CAF, BEI y otras agencias para realizar la extensión de vida útil de estos aprovechamientos abarcando la actualización del equipamiento hidro y electromecánico de sus centrales (revamping) y la adecuación y mantenimiento de sus obras civiles con el objeto de continuar con su operación en los próximos 50 años.

También deberá prever las cuantiosas inversiones necesarias para el mantenimiento y la ejecución de obras de adecuación de los Complejos Hidroeléctricos.

5.- Plan de inversiones eléctricas:
Necesidad urgente que la Secretaría de Energía de la Nación elabore un “Plan de Inversiones Eléctricas para el periodo 2026-2036”, que deberá ser aprobado por ley del Parlamento Nacional, el que deberá contemplar los siguientes rubros:

a) Nuevas centrales eléctricas para asegurar la eliminación definitiva de los frecuentes cortes de electricidad, y las necesidades del desarrollo futuro de la Argentina.
b) Ampliación de la red nacional de interconexión de 500 KV.
c) Ampliación de redes de distribución troncal de 132 kV y 220 kV en las regiones eléctricas incluido el AMBA.
d) Definir sin ambigüedades ni simplificaciones el “Rol de la energía nuclear” en el desarrollo de Energía Eléctrica en el periodo 2030-2050”. En estas definiciones deben jugar un rol protagónico la Comisión Nacional de Energía Atómica y Nucleoeléctrica Argentina S.A.
e) Intensificar el desarrollo de generación eléctrica en base a fuentes no convencionales: eólica, solar fotovoltaica, solar térmica biocombustibles, biogás.

6.- Distribución eléctrica:
Propiciar que las empresas distribuidoras de servicios públicos de electricidad en el AMBA (Edesur y Edenor) realicen un estudio coordinado para determinar:

a) La inversión necesaria, desagregada por barrios, en redes de distribución de media y baja tensión con el objeto de evitar los cortes reiterados en el AMBA producidos por fallas en las redes.
b) Edenor y Edesur deberán disponer y realizar la contratación anticipada de potencia firme de reserva para hacer frente a eventuales cortes en los días de máximas temperaturas.

7.- Acuerdos con Brasil:
Promover la firma de acuerdos de intercambio eléctrico compensado con Brasil. El acuerdo debe procurar recibir en verano excedentes de energía hidroeléctrica brasileña, y en invierno entregar energía termoeléctrica y/o renovable de similar cuantía desde Argentina hacia Brasil.

8.- Energía solar fotovoltaica:

Instalar energía solar fotovoltaica en puntos seleccionados de la red nacional de interconexión de 500 KV que cuenten con adecuadas condiciones.
Promover e intensificar el desarrollo de generación distribuida en el sector residencial urbano y en la industria que presente condiciones favorables para ello.

9- Transición energética:
Promover el intercambio de ideas y propuestas – entre los sectores empresarios, empresas eléctricas y sectores académicos- para elaborar un “Proyecto de Transición Energética realista para el periodo 2025-2050”, en un todo de acuerdo con lo resuelto en el “Acuerdo de Paris” y los compromisos asumidos por la Argentina con la comunidad internacional sobre el uso racional y eficiente de la energía ante el cambio climático (fuentes hidroeléctricas, eólica, solar, nuclear).

En particular se enfocarán los siguientes aspectos:

a) La generación para el servicio público de electricidad.
b) La movilidad eléctrica (automotores y ramales ferroviarios).
c) Generación Distribuida: Prosumidores.
d) Eficiencia, preservación recursos naturales regionales, otros.
e) Producción de hidrógeno verde.

10.- Viabilidad de proyectos de exportación de gas:
Exigir la presentación del estudio de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo para el abastecimiento interno y los proyectos de exportación (artículo 154 de la ley 27.742 de Bases), que permita realizar un análisis sistémico sobre la viabilidad técnica, económica y ambiental de proyectos de exportación de gas argentino a diferentes mercados regionales y mundiales en el periodo 2027-2047.

En particular se considerarán los siguientes mercados:

Mercado chileno.

Mercado brasileño.

Mercado europeo.

Mercado Centroamericano.

Mercado Lejano Oriente.

11.- Conocer el Interés privado en construir, financiar y operar nuevos gasoductos en Argentina:
Realizar una compulsa en el sector privado para evaluar el interés inversor en construir y operar los nuevos gasoductos nacionales e internacionales a construir para el abastecimiento interno, llegar a la Mesopotamia para lograr la utilización plena del Gasoducto del Noreste Argentino, y exportar a los mercados regionales.

12.- Prioridades para las obras de infraestructura del gas natural.
Acelerar la construcción de obras de infraestructura para el logro de autoabastecimiento de gas natural, tales como:

Completar obras en el Gasoducto de Noreste Argentino (GNEA) – actualmente inconcluso- para transporte de gas natural de Vaca Muerta al mercado nacional y regional.

Construcción del segundo tramo del gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK): Saliqueló- San Jerónimo, y el tramo de gasoducto GNEA desde San Jerónimo hasta Formosa.

Construcción de nuevos gasoductos: cruce del rio Paraná desde Resistencia a Corrientes y gasoducto Corrientes – Posadas. (para abastecer con gas natural las provincias de Corrientes y Misiones).

Adecuación del gasoducto de TGM: Aldea Brasileña- Paso de los Libres – Uruguayana, (para exportar gas natural de Vaca Muerta a Brasil).

13.- Pasivos ambientales:
Análisis sistémico de diferentes pasivos ambientales resultantes de la actividad energética en argentina en los últimos 50 años.
Para ello se necesita la realización de un estudio integral e interdisciplinario con un conjunto de instituciones – científicas y académicas – capacitadas y reconocidas para realizar dicha tarea.

Se evaluarán al menos los siguientes pasivos ambientales:

Pasivos ambientales generados por la actividad nuclear: de la minería del uranio; de la fabricación de combustibles nucleares, y de los generados por la operación de centrales nucleares.

Pasivos ambientales derivados de la refinación, transporte y almacenamiento de hidrocarburos.

Pasivos ambientales derivados de la actividad hidroeléctrica.

14.- Plan de exploración off shore:
Impulsar un programa de exploración costa afuera en la extensa zona económica exclusiva del Océano Atlántico.

15.-Información pública:
Implementar un programa de exposiciones públicas sobre el estado real del sistema energético con el objeto de informar a los partidos políticos argentinos, al Congreso de la Nación, a instituciones académicas y a la opinión pública.

16.- Inversiones públicas y privadas:
Hacer un relevamiento de las propuestas de inversiones proyectadas por el sector privado y por el sector público, y analizar su conveniencia y viabilidad.
Las Empresas deben asumir riesgos (propios de los negocios) y también asumir incertidumbres (para lo cual se requiere contar con reglas de juego estables).

17.-Transparencia y Competitividad energética:
Se alerta sobre la falta de transparencia y competencia en los mercados energéticos argentinos.
Se emitirá opinión sobre los precios de los principales productos energéticos en Argentina y su determinación en mercados abiertos y competitivos; incluyendo la comparación entre diferentes países.

En el caso de los servicios públicos energéticos regulados se realizarán análisis comparativos entre las diversas jurisdicciones con fines informativos. (Sistemas de subsidios y tarifas).

Se evaluará la función de la Comisión de Defensa de la Competencia en el monitoreo de los mercados energéticos nacionales:

Generación eléctrica.

Distribución de energía eléctrica en el AMBA.

Distribución de energía eléctrica en el interior.

Precios de gas natural en todos los tramos de la cadena de valor.

Hidrocarburos líquidos, combustibles.

Precios de exportación de los commodities derivados del petróleo
y el gas.

Precios de importación.

18.- Plan Nuclear:
Se destaca que aún no se ha presentado un Plan Nuclear Argentino que demuestre la factibilidad, prototipos, demanda, inversiones y costos para la futura construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR), ni las definiciones sobre la actual obra de reactor nuclear CAREM y el proyecto de la futura Central Nuclear Atucha III.

Se considera necesaria una adecuada planificación que permita contribuir a la continuidad del desarrollo de la energía nuclear argentina y de los usos vinculados a la medicina.

Deben tenerse en cuenta las necesidades de modernización y ampliación de la capacidad existente, incluyendo la evaluación integral de los proyectos e iniciativas que vinculan eventuales reactores modulares con centros de demanda intensiva originados en el desarrollo de la Inteligencia Artificial (IA).

19.- Organismos estatales y de Control:
Redefinir roles, responsabilidades, eficiencia y control de organismos de servicios y regulación energéticos.
a) ENRE, ENARGAS: Perspectivas de unificación.
b) Ejemplos de organismos supranacionales de control.
c) Roles de Enarsa, Cammesa, CNEA, NASA, etc.
d) Sistemas tarifarios que aseguren posibilidad de acceso a los servicios públicos energéticos. (Segmentación).
e) YPF. Caso Burford: Planteo de estrategias alternativas ante un reclamo altamente inconveniente e improcedente relativo al valor de las acciones de la empresa.

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Markous: “Somos optimistas en que al final no se aplicarán los aranceles para México anunciados por EE.UU.”

HOUSTON.- Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, participó este jueves de una mesa redonda con empresarios y funcionarios de países de América latina que debatió acerca de qué decisiones deberían tomarse a nivel regional para garantizar el  crecimiento regional a largo plazo. Durante la apertura del panel organizado dentro de la agenda del CERAWeek, el moderador Carlos Pascual, vicepresidente de S&P, interrogó al ejecutivo de la petrolera del Grupo Techint por el impacto en países de América latina de la política de aumento de aranceles a la importación anunciada por el gobierno de Donald Trump, en especial para naciones como México y Canadá.

Por supuesto que tiene un gran impacto. Nosotros estamos invirtiendo mucho en México en la industria vinculada al acero. Tiene un impacto especialmente para la industria automotriz de México. Así que estamos siguiendo esta agenda y trabajando muy cerca con el gobierno mexicano. Somos optimistas acerca de que, al final, (los aranceles) no sean aplicados, porque en caso contrario no sería una situación de win-win para todos. Estamos siguiendo el tema muy atentamente”, indicó Markous para luego explayarse sobre el potencial de la Argentina para convertirse en un jugador relevante del mercado de exportación de petróleo en los próximos cinco años.  

Energía

“En Argentina tuvimos muchas crisis, algunas de ellas vinculadas a energía. Tuvimos muchas malas políticas, se congelaron las tarifas (de gas y electricidad), la gente llegó a pagar el 20% del costo. El nuevo gobierno (de Javier Milei) trató de resolver esa realidad”, afirmó el CEO de Tecpetrol, que este año anunció el lanzamiento del desarrollo comercial de Los Toldos II, un nuevo bloque de shale oil en Vaca Muerta, donde prevé invertir US$ 2500 millones en los próximos años.

“Gracias a Dios tenemos a Vaca Muerta y ahora estamos desbloqueando ese potencial. En los 90’ desarrollando gasoductos para integrarnos con Brasil, Chile, Bolivia y Uruguay. Ahora estamos reutilizándolos para exportar gas natural de Vaca Muerta hacia esos países. Hoy en día producimos  750.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d), proyectamos obtener 1,5 millones barriles a fines de década”, concluyó.

, Nicolas Gandini

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Empresas: Pampa Energía acelera su expansión en shale oil con 28 nuevos pozos en Rincón de Aranda

La compañía proyecta alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de 2025. Pampa Energía avanza en su plan de desarrollo de shale oil en Vaca Muerta con la perforación y conexión de 28 nuevos pozos en Rincón de Aranda. La compañía proyecta alcanzar una producción de 20.000 barriles diarios para diciembre de 2025, en línea con su estrategia de diversificación en hidrocarburos líquidos. Durante 2024, la producción de Pampa Energía estuvo enfocada exclusivamente en el gas, pero la empresa inició su incursión en el petróleo no convencional en el cuarto trimestre del año. En esa etapa, la producción inicial en […]

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Empresas: TotalEnergies espera recibir las primeras ofertas por sus activos en petróleo del norte de Neuquén a finales de marzo

«Estamos listos para desinvertir nuestra licencia para producir shale oil en la Argentina”, afirmó Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies en el CERAWeek que se lleva adelante en Houston. El banco Jefferies, el mismo que llevó adelante la venta de los campos de ExxonMobil, está a cargo del proceso de testeo de mercado. Las ofertas que recibirá por La Escalonada y Rincón de la Ceniza tendrán carácter no vinculante. Los activos en Austral y la cuenca Neuquina no están incluidos. “Al mismo precio que obtuvo uno de nuestros colegas (en referencia a ExxonMobil, que obtuvo cerca de US$ 2000 millones […]

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Infraestructura: Cuáles son las obras que irán atadas a las nuevas concesiones de YPF

El convenio permitirá reforzar la infraestructura neuquina con obras de gas y conectividad en sectores claves de Vaca Muerta. Como parte del acuerdo por acceder a nuevas concesiones en Vaca Muerta, la empresa YPF se comprometió a ejecutar obras de infraestructura clave para la provincia de Neuquén. Este lunes el gobierno provincial le otorgó a la empresa de bandera cuatro nuevas áreas hidrocarburíferas no convencionales que impactarán también en la infraestructura de la región Vaca Muerta. Además de las inversiones comprometidas para la explotación (alrededor de 12.900 millones de dólares), la empresa deberá derramar recursos mejorando la conectividad y los […]

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Economía: YPF, Vista, GeoPark y Pampa; cómo están valuadas

Un análisis por los cuatro jugadores en la industria petrolera. Virtudes y desafíos de cada una de ellas. El mercado energético argentino tiene cuatro jugadores clave en la Bolsa: YPF, Vista, GeoPark y Pampa Energía. Un análisis comparativo de su capitalización bursátil (Market Cap) y su valor de empresa (EV, Enterprise Value) en relación con métricas clave permite visualizar cómo las valora el mercado y dónde están las oportunidades de inversión. YPF: la más grande, pero con desafíos financieros YPF domina en términos de capitalización de mercado, con USD 15.900 millones, superando ampliamente a Vista (USD 4.440 millones), Pampa (USD […]

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Destacados: Macharashvili recibió a Bulgheroni

En la mañana de miércoles, el Intendente de Comodoro recibió a Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, y a Daniel Felici, Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales de la compañía. El intendente Othar Macharasvilli recibió en su despacho la visita de Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; y de Daniel Felici, vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales. Durante el encuentro se reafirmó el compromiso de seguir fortaleciendo el desarrollo productivo de la Cuenca del Golfo San Jorge. Tras la reunión, el intendente puso en valor la importancia de Pan American Energy como aliado estratégico de la región, y […]

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Gas: «La única manera de aprovechar el gas de Vaca Muerta es con el GNL»

El funcionario nacional participó del foro internacional para explicar el escenario energético de Argentina. «Todos los sectores de exportación están creciendo. Energía y minería son los mayores contribuyentes», dijo el funcionario. El secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, destacó que las exportaciones de petróleo y de gas natural licuado (GNL) alcancen los 30.000 millones de dólares anuales hacia 2030 y, en paralelo, habrá un crecimiento de las exportaciones de la minería metalífera y de litio. En su exposición en CERAWeek, el foro sobre energía más importante que se realiza por estos días en Houston, subrayó […]

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Vaca Muerta: La expansión urbana del Gran Neuquén en 6 años equivale a todo Ushuaia

Es la urbe que más se agranda en el país: supera al crecimiento sumado de todos los demás aglomerados patagónicos. Mirá el mapa de este fenómeno. ¿Qué pasa en Bariloche y Viedma? El vertiginoso desarrollo de Vaca Muerta, la enorme formación de gas y petróleo de la cuenca neuquina, ha posibilitado el crecimiento no solo económico, sino también poblacional de sus áreas de influencia. La expansión de la «mancha urbana» es una consecuencia de ello. Según datos del censo poblacional del 2022, el departamento de Añelo fue el de mayor crecimiento demográfico intercensal en todo el país. No es casual: […]

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Gas: Río Negro extiende la concesión gasífera de Agua Salada con Tecpetrol

Este contrato, que extiende la concesión hasta 2035, será enviado a la Legislatura provincial para su tratamiento, en línea con los acuerdos anteriores. La renovación incluye compromisos de inversión que contemplan la perforación de nuevos pozos en 2026. El Gobierno de Río Negro firmó un nuevo acuerdo de prórroga de concesión hidrocarburífera con la empresa Tecpetrol para la operación del área Agua Salada, ubicada a unos 50 kilómetros al sur de Catriel. Este contrato, que extiende la concesión hasta 2035, será enviado a la Legislatura provincial para su tratamiento, en línea con los acuerdos anteriores. La renovación incluye compromisos de […]

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Eventos: Santa Fe busca posicionar a sus puertos en la exportación de litio con la Expoagro

Esos temas fueron protagonistas en la primera jornada en Expoagro. Puccini y su par salteño, Martín de los Ríos, unieron agendas para profundizar el trabajo coordinado entre ambas provincias. En el marco de Expoagro 2025, el ministro de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini se reunió con autoridades de YPF para avanzar en la capacitación de potenciales proveedores dentro de la provincia y también con su par de Salta, Martín de los Ríos, para reforzar la coordinación en proyectos compartidos. En cuanto al vínculo con Salta, Puccini sostuvo: “Somos dos provincias que fortalecemos el interior productivo, que compartimos agenda […]

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Empresas: Vista acelera su plan de crecimiento en Vaca Muerta

La petrolera Vista, liderada por Miguel Galuccio, ha delineado un ambicioso plan plurianual para acelerar la producción y exportación de petróleo desde Vaca Muerta. Con el foco puesto en la optimización de costos y procesos, la empresa busca consolidarse como un actor clave en el desarrollo del shale argentino. Para 2025, la meta de Vista es alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios, con un costo por pozo estimado entre 14 y 14,5 millones de dólares. Esta estrategia apunta a mejorar la eficiencia en la construcción de pozos, un aspecto fundamental para maximizar la rentabilidad en la explotación de hidrocarburos […]

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Neuquén triplicó su producción de crudo por Vaca Muerta

En los últimos cinco años, la provincia de Neuquén se posicionó como el epicentro de la producción hidrocarburífera del país. Es que en cinco años, entre 2020 y 2025, la extracción de crudo se triplicó por el desarrollo de Vaca Muerta.

Los datos que arroja la Secretaría de Energía de la Nación demuestran que se trata de una tendencia consolidada, que se amplía año a año. En enero de 2020 Neuquén produjo 761.251 m3 de petróleo, mientras que en igual mes de este año se registró una producción 2.244.671 m2 (197% más).

En cuanto a la producción de gas, la provincia también mostró crecimiento constante, aunque no alcanzó las cifras récords como el petróleo. En los últimos cinco años el volumen extraído aumentó un 28 %, pasando de 2.237 millones de m³ en 2020 a 2.865 millones en 2025.

El crecimiento exponencial es efecto a la expansión de la actividad en Vaca Muerta, la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta en petróleo no convencional.

Este crecimiento exponencial permitió que Neuquén convertirse en la más importante del país en términos de volumen petrolero. De hecho, hace un años tenía una participación menor al 25% y hoy explica más del 60% de lo producido a nivel nacional.

Sin embargo, este crecimiento que atraviesa Neuquén, lamentablemente no se replica en otras provincias petroleras. Tal es el caso de Chubut, Mendoza y Santa Cruz que experimentaron caídas continuas en su producción.

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El Gobierno nacional normaliza las deudas de las distribuidoras y cooperativas eléctricas con CAMMESA

A través del DNU 186/2025, el Gobierno nacional aprobó un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y que no habían sido regularizadas al 30 de noviembre de 2024. De esta manera, se da un paso más para recomponer la cadena de pagos y normalizar el sector eléctrico.

El plan de regularización de deudas incluye hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la que cobra el Mercado Eléctrico Mayorista (que es la tasa del Banco Nación). Por otro lado, se implementará como incentivo de buenos pagadores un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

Además, este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.

Este nuevo plan de pagos para las distribuidoras ya fue aprobado por el directorio de CAMMESA y cuenta con condiciones similares a otros planes aprobados en el pasado.

Desde el Gobierno destacan que, en diciembre de 2023, la tasa de cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, lo que significaba que los importes no cobrados se cubrían con aportes del Tesoro nacional. “Era un círculo vicioso que se traducía en más emisión, más inflación que sufrían todos los argentinos y una descapitalización del sistema eléctrico”, afirmaron.

“Gracias a las medidas tomadas en estos meses por nuestro Gobierno, que incluyeron la recomposición de las tarifas, la focalización de los subsidios y el proceso de desregulación del mercado eléctrico mayorista, la tasa de cobrabilidad hoy es del 97%”, agregaron.

El objetivo principal de esta medida es que las distribuidoras y cooperativas paguen el 100% de la facturación corriente, lo que permitirá que puedan convertirse en sujetos de crédito y accedan a financiamiento para invertir en mejorar el sistema eléctrico, brindando un servicio de mayor calidad a todos los argentinos. Además, podrán celebrar contratos de suministro de energía con generadoras privadas.

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Marín confirmó que YPF venderá todos sus yacimientos convencionales y adelantó que en 2026 invertirá únicamente en Vaca Muerta

HOUSTON.- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en la mañana de este jueves desde esta ciudad que la petrolera controlada por el Estado argentino se desprenderá de todos sus yacimientos convencionales en el país para concentrar su inversión a partir de 2026 únicamente en el desarrollo de áreas no convencionales. La compañía avanzó este año con la desinversión de 55 campos maduros bajo el paraguas del proyecto Andes que propició la venta de bloques en Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut.

La iniciativa preveía también el traspaso de bloques en Santa Cruz y Tierra del Fuego. La salida de esos campos se concretará en las próximas semanas, pero en esos casos se avanzará con una reversión directa a las provincias. En Santa Cruz, los bloques pasarán a estar en manos de Fomicruz, que buscará reconcesionarlas hacia mediados de 2025.

Lo novedoso que adelantó Marín es que YPF buscará desprenderse este año de todos sus yacimientos convencionales. Son cerca de otros 50 bloques hidrocarburíferos. En esa clave, esta semana se comunicó internamente al staff de la unidad del Golfo San Jorge que la compañía buscará vender Manantiales Behr, el único bloque que le quedaba en Chubut. Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, por ese campo, que  existe interés de varias compañías como Pecom, Capsa y Crown Point, entre otras. “A partir de 2026 queremos concentrarnos únicamente en Vaca Muerta”, destacó Marín en un evento organizado por el IAPG Houston en el Club del Petróleo de Houstoun, en el piso 35 de la torre de TotalEnergies en el centro de Houston.

Vaca Muerta

“El traspaso de campos maduros es un proceso gigante, el primero que se lleva adelante desde la reforma constitucional de 1994. Santa Cruz y Tierra del Fuego van a ser el leading case (caso testigo, en inglés) que de ahora en más apliquen las empresas cuando quieran quieren devolver áreas a las provincias, en especial cuando los pasivos son más altos que los activos como nos pasó a nosotros. En Tierra del Fuego, hicimos una licitación y nos pidieron la hermana, la tía, el scalextric y encima poner plata encima (sic). Lo que marca eso es que cuando salimos tarde (de las áreas), eso no se puede hacer. Entonces, estamos negociando con las provincias para hacer lo que hay que hacer, que es abonar los pozos secos y revertir”, explicó el CEO de YPF.

YPF cerró con la gobernación de Neuquén, a cargo de Rolando Figueroa, el otorgamiento de cuatro nuevas concesiones no convencionales (CENCH) en Vaca Muerta, donde comprometió inversiones por cerca de US$ 20.000 millones en las próximas décadas.

, Nicolas Gandini

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Shell y Chevron se incorporan al megaproyecto Vaca Muerta Sur

Las petroleras Shell Argentina y Chevron Argentina han formalizado su participación en el consorcio VMOS, impulsando la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur.

Este proyecto, considerado la mayor obra de infraestructura de transporte de petróleo de las últimas décadas en Argentina, contempla una inversión estimada de 3.000 millones de dólares.

El oleoducto tendrá una extensión de 437 kilómetros, conectando la producción de Vaca Muerta con una terminal de exportación en Punta Colorada, provincia de Río Negro.

La infraestructura incluirá una playa de tanques para almacenamiento y monoboyas interconectadas para la carga y descarga de crudo.

Se espera que el oleoducto esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, con una capacidad de transporte de hasta 550.000 barriles de petróleo por día, ampliable a 700.000 barriles diarios según la demanda.

Este desarrollo facilitará la exportación de crudo argentino, fortaleciendo el posicionamiento del país en el mercado internacional de hidrocarburos.

El consorcio VMOS está integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell Argentina y Chevron Argentina, garantizando la solidez y viabilidad del proyecto.

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Ternium finalizó el montaje del parque eólico Vientos Olavarría

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Ubicado en la localidad bonaerense de Olavarría, el proyecto se compone de 22 aerogeneradores con 4,5 MW de potencia, dispuestos en cuatro circuitos de entre 5 y 6 torres cada uno a lo largo de 1,517 hectáreas del terreno. En conjunto, suman 99 MW de capacidad instalada con una producción de 480 GWh de forma anual.

El Parque Eólico Vientos de Olavarría implicó una inversión de más de US$220 millones de dólares y apunta a reemplazar cerca del 90% del consumo eléctrico de la red en Argentina, contribuyendo a la meta de Ternium de reducir sus emisiones para el 2030.

Toda la supervisión y operación del parque se realiza de forma remota, a 450 km de distancia, desde las instalaciones de Planta General Savio, en San Nicolás de los Arroyos, Argentina. Los aerogeneradores transmiten información en tiempo real al centro de control, como la velocidad, dirección del viento y cuánta electricidad están generando.

El proyecto se realizó con el apoyo de Tecpetrol, Exiros y Vestas, y entre otras complejidades, requirió un gran trabajo de logística para transportar los componentes de los aerogeneradores hasta Olavarría. Las aspas de 75 metros de largo requirieron transporte especial y se tuvieron que adaptar todos los caminos de tierra que conducían al proyecto. Además, en el pico de la obra, se requirieron alrededor de 350 personas de la parte civil, la parte eléctrica y el montaje de aerogeneradores.

“El Parque Eólico Vientos de Olavarría es un paso fundamental en el plan de descarbonización de nuestro proceso productivo. Constituye un gran logro para un equipo multidisciplinario que logró superar las dificultades de la macro, las restricciones para importación de equipos e insumos y hasta serios inconvenientes climáticos durante la ejecución del proyecto para hacerlo realidad. ¡Felicitaciones!”, expresó Martín Berardi, presidente Ejecutivo de Ternium Argentina.

El Parque Eólico Vientos de Olavarría en cifras:

22 aerogeneradores
99 Mw de potencia total instalada
480 Gwh de producción anual de energía renovable
19 Km de caminos internos construidos para la circulación de equipos
19.000 metros cúbicos de hormigón
9.160 toneladas de acero para las distintas estructuras de los aeros
145 Km de cables de 33 KW (media tensión) instalados
350 personas trabajando en simultáneo en el momento de mayor actividad de la obra
U$S220 millones de inversión.

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Plan de regularización de deudas de las distribuidoras y cooperativas con CAMMESA

A través del DNU 186/2025, el Gobierno Nacional aprobó un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y que no habían sido regularizadas al 30 de noviembre de 2024.

El plan de regularización de deudas incluye hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50 % de la que cobra el Mercado Eléctrico Mayorista (que es la tasa del Banco Nación). Por otro lado, se implementará como incentivo de buenos pagadores un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

Además, este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.

Este nuevo plan de pagos para las distribuidoras ya fue aprobado por el directorio de CAMMESA y cuenta con condiciones similares a otros planes aprobados en el pasado.

Es importante destacar que en diciembre de 2023 la tasa de cobrabilidad de CAMMESA era del 48 %, lo que significaba que los importes no cobrados se cubrían con aportes del Tesoro nacional; un círculo vicioso que se traducía en más emisión, más inflación, y una descapitalización del sistema eléctrico.

“Gracias a las medidas tomadas en estos meses por el Gobierno, que incluyeron la recomposición de las tarifas, la focalización de los subsidios y el proceso de desregulación del mercado eléctrico mayorista, la tasa de cobrabilidad hoy es del 97 por ciento”, se indicó.

El objetivo principal de esta medida es que las distribuidoras y cooperativas paguen el 100 % de la facturación corriente, lo que permitirá que puedan convertirse en sujetos de crédito y accedan a financiamiento para invertir en mejorar el sistema eléctrico, brindando un servicio de mayor calidad. Además, podrán celebrar contratos de suministro de energía con generadoras privadas.

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El gobierno oficializó un plan de regularización de deudas para las distribuidoras y cooperativas eléctricas

El Gobierno Nacional oficializó este jueves un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). A través del DNU 186/25, se les otorga un plazo de gracia de hasta 12 meses y 72 cuotas (6 años) a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación, que es la que suele utilizarse como referencia en el mercado eléctrico.  Además, se implementará un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

La Secretaría de Energía informó a través de un comunicado que este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. “También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red”, anticipó el gobierno.

El gobierno busca que con esta medida las distribuidoras y cooperativas regularicen su situación y puedan convertirse en sujetos de crédito para poder acceder a financiamiento e invertir en mejorar el sistema eléctrico. Además, el objetivo oficial es que celebren contratos de suministro de energía directamente con las generadoras privadas.

La deuda

Las distribuidoras habían comenzado a regularizar sus pagos luego de los aumentos de tarifas que se les otorgaron el año pasado, pero aún restaba regularizar el stock que hacia fines del año pasado estaba en torno a los US$ 1100 millones.

Los peores índices de cobrabilidad se registraron en el primer trimestre de 2024. En enero de ese año Edesur y Edenor pagaron en promedio solo el 33,9% de su factura, en febrero apenas el 16,3% y en marzo 34,1%, pero a luego del fuerte aumento del Valor Agregado de Distribución que les otorgó el gobierno comenzaron a pagar el 100% de su factura.

Una situación similar se observó con las distribuidoras que operan en el interior de la provincia de Buenos Aires. EDEA había pagado en enero de 2024 el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. El mismo patrón se observó en los casos de Edelap, EDEN y EDES.

Varias de las cooperativas que operan en la provincia también habían comenzado a normalizar el pago de sus gastos corrientes con Cammesa. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, las cooperativas de Villa Gesell, 3 Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores seguían sin pagar a fines del año pasado.

Distribuidoras de otras provincias también comenzaron a pagar su factura luego de la recomposición tarifaria. Edesa de Salta no había llegado a pagar ni el 25% de su consumo en el primer trimestre de 2024 y luego regularizó sus pagos corrientes, habiendo quedado pendiente el tema de su deuda.

Es importante destacar que no todas habían dejado de pagar sus facturas. EPE de Córdoba, Energía Entre Ríos S.A., EJESA de Jujuy, EDESTE, EDEMSA y Cooperativa Godoy Cruz de Mendoza, Cooperativa Gaiman de Chubut, EMSA de Misiones, EPEN de Neuquén, Edersa de Río Negro, Energía San Juan S.A., EDESAL de San Luis, SPSE de Santa Cruz, EDESE de Santiago del Estero y EDET de Tucumán mantenían sus pagos al día. El artículo 8 del decreto publicado este jueves establece en esos casos un régimen especial de créditos, aunque todavía no se informaron mayores detalles.

, Redaccion EconoJournal

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Clear Petroleum sumó un nuevo equipo de pulling en Santa Cruz

Clear Petroleum, referente en servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge, incorporó un nuevo equipo de Pulling CP-114 en Santa Cruz. “Este nuevo equipamiento refuerza la capacidad operativa en la región, a la vez que consolida el compromiso con la generación de empleo y el desarrollo de la industria hidrocarburífera”, destacaron desde la compañía.

En la actualidad, la firma cuenta con un total de 13 equipos de Pulling operativos en distintas áreas estratégicas. Con la puesta en marcha del CP-114 en Santa Cruz, se genera la incorporación de 17 nuevos trabajadores directos, reafirmando el impacto positivo de la empresa en la comunidad y su compromiso con la creación de empleo. La inversión en infraestructura y tecnología es una prioridad para la compañía que permite operar con altos estándares de eficiencia y seguridad, destacaron.

Franco Sánchez, gerente de Operaciones Torre de CLP, destacó la importancia de este nuevo equipo: “Con la incorporación del CP-114, seguimos creciendo y sumando más actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge. Este equipo nos permite continuar con el desarrollo y explotación de los campos maduros, fortaleciendo nuestra presencia en el sur del país. La meta es afianzarnos como una de las compañías de torre más importantes de la industria, brindando soluciones estratégicas para nuestros clientes y asegurando operaciones eficientes y seguras”.

Servicio de pulling

El servicio de pulling es esencial para el mantenimiento y optimización de la producción de petróleo y gas.  Desde Clear Petroleum la intervención de pozos se realiza con equipos de torre ágiles y versátiles, permitiendo maniobras de reparación y mantenimiento mediante el movimiento de tuberías de producción y varillas de bombeo. Entre las tareas realizadas se incluyen cambios de bombas, estimulaciones y ensayos, contribuyendo a la eficiencia y prolongación de la vida útil de los pozos. Estos procedimientos aseguran el rendimiento óptimo de los pozos y permiten mantener los niveles de producción esperados, un factor clave para la industria petrolera.

El desafío principal para la empresa es mantener altos estándares de productividad y eficiencia. En este sentido, la confiabilidad y disponibilidad de dichos equipos es clave; asegurando operaciones libres de incidentes y accidentes. La disciplina operativa es un pilar fundamental. “Hacer las cosas bien siempre es nuestra premisa. Implementamos procedimientos y estándares de seguridad rigurosos para garantizar el éxito de cada operación”, afirman desde la empresa. La seguridad es un valor inquebrantable dentro de CLP, en este sentido, el cumplimiento de normas estrictas permite minimizar riesgos, cuidar a las personas, los activos y maximizar la eficiencia de cada intervención en los pozos.

Una visión a futuro

“Clear Petroleum se consolida como un aliado estratégico en la industria gracias a su constante búsqueda de la mejora continua y su compromiso con la innovación. La empresa no solo aporta soluciones técnicas avanzadas, sino que también apuesta por el desarrollo del talento humano. La capacitación y formación del personal son clave para garantizar la excelencia operativa y el crecimiento profesional dentro de la organización. Su infraestructura de primer nivel y su equipo altamente capacitado permiten garantizar servicios de calidad, con un enfoque centrado en la seguridad y la sostenibilidad”, remarcaron desde la empresa.

La implementación de nuevas tecnologías y la optimización de procesos continúan impulsando la expansión y consolidación de CLP en el sector. Además de su presencia en Santa Cruz, la compañía opera en distintas regiones del país, ofreciendo soluciones eficientes para el mantenimiento y optimización de pozos petroleros. Con sus equipos de workover, pulling y flushby logra una respuesta efectiva a las necesidades de los clientes en todas las cuencas, tanto en campos convencionales como en no convencionales donde también se encuentra trabajando el CP-104 en Vaca Muerta.

En la Cuenca del Golfo San Jorge, con la incorporación del CP-114 representa un paso más en el camino del crecimiento sostenido de la empresa, reafirmando su compromiso con el desarrollo de la actividad hidrocarburífera y la generación de empleo en la región. Con una visión a largo plazo, Clear Petroleum sigue fortaleciendo su posicionamiento en la industria, impulsando el desarrollo de la actividad y consolidándose como un referente en servicios de torre en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

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HIMOINSA presenta la serie HGY de generadores de hasta 3500 kVA con motores Yanmar

HIMOINSA, la empresa que forma parte del grupo Yanmar y es un fabricante de soluciones de tecnología energética, presentó la serie HGY. Se tata de una nueva solución energética destinada a la generación de energía para proyectos de misión crítica. El evento para el lanzamiento de la nueva familia de generadores tuvo lugar en Madrid, que contó con la asistencia de unos 400 clientes y socios.  La serie HGY incorpora motores Yanmar que van desde los 1250 kVA hasta los 3500 kVA (con planes futuros de llegar hasta los 4000 kVA). Entre ellos se incluye la familia de motores GY175L, con múltiples modelos de 12 y 16 cilindros y el futuro desarrollo de motores de 20 cilindros, todos ellos con control electrónico.

En términos de sostenibilidad, la serie HGY se ha configurado con gran meticulosidad para ser compatible con la futura incorporación de combustibles alternativos como el HVO, el gas y el hidrógeno. Se trata de un paso importante hacia la responsabilidad medioambiental y ayudará a los usuarios finales en su estrategia para alcanzar las cero emisiones netas, según informaron.

Generadores

Los generadores HGY están equipados con sistemas de postratamiento de gases para cumplir con las normativas europeas, alemanas y británicas para plantas de combustión media que operen más de 300 o 500 horas. La nueva serie incluye una versión con certificación EPA Tier 2 para aplicaciones de emergencia en Estados Unidos, así como el cumplimiento de las normativas NEA en Singapur.

Esta nueva familia de productos se ha diseñado para garantizar la reducción de emisiones, e HIMOINSA proporcionará la Declaración Ambiental de Producto (EPD) para ofrecer información exhaustiva sobre el impacto medioambiental del producto durante todas las etapas de su ciclo de vida. De este modo, se ayuda a los clientes a tomar decisiones de compra más sostenibles y a implementar estrategias bajas en carbono.

«La nueva serie HGY marca el inicio de un nuevo capítulo en la historia de la generación de energía crítica —afirmó Francisco Gracia, presidente y CEO de HIMOINSA—. Los equipos de diseño e ingeniería de HIMOINSA y Yanmar han trabajado en estrecha colaboración con nuestros proveedores y clientes para desarrollar una solución innovadora que dé respuesta a la clara demanda de soluciones energéticas integrales, eficientes y de bajas emisiones».

Gracia enfatizó, además, que el lanzamiento de la serie HGY es un gran paso hacia delante para reforzar el crecimiento de HIMOINSA en el mercado global.

Capacidad industrial

Este nuevo desarrollo ha generado un aumento significativo en la capacidad industrial de ambas empresas, gracias a la introducción de una nueva línea de producción para el motor Yanmar GY en la fábrica de Amagasaki (Japón) y al establecimiento de un nuevo centro de producción de HIMOINSA en España. Esta nueva instalación para soluciones energéticas tiene un área de 17 000 m2 y una capacidad productiva de 1000 unidades de generadores anuales.

La serie HGY incluye generadores con diversas potencias de salida para distintas aplicaciones, incluyendo las de emergencia (ESP), en continuo (PRP), energía para centros de datos (DCP), COP y LTP. De este modo, se garantiza una solución óptima para centros de atención sanitaria, centros de datos, capacity markets y otros sectores de misión crítica.

Motor GY Yanmar

Yanmar cuenta con más de 100 años de experiencia en el desarrollo de tecnologías para motores fiables que hacen un uso eficiente del combustible para las industrias de la generación de energía y de equipos marinos y de construcción. La familia de motores GY utiliza tecnologías probadas que se basan en los renombrados motores marinos de Yanmar, conocidos internacionalmente por su fiabilidad.

«Los clientes del segmento de la energía crítica pueden confiar en la tecnología de nuestros motores y tener la seguridad de que les proporcionaremos lo que necesitan. Hemos trabajado en estrecha colaboración con el equipo de ingeniería de HIMOINSA y aprovechado su experiencia en el mercado de la generación de energía para crear una solución de motores que encaje a la perfección con las necesidades de los clientes del sector de la energía crítica», explicó Masaru Hirose, director general del área de Productos de Gran Potencia de YANMAR POWER TECHNOLOGY CO., LTD.

La GY es una nueva familia de motores de altas revoluciones con sistema de inyección «common rail». Combina la tecnología de combustión única de los motores de altas revoluciones con la fiabilidad de los motores de bajas revoluciones, garantizando así un alto rendimiento y eficiencia. Esta tecnología es compatible con el funcionamiento en condiciones extremas, una huella de carbono reducida, múltiples posibilidades de combustibles y bajas emisiones.

  • Sistemas de inyección de combustible «common rail» y bomba de alta presión: Genera una presión de inyección de hasta 2200 bar para una máxima eficiencia y optimiza la curva de presión de combustión mediante inyecciones múltiples.
  • Alta densidad de potencia:  La serie HGY ofrece un rendimiento excepcional en términos de emisiones y densidad de potencia (hasta 37,9 kWm/L).  Una alta densidad de potencia específica reduce la huella de carbono y supone un gran impacto sobre la huella de carbono total durante su vida útil.
  • Prototipo de cilindro único: El diseño de la cabeza del pistón y el análisis de fluidos son clave para la eficiencia y el rendimiento del motor. Yanmar ha invertido cientos de horas de ingeniería en esta etapa del desarrollo.
  • Rápida respuesta: La inyección de combustible supone una diferencia enorme en las aplicaciones de generación de energía en las que la velocidad de respuesta es vital. La ECU es capaz de reaccionar a cambios repentinos de la velocidad en cuestión de milisegundos. El motor arranca en menos de 8 segundos. Este motor funciona dentro de las condiciones de clase de la ISO8528-5 G3.
  • Unidad de control del motor (ECU) intuitiva: La ECU incluye varios parámetros físicos para un control óptimo del sistema de inyección. El sistema de control incluye un práctico e intuitivo software de diagnóstico integrado que permite la monitorización remota del motor y el generador.

Consumo de combustible

“La eficiencia es el principal objetivo de HIMOINSA y Yanmar, y los generadores HGY se han diseñado para garantizar un consumo de combustible óptimo. Esto se logra mediante un nuevo sistema de inyección de combustible de alta presión «common rail», el diseño de sus pistones y su alta densidad de potencia. Centrarnos de este modo en la eficiencia se traduce en un ahorro de costes, reducción de emisiones y una gran autonomía, convirtiendo la serie HGY en uno de los productos más eficientes y competitivos del mercado”, remarcaron desde la compañía.

Funcionalidad e intervalos de mantenimiento ampliados

El mantenimiento y la accesibilidad sencillos son aspectos que se han considerado desde el inicio del desarrollo del nuevo producto. Todas las piezas fungibles del motor, como el combustible, los filtros de aire y el punto de llenado de aceite, se encuentran cómodamente ubicadas en un mismo lado.

La mayoría de las piezas son compatibles con diversas versiones y modelos del motor. El objetivo es garantizar una reducción del stock de recambios de nuestros clientes para que puedan compartir componentes comunes como filtros de combustible, bombas de combustible, inyectores, etc. Este sofisticado diseño modular logra un mantenimiento del motor más eficiente, un inventario de recambios reducido y una formación técnica simplificada.

La serie HGY ofrece intervalos de mantenimiento ampliados. Presenta un intervalo de puesta a punto parcial de 10 000 horas y un intervalo de puesta a punto completa de hasta 30 000 horas para un funcionamiento sin interrupciones.

HIMOINSA ofrece una plataforma de gestión que permite la monitorización remota, el control y el mantenimiento de los generadores. La plataforma de esta solución exhaustiva proporciona un seguimiento en tiempo real de los parámetros críticos, alertas automáticas en caso de fallo o anomalía y herramientas para la planificación proactiva del mantenimiento, todo ello con el objetivo de maximizar la eficiencia operativa y minimizar los tiempos de inactividad.

Además, presenta opciones de informes y análisis de datos avanzados para fomentar la toma de decisiones informada y garantizar un rendimiento óptimo de los generadores en todas las ubicaciones. Nuestros clientes podrán beneficiarse notablemente de esta plataforma accediendo a todos los datos mediante la API.

, Redaccion EconoJournal

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FES Mexico: Líderes del sector energético analizaron la dinámica geopolítica en Norteamérica

El Future Energy Summit México (FES México), encuentro que reunió a más de 500 profesionales del sector energético local e internacional, se llevó a cabo el pasado martes 11 de marzo, consolidándose como un espacio clave para el debate sobre el futuro de la industria en el país.

Uno de los paneles más esperados fue «Visión estratégica sobre el futuro energético de México», donde participaron representantes de ContourGlobal, EDF Renewables, Sempra Infraestructura y el Consejo Mexicano de la Energía (COMENER). 

Allí, uno de los temas abordados fue el intercambio energético en Norteamérica como una oportunidad para la seguridad energética del país. Sergio Romero Orozco, vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura, destacó que “la integración energética de América del Norte es una realidad”, subrayando que México no solo importa el 70% del gas natural que consume, sino que también exporta electricidad al sur de Estados Unidos.

En este sentido, el directivo enfatizó que existen 10 líneas de transmisión eléctrica transfronterizas que brindan resiliencia a los sistemas energéticos de ambos países y que la cooperación entre ambas naciones resulta fundamental. “Nosotros le apostamos como empresa a la integración entre México y Estados Unidos, creemos que tiene que haber más integración, no menos”, remarcó Romero Orozco.

Otro de los temas centrales del panel de FES Mexico fue el papel del gas natural como insumo estratégico en la transición energética. Eva Ribera, gerente general para México y el Caribe de ContourGlobal, sostuvo que “para que pueda haber inversión, necesitamos energía barata y confiable. La única forma de conseguirlo es con la transición energética, usando el gas natural y todos los recursos renovables”.

Sin embargo, uno de los grandes desafíos es la falta de infraestructura de almacenamiento de gas en el país. «Aquí falta, y se ha venido intentando hacer durante muchos años, el almacenamiento de gas natural. Es el tipo de inversión que tiene que promover el sector público», advirtió Ribera, señalando que sin la participación del gobierno, este tipo de desarrollos sería inviable.

En la misma línea, Juan Acra, presidente de COMENER, subrayó que la red de gasoductos en México es insuficiente, lo que limita la capacidad del país para generar y atraer inversiones. Además, recordó que la dependencia del suministro de gas desde Estados Unidos expone al país a riesgos externos, como ocurrió durante la helada de Texas, cuando el abastecimiento fue interrumpido. «Ya tuvimos hace algunos años problemas de abasto de gas cuando, derivado de la helada, nos cerraron la llave. Este es un foco rojo para ver qué vamos a hacer en la materia», alertó.

Para mitigar estos riesgos, Acra propuso la elaboración de una «hoja de ruta multisectorial» que permita reducir la dependencia del gas importado y fomentar su producción y almacenamiento a nivel local.

Los panelistas también enfatizaron la importancia de la colaboración entre el sector público y privado para el crecimiento del sector energético en México. Gerardo Pérez, Country Manager & EVP de EDF Renewables, subrayó que es fundamental que el gobierno y las empresas trabajen juntas para garantizar la seguridad energética y la estabilidad de los precios.

«Creo que en el momento en que entendamos que somos complementarios todos, es cuando va a ser realmente un éxito y vamos a poder alcanzar todas las metas», afirmó Pérez, quien reconoció que México tiene el potencial de convertirse en un jugador estratégico en el sector energético internacional.

Además, hizo hincapié en que el país cuenta con recursos naturales y capacidades para desarrollar diversas tecnologías energéticas. «Podemos participar en todos los sectores, tenemos recursos tanto naturales como de otro tipo, completamente muy relevantes para la industria mexicana», señaló.

En la misma línea, Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá y moderador del panel, destacó que la seguridad energética es un debate que trasciende a México y se encuentra en el centro de la discusión global. «La seguridad energética y una matriz más limpia son debates que se cruzan para tener más infraestructura de transporte y poder acceder a toda la disponibilidad de recursos que tenemos», expresó.

Geopolítica y su impacto en el sector energético

“La sostenibilidad en relación México-Estados Unidos, en el presente y el futuro inmediato, está sujeta a gestionar la asimetría e interdependencia mediante la eficaz gobernanza que impacte en beneficio de los tres países”, observó Juan Acra, presidente de COMENER.

Y es que el comercio energético con la postura actual del primer mandatario de los Estados Unidos enfrenta desafíos de política internacional. Romero Orozco advirtió por ejemplo sobre la imposición de aranceles a México por parte del presidente Donald Trump, lo que afectaría el intercambio de gas natural y electricidad entre ambas naciones.

Sin embargo, el ejecutivo consideró que esta medida sería contradictoria con la lógica de los aranceles actuales de la administración estadounidense. «La imposición de aranceles para el sector energético por parte de Estados Unidos no entra en la lógica de los aranceles que está imponiendo, porque Estados Unidos es superavitario en materia energética», explicó.

En este contexto, los especialistas coincidieron en la necesidad de mantener un marco regulatorio estable al menos a nivel local que permita la continuidad de las inversiones. “Cuanto más claro sea el panorama y todos sepamos qué es lo que viene y cómo va a funcionar, las inversiones seguirán fluyendo”, aseguró Ribera.

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Hoy, APsystems presenta en un evento audiovisual sus innovaciones para 2025

Este 13 de marzo, APsystems realiza su webinar exclusivo, donde presentará sus desarrollos más recientes en microinversores, almacenamiento y herramientas de diseño solar. Con un mercado en constante evolución, este evento permitirá conocer las tecnologías que marcarán el futuro de la energía solar en 2025.

Innovaciones que se presentan en el evento

🔹 Nuevo DS3-LV, el microinversor monofásico que reemplaza al YC600B, con mejoras en eficiencia y compatibilidad.

🔹 Expansión de la línea APstorage, con el nuevo ELS de 11.4K, que complementa el modelo de 5K, optimizando la autonomía energética.

🔹 APdesigner, una herramienta para dimensionar y diseñar sistemas fotovoltaicos con mayor precisión.

Un evento en el marco del crecimiento de APsystems

APsystems cierra un 2024 con expansión en América Latina y un crecimiento impulsado por la demanda de soluciones solares innovadoras. Con este evento, la compañía comparte sus avances y perspectivas para 2025, destacando soluciones que buscan mejorar la eficiencia y rentabilidad del sector.

Horarios del webinar

Horarios:

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

El evento reúne a profesionales del sector interesados en conocer las últimas tendencias y desarrollos tecnológicos en energía solar.

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Coral Energía redobla su apuesta fotovoltaica y se prepara para la licitación de almacenamiento de 500 MW

Coral Energía, empresa del Grupo Iraola que nació en 2016, fue una de las grandes firmas que se hicieron presentes en el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que reunió a más de 500 referentes del sector renovable de la región.

La empresa con más de 150 MW en construcción, reveló que apunta a alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados hacia 2030 en el plano nacional, a la par que se analiza distintas oportunidades que surjan en el mercado. 

«Estamos enfocados en completar la construcción de nuestros primeros cuatro parques solares en Santa Fe (fondeados con capital propio) y, en paralelo, estructurar el financiamiento para la segunda etapa, que corresponde a los proyectos adjudicados en RenMDI», aseguró Guillermo Martín, director de proyectos y operaciones de Coral Energía.

Con este proceso en marcha, la compañía refuerza su posición como un actor relevante en el sector de las energías renovables en Argentina, considerando que en 2023, fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI, adjudicándose ocho centrales por un total de 110 MW en el renglón N°1.

En simultáneo, consolidó su expansión con la adjudicación de otros cuatro parques solares en la convocatoria de renovables de la provincia de Santa Fe, sumando 20 MW adicionales a su portafolio.

Pero además de tener el objetivo corporativo de lograr 1 GW de contratos en los próximos años, lo que significa 830 MW en el lustro venidero, la empresa del Grupo Iraola también apostará por el almacenamiento en baterías. 

¿Cómo? Guillermo Martín reconoció que se preparan para la licitación de 500 MW que recientemente lanzó la Secretaría de Energía de la Nación como parte de un proceso clave para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

“Vamos a participar de la licitación. Tenemos varios proyectos en cartera y estamos evaluando algunos sitios más, entendiendo que resulta una oportunidad interesante y un buen puntapié inicial”, señaló durante el panel de debate denominado “Mercado solar: el futuro de los proyectos en Argentina en la visión de líderes”. 

La convocatoria “AlmaGBA” fue lanzada a mediados de febrero y busca instalar sistemas BESS en las redes de Edenor y Edesur, para resolver la situación crítica de diversos puntos del AMBA y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.

Y cabe recordar que las ofertas a presentar deberán tener entre 10 MW y 150 MW de capacidad, con una fecha objetivo para el inicio del cómputo de los contratos en enero de 2027 y una habilitación comercial máxima en diciembre de 2028. 

AlmaGBA estará abierta hasta el 19 de mayo, día en que se llevará a cabo la apertura de sobres A, en tanto que la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. Mientras que la adjudicación llegará el 27/7 y la firma de contratos comenzará a partir del 30 de dicho mes.

Desafíos y oportunidades en la transmisión y generación distribuida

El sector energético enfrenta la saturación en las redes de transmisión, lo que impacta directamente en el desarrollo de nuevos proyectos utility-scale y limita ese segmento de mercado en el corto plazo. 

Ante este escenario, la empresa busca diversificar su estrategia y enfocarse en oportunidades dentro del ámbito de la distribución, una vez se resuelvan barreras técnicas que simplifiquen los sistemas de interconexión. 

“También existe un espacio para seguir trabajando con los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI) a través de metodologías innovadoras, como esquemas de generación distribuida comunitaria donde hay una entrada para proyectos de 5 a 30 MW de potencia”, indicó Guillermo Martín. 

“También se abren oportunidades en la necesidad de abastecimiento de los grandes proyectos mineros, que tienen desafíos técnicos en términos primeramente serán proyectos aislados y paulatinamente se incorporen a la red”, concluyó. 

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Más de 12 GW de hidroeléctricas y centrales bioenergéticas se registraron para una nueva subasta de Brasil

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil reveló la cantidad de proyectos que prevén participar en la subasta de reserva de capacidad del presente año, denominada LRCAP 2025, que está prevista para el 27 de junio. 

De acuerdo al reporte, se registraron 327 proyectos, diferenciados entre termoeléctricas a partir de biocombustibles y/o gas natural (incluyendo plantas nuevas y ya existentes) y ampliaciones de centrales hidroeléctricas (UHE), que suman más de 74 GW de potencia. 

Sin embargo, el grueso de emprendimientos y capacidad registrada proviene de termoeléctricas a gas natural (228 parques que acumulan 61635 MW), siguiendo la tendencia de otras convocatorias de esta índole. 

¿Cómo se reparten las renovables? Sólo 12 proyectos anotados corresponden a expansiones hidráulicas (representan cerca del 3,6%) por un total de 5476 MW de capacidad; con posible inicio de suministro a partir del año 2030. 

“Se define “Potencia Hidroeléctrica Disponible” como la cantidad de potencia que un proyecto hidroeléctrico puede agregar al sistema en el momento de máxima demanda de cada mes, considerando la disponibilidad del recurso hídrico y las características operativas de esta tecnología”, asegura el archivo de la licitación

Mientras que del restante registro, hay 87 parques termoeléctricos se abastecerán de biodiésel o bioetanol (26,6% del total), con una potencia que asciende hasta 6962 MW que podrá iniciar operaciones entre 2025 y 2030. 

La particularidad es que esos proyectos termoeléctricos podían registrarse para participar en uno o más inicios de disponibilidad de potencia de la subasta LCRCAP 2025, quedando la oferta de la siguiente manera:

  • 9.117 MW registrados para inicio de nuevo suministro
  • 7.324 MW por ampliación de centrales ya existentes

“La adopción del biodiésel y el etanol es una alternativa para la expansión de la generación eléctrica renovable con miras a la seguridad electroenergética del SIN, en beneficio de la transición energética hacia una economía baja en carbono”, aseguraron desde la Empresa de Pesquisa Energética. 

¿Cómo sigue el proceso? En los próximos días, la EPE liberará los campos del Sistema AEGE referentes a los precios y parámetros que componen el CVU de las plantas para declaración por parte de los agentes hasta las 12:00 horas del día 14/03/2025, según lo establecido por la Ordenanza MME 96/2024.

En tanto que la entrega de la licencia ambiental se deberá realizar el 8 de abril y la habilitación final se dará a conocer el 12 de junio, que determinará los proyectos que podrán competir en la subasta LRCAP 2025 a finales de dicho mes. 

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Solis amplía su gama de inversores disponibles para Argentina

Solis, uno de los fabricantes líderes de inversores solares a nivel mundial, continúa consolidando su presencia en Latinoamérica. La compañía celebra este año su vigésimo aniversario en la industria, destacándose por su enfoque exclusivo en la electrónica de potencia y la producción de inversores tipo string.

En el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Marco Ricci, gerente de desarrollo para Latinoamérica de Solis, subrayó la evolución de la empresa y su impacto global: «Alcanzamos el año pasado el gran hito de superar los 100 GW en términos de capacidad exportada a nivel mundial, estamos presentes en más de 100 países».

Además, destacó que Solis cuenta con una de las fábricas más grandes del mundo, con una capacidad de producción anual que supera los 100 GW, permitiéndoles abastecer la creciente demanda de inversores solares en todos los mercados donde operan.

Generación distribuida y nuevas soluciones para Argentina

El mercado argentino ha experimentado una transformación en los últimos años, pasando de un escenario con proyectos utility scale a una diversificación en la generación distribuida. Ricci explicó que hasta el año pasado, la principal solución disponible para Argentina era para la generación a gran escala, con su inversor de 350 kW y 800 V de salida, capaz de integrarse a sistemas de transformación y pudiendo alcanzar 9,1 MW. Sin embargo, el panorama está cambiando con un fuerte impulso a la generación distribuida.

El crecimiento del mercado argentino ha sorprendido incluso a los propios actores del sector. Según Ricci, Argentina ha pasado de instalar apenas 6 MW en 2022 a más de 50 MW en solo seis meses del año pasado, y la previsión para 2025 indica un crecimiento superior a los 150 MW.

«Se habla de 50 MW solamente en la segunda mitad del año pasado y para este año hasta 150 MW de generación distribuida», afirmó Ricci, resaltando que la compañía está lista para responder a esta demanda con una oferta completa para residencial, comercial e industrial (C&I).

Entre las novedades para Argentina, Solis está introduciendo inversores de bajo voltaje, específicamente de 380 V y 400 V, que se alinean con el estándar eléctrico del país. «Vamos a traer equipos de 150 kW y pronto hasta 200 kW a 380 V», adelantó el ejecutivo.

Para el gerente de Solis, este auge dependerá de la estabilidad política y la continuidad en los incentivos fiscales y regulatorios. «Si la estabilidad política va a seguir y si los niveles de incentivos de aranceles e impuestos se mantienen, estoy seguro de que el mercado va a seguir creciendo, quizás hasta más de los números que se están dando», expresó.

En este contexto, Ricci considera que Argentina está en camino de convertirse en uno de los mercados solares más importantes de Latinoamérica, solo por detrás de México y Brasil. «Hace unos años estábamos cruzando los dedos para que Argentina pudiera ser uno de los mercados principales, y ahora parece que se está convirtiendo en uno de los líderes», consideró.

Apuesta por inversores híbridos

La tecnología de almacenamiento de energía cobra cada vez más relevancia, y Solis también busca posicionarse con productos que permitan una mayor flexibilidad en el sector comercial e industrial. Ricci explicó que este año han lanzado una nueva familia de inversores híbridos para el sector C&I, con capacidades de 30 kW y 50 kW, diseñados para baterías de litio de alto voltaje.

Estos equipos ofrecen la posibilidad de conectarse en paralelo hasta seis inversores, alcanzando configuraciones de almacenamiento superiores a 300 kW, ideales para centros comerciales, industrias y hoteles. «Esto va a permitir un ahorro importante en factura», aseguró Ricci, enfatizando el impacto económico positivo que puede tener para las empresas que buscan reducir costos energéticos.

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Solplanet llega a Argentina: GoodEnergy lanza su estrategia para el mercado fotovoltaico

GoodEnergy, empresa con 14 años de experiencia en el mercado solar térmico / fotovoltaico de Argentina, llevará a cabo el lanzamiento oficial de la llegada de Solplanet al país, con un evento exclusivo que tendrá lugar el próximo jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a partir de las 17 horas.

El encuentro contará con la participación de representantes de España y Brasil de Solplanet, junto con ejecutivos de GoodEnergy y la presentación está dirigida a integradores y distribuidores del sector fotovoltaico, así como a empresas que están evaluando la transición energética debido al impacto de las tarifas eléctricas; por lo que se espera la asistencia de CEOs, gerentes generales y profesionales de áreas como finanzas, sustentabilidad y energía.

“El objetivo del evento es presentar las soluciones tecnológicas de Solplanet en cuanto a inversores on gríd, híbridos y baterías. Queremos consolidar el desembarco de la marca Solplanet en Argentina, siendo el tercer país de Sudamérica en el que estarán operativos tras lo hecho en Brasil y Chile. Es decir que Solplanet sea una marca reconocida en el país”, destacó Julián Bartoli, cofundador de GoodEnergy. 

«Solplanet es actualmente la sexta empresa en shipping de inversores a nivel mundial y se ha destacado por su desarrollo de tecnología de vanguardia en inversores solares y almacenamiento de energía», agregó. 

Durante la presentación, se darán a conocer sus soluciones más avanzadas, entre las que destacan inversores on-grid de 330 kW y baterías de alto voltaje, diseñadas para optimizar el rendimiento y la confiabilidad de los sistemas solares.

“La innovación es el diferencial de Solplanet: sus productos destacan por su diseño estético, rendimiento optimizado y un avanzado sistema de monitoreo”, explicó Bartoli en conversación exclusiva con Energía Estratégica

GoodEnergy, por su parte, opera como una empresa integradora dentro de la cadena de valor fotovoltaica, ofreciendo desde la importación hasta la garantía de paneles solares y soluciones llave en mano. 

Y en términos de estrategia comercial, GoodEnergy tiene como meta convertirse en un “player” top-5 del sector fotovoltaico en los próximos tres años, apoyándose en la alianza con Solplanet y en la creciente demanda de soluciones de energía renovable. 

Incluso, el mercado argentino presenta grandes oportunidades debido al interés en reducir costos energéticos y optimizar el uso de fuentes sustentables, volviendo a Argentina es un “país ávido en innovación” 

“Nos vemos como un nexo entre los clientes y el mundo a nivel de innovación y calidad de los productos, siendo una de las empresas que empujen el mercado hacia la innovación y atractiva para integradores y distribuidores, entendiendo que Solplanet brinda esa posibilidad”, subrayó el cofundador de GoodEnergy. 

Como consecuencia, la jornada será una oportunidad clave para que los actores del sector conozcan de primera mano las soluciones tecnológicas de Solplanet y la estrategia de GoodEnergy para seguir impulsando la transición energética en Argentina.

¿Cómo inscribirse? 

El encuentro a realizarse el jueves 20 de marzo en Buenos Aires aún cuenta con inscripciones abiertas, exclusivamente para profesionales del rubro fotovoltaico (cupos limitados) a través del siguiente enlace: Inscripciones

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OLADE marca que la eficiencia energética podrá ahorrar hasta 30 GW en LATAM y el Caribe al año 2030

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador organizaron el evento “Eficiencia Energética: Pilar Transversal de la Transición” en la sede de OLADE en Quito. La reunión convocó a líderes del sector para analizar avances y desafíos en la implementación de políticas de eficiencia energética en la región.

La eficiencia energética es clave para alcanzar el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 de la ONU, que busca garantizar el acceso a energía asequible, confiable y sostenible. Durante la LIV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE en octubre de 2024, 22 de los países miembros ratificaron su compromiso de mejorar la eficiencia en un 1.3% anual hasta 2030 con lo que se podría ahorrar hasta 30GW de energía eléctrica en América Latina y el Caribe, equivalente al consumo de 20 millones de hogares por un año

El evento contó con la participación del Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, y el Viceministro de Electricidad de Ecuador, Fabián Calero, además de embajadores de países miembros, representantes de organismos internacionales, el sector empresarial y la academia.

Durante el encuentro, Rebolledo presentó un análisis del consumo energético en América Latina y el Caribe: 5% en el sector comercial y público, 20% en el residencial, 30% en el industrial y 40% en el transporte. “El verdadero cambio en eficiencia se logrará en el transporte, pero solo con políticas de Estado estables y cooperación público-privada podremos transformar la matriz energética, afirmó”.

Por su parte, Calero destacó que la eficiencia energética “es un compromiso con el desarrollo sostenible, clave para reducir el impacto ambiental y optimizar costos de producción”. También subrayó la importancia de fortalecer marcos regulatorios e institucionales y fomentar el uso racional de energía en todos los sectores.

El evento incluyó un panel de expertos con representantes de Chile, Brasil, Dinamarca, Uruguay y Ecuador, donde se abordaron regulaciones energéticas, políticas públicas y la implementación de la norma ISO 50001 para la gestión de energía. También se debatió sobre cocinas limpias, una iniciativa clave en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Gabriela Prata Dias, Directora del Centro de Copenhague sobre Eficiencia Energética del PNUMA, enfatizó la necesidad de regulaciones sólidas y estrategias sectoriales. “El mercado por sí solo no basta; necesitamos políticas que impulsen la innovación y permitan revisar nuestras contribuciones nacionales en el marco del Acuerdo de París”, sostuvo.

Esteban Israel Flores, de PRONACA Ecuador, destacó que la gestión eficiente de recursos es la estrategia más rentable, seguida por la inversión en innovación y tecnología. “El éxito depende de capacitación, monitoreo y un enfoque metodológico sólido”, señaló.

Desde Brasil, Rogerio Miranda, de Ecofogão, urgió a modernizar la cocción en América Latina. Si los teléfonos y autos evolucionan, ¿por qué no los fogones? Es hora de invertir en tecnologías más limpias”, dijo. Es hora de invertir en tecnologías que transformen el uso de la leña y reduzcan la contaminación.” Esta visión destaca la necesidad de políticas públicas que impulsen la eficiencia y la innovación en el sector doméstico.

Gustavo Lagos Aguilera, de Heavenward Ascensores Chile, explicó el potencial de los ascensores regenerativos para devolver energía al sistema. “Convertir un gasto en generación es clave para reducir costos”, afirmó.

Sebastián Wainberg, del Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, resaltó el papel del sector residencial en la transición. “Los incentivos individuales son limitados; necesitamos políticas de comunicación y estímulos para transformar el consumo”.

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Cámara de Diputados de Chile rechazó la propuesta de creación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica

La Cámara de Diputadas y Diputados de Chile rechazó la resolución que proponía tramitar un proyecto de ley para crear y regular una Empresa Chilena de Energía Eléctrica, como posible medida para mejorar el sistema y fortalecer la fiscalización.

La propuesta fue descartada con 63 votos en contra y 57 a favor durante una sesión especial de la Cámara Baja, destinada a analizar el masivo blackout del pasado 25 de febrero, que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé (más del 90% del país) por más de seis horas.

“La crisis que estamos viviendo a propósito de la intermitencia eléctrica es un tema a remediar por el Poder Ejecutivo y el Congreso Nacional. El proyecto de ley proponía establecer elementos orientadores y objetivos para que el Estado participe en un área estratégica que actualmente está privatizada”, indicó Daniela Serrano, diputada por el Partido Comunista de Chile e impulsora de la medida.

Y si bien la resolución para la creación y regulación de la Empresa Chilena de Energía Eléctrica fue considerada “inadmisible”, ésta no es la primera vez en el último año que se propuso que el Estado participe activamente y maneje una compañía de esta índole. 

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, abrió las puertas a la creación de una empresa estatal de distribución eléctrica en agosto del 2024, a tal punto que deslizó que ésta funcionaría de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) y a la par de distribuidoras privadas.

En aquel entonces, las declaraciones se dieron tras el fuerte temporal que afectó principalmente a la zona centro-sur de Chile, con vientos de hasta 124 kilómetros por hora que produjeron la caída de árboles y postes que dañaron el tendido eléctrico. 

Hecho que puso en la mira la situación y accionar de las distribuidoras de energía eléctrica, de tal modo que el Poder Ejecutivo anunció el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana).

Aunque cabe aclarar que la posible creación de la empresa estatal de distribución eléctrica tampoco llegó a buen puerto e, incluso, el gobierno sabía que no sería de forma inmediata ya que resultaría “imposible imaginar” que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) del país automáticamente desarrolle esa propuesta. 

Medidas que sí tuvieron el visto bueno del Legislativo

La Cámara Baja aprobó cinco resoluciones vinculadas al fortalecimiento de la infraestructura de generación y transmisión en el país, incluyendo la N°1464 por el gobierno debe diseñar la expansión de líneas de transmisión eléctrica, mediante la construcción de nuevas líneas de alta tensión, el refuerzo de infraestructura existente e implementación de baterías de gran capacidad y sistemas de respaldo descentralizados, que permitan mitigar cortes prolongados.

Además, se prevé que el Estado evalúe el estado actual del SEN (Res. 1466), elabore un plan de fortalecimiento del control del Estado en empresas estratégicas (Res. 1462) y que protejan la capacidad de generación y transmisión (Res. 1467), como también reformas para fortalecer los mecanismos de supervisión, control, autonomía y soberanía energética (Res. 1465).

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«Estamos frente a un período de cambio de velocidad y de paradigma sobre cómo vamos a llegar a la transición energética»

HOUSTON.-La última encuesta realizada por Bain & Company, la compañía estadounidense dedicada a la consultoría de gestión estratégica de proyectos de infraestructura con presencia en más de 40 países, reflejó la transformación que registró el sector energético en el último tiempo. Diego García, socio de la consultora y líder de Oil & Gas para Latinoamérica, destacó que la percepción de los ejecutivos de la industria respecto a la transición energética cambió de manera significativa en los últimos tres años en función de los cambios de la economía global y del escenario geopolítico. En esa línea, mostró que, si bien existe consenso sobre la necesidad de avanzar hacia una matriz energética más limpia, diversos factores como el costo de la energía y la rentabilidad de las inversiones han llevado a que los plazos para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas se extiendan, desde la óptica de la mayoría de los líderes del sector, desde 2050 a 2070.

En diálogo con EconoJournal en el CERAWeek, García también dio cuenta de las cuestiones a las que deberá prestarle atención la Argentina a fin de aprovechar la ventana de oportunidad que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta y poder competir contra Estados Unidos. En base a esto reparó en la necesidad de acelerar las inversiones que apalanquen el crecimiento del sector y aseguró: «Para desarrollar el potencial de Oil&Gas que tiene la Argentina no alcanza el mercado local, hay que conectarnos con el mundo. Tanto para el petróleo como para el gas necesitamos traer las mejores tecnologías para explotar la roca que tenemos«.

Desde Bain & Company realizaron un relevamiento sobre la percepción de los referentes de la industria a nivel global respecto a temas centrales sobre la agenda energética como es la transición energética. A la salida de la pandemia parecía que estas cuestiones avanzaban a gran velocidad. Pero luego, tras la guerra entre Rusia y Ucrania, se empezaron a ralentizar. ¿Qué análisis realizan de este escenario?

–Nosotros todos los años hacemos una encuesta a un grupo grande de directivos globales de todas las regiones y las industrias de energía y recursos naturales, principalmente de Oil&Gas, renovables, utilities y generación de energía eléctrica. En esta oportunidad, observamos un cambio drástico alineado con lo que está ocurriendo geopolíticamente. Los ejecutivos ven un poco más lejos el objetivo de alcanzar el net zero. Se trata de una bajada de la realidad, una aceptación de que estas metas que antes estaban proyectadas para 2050 se alcanzarían en 2070. La trayectoria sigue siendo esa. Creo que nadie niega la necesidad de hacer una transición y de cambiar la matriz energética que tenemos respecto a los hidrocarburos, pero sí hacerlo a una velocidad que tenga sentido y que no trabe otras cuestiones. Principalmente, el tema del costo de la energía, y la capacidad que tiene la energía para transformar a las economías y a las sociedades y dar los retornos para que el capital fluya y genere las infraestructuras y las inversiones que hay que hacer. Creo que ese es el gran cambio.

Otro de los temas que observábamos es que la gran traba para avanzar en la transición en general es la capacidad de los consumidores de pagar por eso. Todos queremos tener energía renovable, queremos cargar biocombustibles, pero cuando te dicen que esto vale 30%, 40%, 50% más, todo el mundo dice que no quiere pagarlo.

A su vez, vimos que creció la búsqueda de los inversores de retornos sobre la inversión. Se observa que los ejecutivos están analizando los márgenes que dan los proyectos y que el portfolio de activos tenga el rendimiento que el board indique. Analizan cuál será el retorno sobre inversión. Antes había compañías que dedicaban una cantidad de capital determinada, siendo un poco menos rigurosas al momento de evaluar el retorno sobre la inversión.

La presentación de Mike Wirth, CEO de Chevron, fue en esa dirección. El objetivo es tratar de que el porfolio de activos de la compañía tenga el rendimiento que el board le indique.

–Exactamente. Le preguntaron si iba a crecer y su respuesta fue que el propósito era estabilizar un plateau de producción que sea el óptimo para dar el mejor retorno de inversión.

¿Esa es una tendencia general?

–Sí, pero esto no quiere decir que no sigan buscando proyectos vinculados a la transición energética. La encuesta que realizamos arrojó que hay tres lugares que siguen estando más robustos. Uno es el ‘Carbon Capturing’ (captura de carbono), que siempre está muy asociado a los hidrocarburos. Otro es energías renovables. Esto es así porque ya se comenzó a avanzar en la curva de experiencia, en los costos. Hay proyectos que son competitivos económicamente y cada una de estas energías tiene su ventaja.

Y el tercer lugar lo ocupan los combustibles renovables, principalmente los basados en bios, porque están más cerca de ser competitivos y además de eso, porque no hay que hacer todas las inversiones en infraestructura que se tendrían que hacer para otras tecnologías. Los bios se mezclan con los combustibles fósiles y seguimos usando los mismos autos, los mismos surtidores.

¿Observa que esa mejora en la curva de costos que se registra en las renovables se puede replicar en los biocombustibles?

–Nosotros estudiamos mucho el sector de biocombustibles. Hay varias cosas que pueden cambiar.  En el largo plazo hay algunas hipótesis que marcan que los combustibles sintéticos pueden llegar a ser competitivos, pero después de 2050. Antes de eso no creemos que suceda. Pero respecto a los basados en bios, creo que hay cosas que pueden cambiar. Primero, lo que llamamos cultivos rotacionales. Toda la agricultura se dedicó a ponerle ‘más proteína’, más ‘alimento’ a los cultivos y no a priorizar la producción de aceite. Cuando uno toma algunos cultivos observa, por ejemplo, que la soja produce un 20% de aceite. Otros como la carinata, camelina, o mismo la canola, poseen entre 40% y 50% de aceite. Y además son rotacionales. Esto permite hacer un ciclo corto en el momento en el cual no se está rotacionando.

¿Y a cuantos años vista está esta tecnología de tener probada su operatividad o competitividad?

–Hoy en la Argentina ya estamos produciendo los tres, camelina, carinata y canola.

¿En bios se está produciendo alguno?

–No, en Argentina no. Hay proyectos de combustibles renovables que no son de biodiésel o etanol pero en Estados Unidos y en Europa. En América Latina no hay ninguno. Hay iniciativas en la Argentina y Brasil. El país vecino está avanzando muy fuerte. Ellos pusieron una regulación interna de usar SAF (combustible de aviación sostenible) y HVO (aceite vegetal hidrotratado).

¿Cuánto de esta búsqueda por tener un retorno importante de la inversión tiene que ver con el encarecimiento de los costos en dólares que se está viendo a nivel global? ¿Y con la necesidad de la industria hidrocarburífera de competir contra otras industrias tecnológicas en términos de rentabilidad?

–Hay una preocupación súper alta respecto a los proyectos de capital y los aumentos de costos. Dos tercios de las personas a las que entrevistamos está observando por lo menos entre un 5 y 10% de aumento en los costos. Frente a esto, vemos cada vez más demanda para reconceptualizar los proyectos para que el capital invertido no tenga nada más ni nada menos que lo que se necesite para hacerlo, además de trabajar sobre algunas otras palancas. Otro de los temas está en mirar el portafolio completo de proyectos. Hay muchos que están llevando a cabo un high grading (alta calificación) de las iniciativas analizando la perspectiva de capital, con tasas altas, con el capital más caro, para quedarse con los proyectos más propicios.

Respecto a la tecnología, observamos que las compañías vienen invirtiendo muchísimo en ese segmento. Las tecnologías son de dos tipos. Unas sirven para traer un nuevo tipo de energía, para hacer proyectos de renovables por ejemplo y otras son las que se utilizan en las operaciones de las empresas.

Está habiendo un cambio y esto se ve cada vez más con la inteligencia artificial o la generativa para bajar los costos.

¿Esa es una tendencia que es transversal a la industria?

–Completamente. Y cada vez hay más interés porque la aceleración en la cual se implementan esas tecnologías es buenísima.

La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda de lo que pasa a nivel global. En base a los datos que recabaron con esta encuesta, ¿a qué aspectos se le debería prestar atención desde el país?

–A todos. La Argentina estuvo por un largo periodo de tiempo más preocupada por lo que pasaba internamente. Ahora necesitamos empezar a conectarnos mucho más. Para desarrollar el potencial de Oil&Gas que tiene el país no alcanza el mercado local, hay que conectarnos con el mundo, lo dijo Daniel González.  Tanto para el petróleo como para el gas necesitamos traer las mejores tecnologías para explotar la roca que tenemos. Deberíamos estar compitiendo contra Permian. Y no somos exentos de que los proyectos sean más caros. Es al revés, la Argentina tiene un riesgo de amplificar esa inflación porque no tenemos una industria profunda de EPC (Ingeniería, Adquisiciones y Construcción), y no tenemos la mano de obra que necesitamos.

Nosotros hicimos un estudio hace un tiempo en el que miramos el GAP (evaluación del desempeño real de una empresa) de mano de obra en toda la región para proyectos de minería, oil & gas, infraestructura, energía, y observamos que en los próximos años se va a intensificar muchísimo. La Argentina tiene un desafío en eso.  Parece loco porque tenemos un desempleo muy grande, pero las personas para trabajar en estos proyectos tienen que estar muy capacitadas. Con lo cual, deberíamos estar muy atentos y ocupándonos de cómo acelerar la inversión en tecnología.

Hay cierta preocupación por el tipo de cambio apreciado. Pero lo que nadie está viendo es que cuando tenés un tipo de cambio apreciado es positivo para hacer inversiones. Deberíamos estar pensando en cómo hacemos en este momento todas las inversiones, las plantas de energía, de fertilizantes, las terminales de exportación, y evaluar la posibilidad de expandir nuestra capacidad nuclear.

Una mina de cobre, en su pico, va a demandar 10.000 personas trabajando. Por eso deberíamos ocuparnos de esa agenda.

Respecto a las conclusiones que dejaron los resultados de la encuesta que realizaron, ¿qué aspectos remarcaría?

–Que estamos en un periodo de cambio, pero no de cambio de dirección sino de cambio de velocidad y de paradigma sobre cómo vamos a llegar a la transición.  Esto hace que tengamos que repensar varias cosas especialmente cómo hacemos que esa necesidad de transición y de ser sustentables se encaje con el affordability, reliability del sistema. Eso requiere de mucho trabajo, de empresas innovadoras, de tecnología y de que pensemos en los cuellos de botella, en los proyectos y en todos los ángulos para hacerlo lo más robusto posible.

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

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La industria química y petroquímica argentina logró una reducción del 6,32% en las emisiones de dióxido de carbono en 2024

 La industria química y petroquímica argentina continúa avanzando en su compromiso con la sostenibilidad, la eficiencia y la seguridad. A través de su constante innovación y desarrollo de soluciones fundamentales para la vida cotidiana, este sector clave demuestra su capacidad de adaptación y mejora continua. En este sentido, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) dio a conocer los indicadores de desempeño de las empresas adheridas al Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) correspondientes al año 2024 vs. el 2023. El informe sobre estos indicadores lo lleva adelante la CIQyP® desde el año 2012.

Principales resultados obtenidos en 2024 vs. 2023

En 2024, la industria química y petroquímica argentina logró una importante reducción del 6,32% en las emisiones de dióxido de carbono (CO₂), lo que refleja los esfuerzos por optimizar los procesos productivos y adoptar tecnologías más limpias. Este resultado es fruto de una mejora continua en la eficiencia de las operaciones, así como de la implementación de nuevos métodos de producción más sostenibles.

El sector experimentó una disminución del 61,41% en el consumo total de combustible líquido, un indicador clave de la transición hacia fuentes de energía más limpias y eficientes. Este indicador es clave para monitorear la eficiencia energética y el cumplimiento de metas de reducción de emisiones relacionadas con la quema de combustibles fósiles líquidos. Por lo tanto, su monitoreo constante y completo permitirá tomar decisiones estratégicas en favor de la sustentabilidad operativa.

La seguridad de los trabajadores y la prevención de incidentes ambientales continúan siendo una prioridad para la industria. En 2024, se registró una mejora significativa del 24,87% en la reducción de accidentes e incidentes ambientales, lo que destaca el compromiso de las empresas del sector con la seguridad y el bienestar de sus empleados, así como con la protección del medio ambiente. Estos resultados son el fruto de la implementación de estrictos protocolos de seguridad mediante los requerimientos del PCRMA® y la constante capacitación del personal en materia de prevención de riesgos.

En este sentido, se registró una disminución del 28,16% en el consumo de agua de formulación en comparación con el período anterior. Este resultado refleja el compromiso de la industria química y petroquímica por mejorar la eficiencia en el uso de agua en los procesos productivos, mediante el diseño e implementación de tecnologías y la optimización de los procesos.

Las empresas asociadas al Programa tuvieron un aumento del 8,23% en la producción en toneladas, lo que demuestra que es posible lograr un crecimiento sostenible sin comprometer los estándares ambientales. Este incremento es resultado de la mejora en la eficiencia de los procesos, el uso de tecnologías avanzadas y la adopción de mejores prácticas en el ámbito de la producción química y petroquímica.

Un logro destacado de 2024 fue el aumento de 2,4 veces en el reúso y reciclaje de materiales, lo que subraya la transición hacia un modelo productivo circular. Este avance es clave para reducir la generación de residuos y maximizar el aprovechamiento de los recursos dentro del proceso productivo, alineándose con los principios de la economía circular y contribuyendo a la reducción de la huella de la industria.

En 2024, el sector también experimentó un aumento de 1,25 veces en la utilización de combustible gaseoso, destacándose por una mayor eficiencia en las calderas y un incremento general en las actividades operativas y a su vez, refleja una mayor adopción de fuentes de energía más limpias y eficientes. Este crecimiento también está influenciado por variabilidades en las operaciones de planta y por cambios en los volúmenes de producción y sitios de operación.

“Los resultados obtenidos en 2024 denotan el esfuerzo y compromiso de la industria química y petroquímica argentina por seguir en el avance hacia un modelo productivo más sostenible y responsable. Desde la CIQyP® seguimos trabajando para fortalecer la implementación del PCRMA®, entre más empresas de nuestra cadena de valor, apoyando a estas en su camino hacia una mayor responsabilidad y sostenibilidad”,destacó el Ing. Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

El PCRMA® es una iniciativa de adhesión voluntaria con un alto compromiso con el I+D+i y el desarrollo sustentable, por esto, la industria busca promover la gestión responsable de los riesgos ambientales, la salud ocupacional y la seguridad en las empresas del sector químico y petroquímico, tanto en sus espacios de trabajo como en las comunidades en las que están insertas, según informaron.

A través de este Programa, las empresas no solo cumplen con los requisitos normativos, sino que además impulsan mejoras sustanciales en sus procesos, trabajando en la reducción de su huella ambiental y en la mejora de las condiciones laborales.

Compromiso con el desarrollo sostenible y la mejora continua

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica argentina. A través de este programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del país. Actualmente, 84 empresas y 103 sitios adheridos, que realizan actividades de producción, comercialización, transporte y/o tratamiento de productos químicos y petroquímicos.

El Programa impulsa la mejora continua por medio de un Sistema de Buenas Prácticas de Proceso en las temáticas indicadas y considera aspectos de las normas internacionales (por caso ISO, OSHA) incluyendo puntos referentes a la seguridad patrimonial. El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) -a través de Det Norske Veritas Global bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar 

Los requisitos incluyen auditorías, autoevaluaciones y reportes de desempeño, garantizando que las empresas contribuyan al desarrollo sostenible mientras cumplen altos estándares de calidad, seguridad y responsabilidad ambiental.

Los avances logrados en 2024 demuestran el firme compromiso del sector químico y petroquímico de Argentina con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas y con las políticas globales de reducción de emisiones y eficiencia energética. Además, las empresas adheridas al PCRMA® continúan colaborando activamente con la CIQyP® en la implementación de soluciones innovadoras, optimizando sus procesos productivos y adoptando tecnologías de vanguardia que permiten cumplir con los estándares internacionales más exigentes en materia ambiental y de seguridad.

, Redaccion EconoJournal

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CGSJ: PAE apuesta al N.C. y Avila agradece

El CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, visitó el pozo No Convencional que PAE perfora en el yacimiento Río Chico de la Cuenca del Golfo San Jorge procurando verificar la existencia de reservorios que impulsen el rejuvenecimiento de dicha cuenca.

Bulgheroni estuvo acompañado por directivos de la Compañía y por el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Avila.

El dirigente sindical sostuvo que “es una visita positiva para todos ya que tanto la empresa como nosotros apostamos al éxito de este Pozo No Convencional que le dé una esperanza también a Chubut después de esta crisis que está viviendo la Cuenca”.

“Estamos haciendo juntos un esfuerzo importante para reinventar la producción petrolera en la Provincia”, agregó.

La inversión -de más de 30 millones de dólares- pone todas las expectativas en la reconversión de una Cuenca madura, que atraviesa una difícil situación, agravada por la caída del precio internacional del Crudo.

PAE realizó un pozo exploratorio con objetivo shale gas en Rio Chico. El pozo tiene una profundidad vertical de 2.347 metros con una rama horizontal de 1.500 metros y estuvo a cargo del equipo DLS 160. El proyecto demandó 25 etapas de fractura que fueron realizadas por Halliburton.

Ávila enfatizó la importancia de Pan American Energy como aliado estratégico de la Provincia, agradeciendo a Bulgheroni por su apuesta continua por Comodoro Rivadavia.

En este contexto, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, señaló que la provincia trabaja en un marco normativo para incentivar la producción no convencional. Pero hay que esperar a ver los resultados que arroja esta exploración de PAE que, de haber buenos vestigios, perforaría varios pozos más.