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Renovables

PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron la ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza

Con presencia de autoridades nacionales y provinciales, PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron hoy las obras de ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza que significó la energización de los nuevos capacitores Shunt instalados que permitirán aumentar la capacidad de transmisión y distribución de energía en 500 kV de todo el corredor troncal Comahue-Buenos Aires, que forma parte del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en un equivalente al abastecimiento de 600 mil hogares y que presentaba restricciones de capacidad en condiciones de máxima demanda.

Con una inversión de 40 millones de dólares, se trata de una primera etapa estratégica del proyecto integral de PCR y ArcelorMittal Acindar que incluye también, en su fase de ampliación del sistema de transmisión eléctrica, la expansión de la capacidad de la Estación Transformadora de Olavarría. El proyecto se completa con la construcción del Parque Eólico Olavarría con una capacidad de 185,6 MW de potencia con 29 aerogeneradores y la instalación de una línea eléctrica de 25 km para conectarlo al SADI, sumando así un desembolso total de 275 millones de dólares. Durante la construcción de todo el proyecto en su conjunto se emplearán 350 personas en total, estando prevista su puesta en marcha definitiva en enero de 2027.

Esta inversión es un aporte privado a la mejora y expansión del sistema de transmisión del país que será entregada al SADI y forma parte central del primer proyecto de generación eólica aprobado bajo el esquema Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

“Nos sentimos muy orgullosos de que nuestro proyecto haga realidad una obra de ampliación de la capacidad de transporte, lo que permitirá integrar mayor generación renovable al SADI. Esta obra viene a mejorar la situación de uno de los principales cuellos de botella que pueden restringir el crecimiento del país. A través de este tipo de acciones, seguimos reafirmando el compromiso de PCR con el bienestar general de la población, además de ser un impulso al desarrollo energético y productivo de la Argentina” aseguró Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

“Con esta nueva fase, desde ArcelorMittal Acindar, consolidamos una visión de largo plazo alineada a nuestra estrategia de descarbonización, liderando la transición energética en la industria nacional y en nuestro país. Esta ampliación no solo representa un paso decisivo hacia una matriz energética más limpia y diversificada, sino que también refuerza la fuerte inversión en el país y una visión colectiva de sostenibilidad, a la vez que desarrollamos una industria más competitiva y sustentable”, señaló Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar.

YPF Luz inauguró el parque solar más grande de la Argentina

YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.

El acto de inauguración contó con la presencia del jefe de gabinete de ministros de la Nación, Manuel Adorni; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano y autoridades nacionales, provinciales, municipales.

Con una inversión de 211 millones de dólares, El Quemado es el primer proyecto en entrar en operación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La energía se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER).

 

Potencia renovable

El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.

En este marco, el gobernador de Mendoza manifestó: “Generar un régimen de incentivo a las grandes inversiones y concretar el proyecto es lo que estamos celebrando hoy”.

Por su parte, el presidente y CEO de YPF dijo: “Todos los días que me levanto orgulloso de trabajar en YPF. Esto es una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía. Hemos hecho el parque más grande de la Argentina en un año. Hoy cumplimos el primer 1GW de capacidad instalada renovable y estamos contribuyendo fuertemente para que la Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir del 2031”.

El parque solar de YPF Luz

El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación. El parque es el séptimo proyecto renovable desarrollado por YPF Luz.

Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto combinó escala nacional con impacto local: durante la obra empleó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local. Además, gran parte de los pallets, cartones y materiales de rezago generados durante la etapa de obra fueron donados a municipios y entidades locales para su reutilización.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética. Agradezco especialmente a todo el equipo de YPF Luz, y a todos los proveedores, contratistas y autoridades que aportaron para que este proyecto sea hoy una realidad”.

Datos clave | Parque Solar El Quemado

  • Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km al norte de la ciudad de Mendoza.
  • Capacidad instalada: 305 MW (200MW ya en operación).
  • Inversión: USD 211 millones.
  • Impacto ambiental: evitará la emisión de más de 385.000 Tn de CO2 eq. por año.
  • Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares, suficiente para cubrir la demanda residencial de la Ciudad de Mendoza y de los departamentos de Las Heras y Lavalle.
  • Importancia: es el parque solar de mayor capacidad instalada de la Argentina y equivale a más del 11% de la capacidad solar instalada nacional.
  • Empleo local: durante la construcción alcanzó un pico de más de 350 personas empleadas, con 87% de mano de obra local.
  • Comercialización: la energía de El Quemado se comercializará en el Mercado a Término de Energía (MAT) para abastecer a empresas, industrias y distribuidoras de todo el país.

Datos técnicos y de obra

  • Factor de capacidad estimado: 31,4%.
  • Equipamiento principal: más de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, 5.800 trackers, 1.170 inversores y 40 centros de transformación.
  • Plazo de construcción: 18 meses. La obra comenzó en enero de 2025.
  • Empleo en obra: más de 350 personas en el pico de obra.
  • Superficie: 620 hectáreas.
  • Interconexión e infraestructura: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora. La obra incluyó una subestación con tecnología GIS, con doble barra y salida para tres transformadores de 220 kV/33 kV, construida por Distrocuyo, que también operará esa infraestructura, además del tendido de 180 km de fibra óptica para vincular los sistemas de control y protección.
  • RIGI: es el primer proyecto renovable aprobado e inaugurado bajo el RIGI.
  • Contratistas: DQD (obra civil y montaje electromecánico BOP) y Distrocuyo (estación transformadora y obra eléctrica).
  • Tecnología: Jinko Solar (paneles), Arctech Solar (trackers) y Huawei (inversores y electrónica de potencia).

Central Puerto proyecta más inversiones en Vaca Muerta

Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la estrategia de Central Puerto. La empresa confirmó la adquisición de áreas en Neuquén y busca posicionarse en el desarrollo del shale como un nuevo vector de crecimiento.

La iniciativa se inscribe dentro de un proceso de diversificación energética, que ya incluye inversiones en minería y forestación. Ahora, el foco está puesto en capitalizar oportunidades en el petróleo y el gas, apalancando la experiencia acumulada en generación eléctrica.

“El lunes anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional. Hemos adquirido un área en Neuquén, Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, con la idea de desarrollarla en shale”, explicó Fernando Bonnet, CEO de la compañía, en un evento privado.

Una apuesta estratégica por Vaca Muerta

Si bien las áreas adquiridas operan bajo el esquema convencional, la compañía sabe que tienen potencial para evolucionar hacia el no convencional, lo que implica inversiones en tecnología y conocimiento específico.

“Es una apuesta fuerte para diversificar la compañía. Ya somos el principal generador eléctrico del país, pero vemos oportunidades donde podemos aprovechar nuestra experiencia, y el petróleo es uno de ellos”, sostuvo Bonnet.

El proyecto en el shale argentino no se limita a las áreas ya adquiridas. Desde la compañía anticipan que este es apenas el punto de partida de una expansión más amplia en el sector petrolero.

“Hay mucho por hacer en Vaca Muerta. Es el principio de un plan que seguramente se va a seguir expandiendo con nuevas áreas y oportunidades en el futuro”, afirmó el CEO.

“Creemos que podemos capturar valor desarrollando estas áreas y otras que puedan sumarse. Es un proceso gradual, pero con visión de crecimiento sostenido”, agregó Bonnet.

Energía eléctrica y demanda en crecimiento

En paralelo al avance en hidrocarburos, la compañía mantiene su foco en el negocio eléctrico, que sigue siendo su core. Allí, el desafío está marcado por el crecimiento de la demanda y la necesidad de ampliar la capacidad instalada.

El contexto internacional muestra una presión creciente sobre las cadenas de suministro energético, impulsada por fenómenos como la inteligencia artificial, la electrificación y el desarrollo de data centers.

“El crecimiento del consumo eléctrico está generando un estrés en toda la cadena de valor, desde turbinas hasta transformadores. Esto impacta en costos y plazos de entrega”, explicó Bonnet.

“Hoy los países ya no planifican a dos o tres años, sino a cinco, diez o quince. Eso cambia completamente la lógica del sector energético”, agregó.

Inversiones para sostener el sistema

En el corto plazo, la compañía avanza con proyectos concretos para cubrir la demanda, especialmente en los picos de consumo de verano. Entre ellos, se destaca la instalación de sistemas de almacenamiento.

La empresa está desarrollando proyectos de baterías de almacenamiento, con el objetivo de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar cortes en momentos críticos. “Estamos instalando 1,2 gigavatios en baterías en Buenos Aires, lo que permitirá entregar 200 megavatios durante cinco horas en los picos de consumo”, detalló el CEO.

“Esto es clave para evitar problemas en verano, aunque debe complementarse con inversiones en infraestructura de redes”, añadió.

Renovables, redes y desarrollo productivo

El plan de la compañía también incluye el desarrollo de energías renovables junto con infraestructura de transporte, un punto crítico para que la energía llegue a los centros de consumo.

En este sentido, Central Puerto avanza en proyectos de alta tensión en el norte del país, con foco en abastecer la industria del litio. “Hoy no alcanza con renovables. Hay que desarrollar redes para que esa energía llegue a la demanda, especialmente a sectores industriales”, explicó Bonnet.

“Estamos trabajando en una línea en La Puna que podría aportar 400 megavatios y potenciar el desarrollo del litio en Salta y Catamarca”, agregó.

El rol del gas y la generación térmica

Asimismo, la compañía subrayó la importancia de complementar las energías renovables con generación térmica, lo que también refuerza el vínculo con el gas de Vaca Muerta.

“Los renovables son eficientes, pero no garantizan suministro permanente. Por eso necesitamos potencia térmica que acompañe ese crecimiento. También estamos desarrollando nuevas centrales térmicas que permitirán aprovechar más el gas de Vaca Muerta y sostener la demanda energética”, aseveró.

Energía solar en Mendoza: San Rafael I se prepara para inyectar 180 MW al SADI

Mendoza suma infraestructura energética con la puesta en servicio del segundo transformador de la Estación Transformadora (ET) Agua del Toro, una obra central para el desarrollo del Parque Solar San Rafael I y para la futura incorporación de 180 MW de energía limpia al SADI. “Este avance refleja el compromiso de Mendoza con una matriz energética más moderna, segura y sostenible”, destacó la ministra Jimena Latorre.

El proyecto de generación renovable Parque Solar San Rafael I, uno de los desarrollos solares más relevantes de Mendoza, alcanzó un nuevo hito técnico con la energización del segundo transformador de 115 MVA en la estación transformadora (ET) del mismo nombre, obra que llevó a cabo la empresa mendocina Distrocuyo.

Este avance se suma a la puesta en servicio del primer transformador de 220/33 kV realizada el sábado 29 de noviembre, lo que consolida una etapa fundamental para la futura inyección de energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Mendoza, una potencia en crecimiento

La iniciativa, desarrollada por Genneia, avanza con una planificación integral orientada a fortalecer la infraestructura eléctrica regional, optimizar la integración de energía renovable y acompañar el crecimiento sostenido de la matriz energética nacional.

“La energización de esta nueva estación transformadora demuestra que Mendoza avanza con planificación, inversión y una visión clara hacia una matriz energética más limpia y diversificada. Cada hito que alcanzamos fortalece el sistema eléctrico provincial y consolida la confianza en proyectos que generan trabajo, innovación y desarrollo sostenible para nuestra provincia”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Con 180 MW de potencia instalada, San Rafael I se posiciona como uno de los parques fotovoltaicos más importantes del país. La progresiva energización de sus instalaciones fortalece la infraestructura eléctrica regional y contribuye al crecimiento sostenido de la matriz energética renovable de Argentina.

El proyecto forma parte de una estrategia más amplia orientada a promover obras estratégicas, sostenibles y de alto impacto, impulsadas mediante estándares técnicos exigentes, cumplimiento de plazos y una planificación integral del sistema eléctrico.

Sobre el Parque Solar San Rafael I

El Parque Solar San Rafael I constituye una de las inversiones de energías renovables más ambiciosas de Mendoza, con un monto estimado superior a 180 millones de dólares y una potencia instalada prevista de 180 MW, equivalente a una generación anual de alrededor de 542.000 MWh de energía limpia.

La obra se desarrolla sobre un predio de 500 hectáreas ubicado en el distrito 25 de Mayo, sobre la Ruta Nacional 150, y su entrada en operación comercial está proyectada para el segundo trimestre de 2026.

El parque incorporará aproximadamente 335.000 paneles bifaciales, capaces de captar radiación solar directa y reflejada, incrementando la eficiencia energética hasta un 10 % adicional. Además, los módulos serán montados sobre seguidores solares de un eje norte-sur, permitiendo el seguimiento solar este-oeste y optimizando la performance del sistema a lo largo del día.

Martín Mandarano: “El gran desafío será reaprender a competir en un mercado libre”

El proceso de transformación que atraviesa el sistema energético argentino plantea un giro estructural para los grandes actores del sector. Así lo expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, durante el Renewables & Electricity Day, organizado por EconoJournal.

El ejecutivo señaló que el nuevo escenario regulatorio implicará desafíos inéditos para los generadores eléctricos, ya que deberán volver a operar en un mercado libre después de más de veinte años bajo esquemas centralizados.

“Un cambio regulatorio como este es mucho más complejo que hacer algo de cero. Hoy hay derechos adquiridos que hay que respetar y, sobre eso, montar un nuevo marco de competencia”, sostuvo.

Un mercado que vuelve a ser mercado

Mandarano recordó que hace más de dos décadas que el sector no opera en un mercado abierto y competitivo. “Hace veinte años que este sector no es un mercado. Los generadores y las distribuidoras tienen que cambiar la forma en que gestionan sus negocios”, afirmó.

El directivo remarcó que, en el segmento renovable, las compañías sí adquirieron experiencia comercial y de inversión, pero que en la parte térmica la lógica de operación cambió radicalmente.

“La parte térmica hace veinte años que no gestiona combustible, no gestiona la demanda. Solo gestiona la disponibilidad de equipos. El desafío es preparar todo el mercado para que entienda y se sume a este propósito de competir”, explicó.

Para Mandarano, uno de los puntos centrales será la formación de equipos capaces de operar en este nuevo esquema. “Ni nosotros ni las distribuidoras de energía o de gas lo hacen desde hace dos décadas. Tenés gente que nunca lo hizo”, advirtió.

YPF Luz construirá un nuevo parque eólico.

Reconstruir capacidades y formar equipos

En ese contexto, el CEO valoró el rol de Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y de la Secretaría de Energía durante este año, al haber promovido ejercicios piloto que permitieron a las empresas volver a interactuar con el mercado.

“Empezamos a probar cosas que no hacíamos hace veinte años: importar gas, comprar combustible líquido, gestionar capital de trabajo y logística. Erramos y aprendimos, pero lo hicimos”, señaló.

El proceso, subrayó Mandarano, no será inmediato. Requerirá un período de readaptación organizacional profundo para que los equipos aprendan a gestionar contratos, coberturas cambiarias, compras de energía y combustibles en condiciones reales de mercado.

“Hay que generar equipos que compren combustible, que compren y vendan energía. Ese es el gran desafío”, indicó.

El ejecutivo aseguró que este contexto lo motiva especialmente, porque remite a una etapa previa del sector en la que la competencia permitió bajar costos y aumentar la eficiencia.

YPF Luz instaló los aerogeneradores más grande de la región.

Nuevas reglas y oportunidades comerciales

Mandarano destacó que, a medida que avance la desregulación, los generadores ya están preparados para ofrecer contratos a precios competitivos. Según explicó, quienes permanezcan expuestos al mercado spot podrían enfrentar precios más altos, pero quienes cierren contratos con generadores accederán a valores similares a los actuales.

“Si te quedás al spot, puede ser que tengas precios más altos. Pero si te contratás con los generadores, como nosotros, seguramente los precios son los mismos que hoy”, afirmó.

Además, puso de relieve el trabajo coordinado que vienen realizando con algunas distribuidoras para anticipar los cambios. Mencionó especialmente la experiencia positiva con Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).

“Estamos visualizando juntos lo que viene y tomando acciones para evitar que los costos se disparen. Es una oportunidad que no todas las distribuidoras están viendo todavía”, sostuvo.

Digitalización, sistemas y nuevos actores

El CEO de YPF Luz también abordó el impacto de la digitalización y la automatización en esta nueva etapa. A diferencia de hace veinte años, los sistemas operativos, la información en tiempo real y las herramientas tecnológicas son hoy parte central de la estrategia empresarial.

“No es lo mismo que antes. Hay sistemas nuevos que tenés que incorporar, automatismos que te ayudan a aprender más rápido y gente que tiene que pensar diferente”, señaló.

En este sentido, consideró que el futuro inmediato demandará compañías ágiles, con capacidades técnicas y comerciales actualizadas, listas para competir en igualdad de condiciones en un mercado desregulado. “Ya empezamos a preparar equipos porque sabemos que esto se viene”, destacó.

Formosa recibe inversiones que superan los U$S 192 millones en parques solares

Formosa está escribiendo un nuevo capítulo en su historia energética con más de 192 millones de dólares que el sector privado invertirá en parques solares distribuidos en ocho localidades, con una proyección total de 217 MW de potencia instalada.

Una provincia que durante décadas fue considerada periférica en el sistema eléctrico nacional hoy busca posicionarse como un polo clave de energías limpias en el NEA. Esto es gracias a una combinación virtuosa de planificación estatal y el arribo de inversiones privadas millonarias, que diversifican la matriz eléctrica y abren un horizonte de desarrollo sostenible.

El avance de la transición energética en Formosa no es un hecho aislado, sino que parte de un proceso más amplio en el país, donde provincias como Chaco también suman parques solares que sustentan el consumo de miles de hogares.

Formosa sigue creciendo

El caso formoseño se destaca además por las políticas públicas que crearon las condiciones necesarias para que el capital privado encuentre un terreno fértil. La existencia de estaciones transformadoras de 500 kV y de 132 kV en distintas zonas de la provincia, resultado de una estrategia estatal previa, facilitó la llegada de proyectos que hoy ya son una realidad.

El proceso que hoy vive la provincia abre una ventana de oportunidades de largo plazo. Formosa se integra a la agenda global de sostenibilidad y se convierte en un actor estratégico en el nuevo paradigma energético.

A nivel mundial, la energía solar se ha convertido en una de las fuentes de energía de más rápido crecimiento debido a la disminución de los costos de los paneles y la tecnología, lo cual explica el interés del sector privado. La implementación de proyectos de este tipo en el país refleja una tendencia hacia la sostenibilidad energética.

Inversiones millonarias en energía solar

La apuesta es contundente. Dos grandes compañías lideran esta transformación: MSU Green Energy y Ambientes y Energía SAS, que en conjunto sumarán inversiones de 102 millones de dólares.

MSU Green Energy ya tiene dos parques en la provincia: el Parque Solar Las Lomitas (22 MW) que está en desarrollo y el Parque Solar Ingeniero Juárez (15 MW) ya en funcionamiento, que en conjunto aportarán 37 MW. Estas instalaciones, que abarcan 80 hectáreas en total y suman más de 63.000 paneles solares, no solo generarán electricidad renovable, sino que también producirán un fuerte impacto ambiental positivo, al reducir más de 43.000 toneladas de CO₂ al año y abastecer a más de 33.000 hogares formoseños.

Generación distribuida: Neuquén ya cuenta con su primer medidor bidireccional

El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) dependiente del Ministerio de Infraestructura concretó en Senillosa la instalación del primer medidor bidireccional, dando origen al primer usuario generador que inyecta energía renovable a la red provincial y comercializa sus excedentes con EPEN.

Con el acompañamiento del ministerio de Economía, Producción e Industria, y luego del lanzamiento días atrás del Programa de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía, autoridades de Economía, Producción e Industria y del EPEN estuvieron presentes desde el establecimiento vitivinícola “Puerta-Oeste”.

El marco normativo es dado por la reglamentación de Ley Provincial 3297, que adhiere en gran parte a la ley nacional 27.424 de generación distribuida y que permite a cada uno de los clientes de distribuidoras de energía eléctrica poder generar energía eléctrica de fuentes renovables -ya sea solar, eólica u otras fuentes, para su autoconsumo, hasta el límite de la potencia que tiene contratada.

En este esquema, cuando el usuario consume energía de la red, se le factura como siempre; y cuando produce más de lo que consume, el excedente se inyecta a la red y se le retribuye al usuario de acuerdo al precio estipulado en el cuadro tarifario, generando un balance neto económico en su factura.

“Estamos descentralizando la generación: la energía se produce directamente en el punto de consumo, como una vivienda, un comercio o una empresa pequeña o mediana, con beneficios en eficiencia técnica y ahorro económico”, destacó Mario Moya, presidente del EPEN.

Para convertirse en usuario generador, el cliente debe contar con un instalador calificado y matriculado en la provincia, utilizar equipamiento que cumpla con estándares de calidad y seguridad y cumplir con los procedimientos administrativos, técnicos y legales establecidos por EPEN.

Resultado de políticas públicas

Este hito en Senillosa, fue propiciado gracias al impulso dado por el gobierno provincial a la eficiencia energética y a la producción neuquina. De hecho, Viviana Goldstein y Julio Penros -los propietarios de “Puerta Oeste”- han contado con el acompañamiento del ministerio de Economía, Producción e Industria para llegar a este momento en su emprendimiento. Junto a la subsecretaría de Producción, mediante un crédito de la línea Agricultura Familiar, obtuvieron paneles solares para incorporar a la producción que sigue técnicamente Centro PyME ADENEU, mediante su experto en vitivinicultura.

Este logro también es el resultado de años de trabajo en generación distribuida que el EPEN viene implementando en escuelas, edificios públicos, iglesias y hasta un municipio. Y marca el inicio de una etapa en la que los usuarios también se convierten en protagonistas de la transición energética en Neuquén.

Cómo gestionar el incentivo

El programa de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía vigente está dirigido a empresas y productores que pertenezcan al sector agroindustrial y que realicen actividades relacionadas al sector avícola, vitivinícola (bodegas), celulosa, empaques, forestal, forrajero, frigoríficos, ganadería, mataderos, olivícola, piscicultura. Además, deberán tener suministros con tarifas T2, T3 y/o T4 del EPEN, o bien, en caso de existir convenios, estar bajo la prestación de otras distribuidoras eléctricas habilitadas.

El beneficio se aplicará durante ocho meses, con opción de extenderlo a 12 meses si se presenta un plan de eficiencia energética.

La postulación es 100% digital, rápida y accesible y está habilitada hasta el 31 de agosto de 2025. Las empresas interesadas deben completar el formulario en: www.adeneu.com.ar/eficienciaenergetica.

Compañía Mega firmó un contrato con YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable

Compañía Mega, la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de Argentina y referente en el procesamiento de gas natural de Vaca Muerta, firmó un acuerdo estratégico con YPF Luz, líder en generación de energía eléctrica, para abastecer el 100% de sus plantas con energía proveniente de fuentes renovables.

La alianza fue formalizada por Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, tras un proceso licitatorio abierto y competitivo.

Este acuerdo, enmarcado en un contrato de tipo PPA (Power Purchase Agreement) aporta 100.800 MWh/año y permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos.

La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas emitidas al año. La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de Argentina.

“Este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional con más tecnología y más inversiones. Con esta iniciativa, Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación, consolidando su liderazgo en la industria energética argentina” destacó Tomás Córdoba, Gerente General de Compañía Mega.

“Nos enorgullece que un cliente como MEGA elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una amplia cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

El parque eólico de PCR y Acindar fue aprobado por el RIGI

El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció la aprobación de un nuevo proyecto del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el sector energético. Se trata de la construcción de un parque eólico en Olavarría, que contará con una capacidad instalada de 180 megavatios (MW) y una inversión superior a los 250 millones de dólares.

“El Comité Evaluador del RIGI aprobó el séptimo proyecto. Se trata del Parque Eólico Olavarría presentado por PCR y ACINDAR. La inversión será de más de US$250 millones y el parque tendrá una capacidad de 180MW de energía renovable”, publicó Caputo en su cuenta de X.

El proyecto de PCR y Acindar

El desarrollo es parte del acuerdo firmado en noviembre de 2024 entre PCR y ArcelorMittal Acindar para impulsar nuevas fuentes de generación renovable. El plan incluye, además de la obra principal en Olavarría, mejoras en el transporte eléctrico mediante la repotenciación de estaciones transformadoras en esa localidad y en Ezeiza, lo que permitirá ampliar la capacidad del sistema y habilitar la construcción de nuevos centros de generación.

Otra parte del proyecto contempla la ampliación del Parque San Luis Norte con la incorporación de un parque solar de 18 MW, convirtiéndolo en el primer parque híbrido del país. Este complejo, ubicado en Toro Negro, provincia de San Luis, tiene actualmente una capacidad total de 112,5 MW y es operado por GEAR I, sociedad conformada por PCR (51%) y ArcelorMittal Acindar (49%).

La energía que se genere tanto en San Luis Norte como en el futuro parque eólico de Olavarría se destinará a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en Argentina, como parte de su estrategia de descarbonización y cumplimiento de metas de sustentabilidad.

Los proyectos aprobados por el RIGI

Con esta aprobación, ya son siete los proyectos que cuentan con aval del RIGI, por un total de más de 13.000 millones de dólares en inversiones comprometidas. El sector energético es el principal beneficiado, con iniciativas como el parque solar El Quemado de YPF Luz (US$211 millones), el VMOS (US$2.486 millones) y el proyecto de GNL de Southern Energy (US$6.878 millones).

En minería, destacan el salar Rincón de Río Tinto (US$2.700 millones) y el salar del Hombre Muerto de Galan Lithium (US$217 millones). También se aprobó el proyecto industrial de Sidersa, que invertirá US$286 millones en una nueva planta siderúrgica en San Nicolás.

Actualmente, hay otros siete proyectos en evaluación. Uno, el Mariana de Ganfeng, ya fue rechazado, y se estima que el de litio de Posco podría correr la misma suerte por ser previo al RIGI. Otros, como Gualcamayo y Los Azules, realizaron modificaciones que retrasarán su análisis. Entre las iniciativas que podrían aprobarse en el corto plazo figura la planta de tratamiento presentada por Pampa Energía para el segmento midstream de Oil & Gas.

“YPF es la responsable de todos los pasivos ambientales”

La polémica reversión del bloque Restinga Alí dejó mucha tela por cortar en Chubut. Hubo acusaciones cruzadas y el plan de remediación de YPF dejó más dudas que certezas. Sin embargo, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, fue contundente al referirse al proyecto aprobado en la Legislatura chubutense.

En diálogo con la prensa, el jefe comunal afirmó sin rodeos: “YPF es la responsable de todos los pasivos ambientales”, y exigió mayor transparencia en los procesos de desinversión y transferencia de áreas.

Asimismo, Macharashvili cuestionó la falta de documentación oficial que detalle la magnitud de los pasivos ambientales generados en Restinga Alí, como también en los clústers transferidos a PECOM. Aunque reconoció que esta última también debe asumir su parte, Macharashvili fue enfático: “La responsabilidad primaria es de quien genera esos pasivos”.

Además, sostuvo que la Municipalidad aún no recibió información técnica precisa por parte de la operadora estatal. “Nos habían informado que se estaba trabajando, pero no con la documentación. Por ese motivo dijimos que queremos la documentación para tenerla, analizarla y hacer las evaluaciones”, explicó.

Reclamos en la toma de decisiones

El intendente explicó que el municipio viene trabajando junto a la provincia en el proceso de reversión, pero señaló que la participación local no puede limitarse a recibir decisiones ya tomadas. “Debemos tener información anticipada de cómo se trabajó esa detección de los pasivos, los análisis de todo eso y no enterarnos ya con los hechos consumados”, remarcó.

Macharashvili reclamó poder intervenir activamente junto con las áreas técnicas provinciales para evaluar la situación ambiental del bloque y garantizar que los datos también lleguen a los concejales y a la ciudadanía. “Vamos a seguir trabajándolo porque nadie queda exento de la responsabilidad de esos pasivos”, advirtió.

Frente a la compensación de 25 millones de dólares que YPF se comprometió a aportar por la reversión, el intendente evitó dar una evaluación definitiva hasta contar con el detalle completo del acuerdo. No obstante, adelantó que parte de esos fondos serán destinados a remediación y obras sensibles para la ciudad.

YPF y su visión para Chubut

Consultado sobre el futuro de la compañía en Chubut, Macharashvili confirmó que “YPF se va del convencional”, pero que mantendrá presencia en otros segmentos clave: “Se va a quedar con YPF Luz, con YPF Energía, porque se está trabajando en energías, en plantas modulares nucleares”. También señaló que la petrolera conservará algunas áreas no convencionales para evaluar su potencial en función de los resultados obtenidos por Pan American Energy en la formación D-129.

El intendente vinculó este proceso a un cambio estructural en toda la Patagonia. “Obviamente nos preocupa. No solamente en esta cuenca, sino en todas las áreas hidrocarburíferas que han tenido sus cuencas convencionales”, alertó. Recordó que el declino productivo era previsible, pero cuestionó que no se haya planificado a tiempo una reconversión económica.

Según Macharashvili, el avance tecnológico, que reduce la necesidad de mano de obra, aceleró una transición que no encontró a las comunidades preparadas. “Lo que se hacía con 20 personas, hoy se hace con 10 o con 5”, ilustró. Por eso, insistió en la necesidad de generar nuevos empleos vinculados a la innovación: “Tenemos que tener la capacidad de la reconversión y ser más eficientes. Eso es lo que se está buscando con la innovación tecnológica, trabajando con el CONICET, con la universidad, con empresarios privados”.