Comercialización Profesional de Energía

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Medio Ambiente: Supervisan condiciones de higiene y seguridad en pozos petroleros

La subsecretaría de Trabajo realizó esta tarea en perforaciones ubicadas en Bajada del Palo, Aguada del Chañar y Loma de la Lata, entre otras áreas y sectores. El cuerpo inspectivo de policía de Higiene y Seguridad de la subsecretaría de Trabajo, en conjunto con la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) llevaron a cabo un operativo en Añelo para supervisar y conocer las condiciones en las que se encuentran distintas locaciones petroleras de la provincia. El principal objetivo del operativo fue verificar las condiciones de higiene y seguridad en los sitios de extracción de petróleo y gas, para garantizar un […]

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Empresas: YPF incrementa un 36% la producción de petróleo en Vaca Muerta

En el tercer trimestre de 2024, YPF logró un incremento significativo del 36% en la producción de petróleo en Vaca Muerta, en comparación con el mismo período del año anterior. La producción de shale alcanzó un promedio de 126 mil barriles diarios, representando el 49% de la producción total de crudo de la empresa. Este aumento, de un 11% respecto al trimestre anterior, subraya el impulso que Vaca Muerta sigue teniendo en la estrategia de crecimiento de la petrolera estatal. El auge en la producción de petróleo también se reflejó en el mercado de exportaciones, con un aumento del 111% […]

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Petróleo: Perforaron un pozo de 4.948 metros de rama lateral en Vaca Muerta

La operación, que se completó en un tiempo récord de 27 días, forma parte de los esfuerzos continuos de la compañía para incrementar la producción en la Cuenca Neuquina. El equipo de perforación del pozo LLL-1861(h) de YPF, ubicado en el yacimiento de Loma Campana, ha alcanzado un nuevo récord al perforar una rama lateral de 4948 metros, la más larga registrada en el proyecto No Convencional en Vaca Muerta. Este hito no solo resalta la destreza del equipo, sino también la eficiencia y la integración de tecnologías avanzadas, como el sistema de monitoreo «Real Time». Esta tecnología permitió realizar […]

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Offshore: En diciembre reinicia la actividad en las áreas CAN-107 y CAN-109

A dos meses de la aprobación del proyecto CAN-107 y CAN-109, el puerto de Mar del Plata se prepara para intensas actividades de exploración sísmica a menos de 200 km de la costa. La iniciativa, liderada por Shell y aprobada oficialmente el 9 de septiembre, plantea interrogantes sobre el impacto en la biodiversidad marina y la operatividad portuaria. A dos meses de la aprobación del proyecto de prospección sísmica en las áreas marítimas concesionadas CAN-107 y CAN-109, ubicadas a 198 kilómetros de Mar del Plata, el puerto de la ciudad se prepara para una inminente reactivación de actividades. La iniciativa, […]

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Encuentro en el Congreso sobre el rol de la Energía Nuclear en la transición energética

El evento “La Energía Nuclear en la Transición Energética”, organizado por el diputado nacional Pablo Cervi, de la UCR Neuquén, junto a las diputadas Gabriela Brouwer de Koning y Margarita Stolbizer, se llevará a cabo este martes 12 de noviembre a las 11:00 en el Salón Blanco del Congreso de la Nación. La iniciativa tiene como fin analizar el rol estratégico de la energía nuclear en la transición hacia un modelo energético más sustentable en la Argentina y el mundo, explorando su desarrollo, beneficios y los desafíos que enfrenta el sector.

El evento contará con la participación de expertos en el tema, legisladores, y referentes de instituciones públicas y privadas que ofrecerán un análisis multidimensional sobre la relevancia de la energía nuclear en el contexto actual.

Según precisaron, entre los disertantes se destaca el Dr. Diego Guelar, ex embajador en Estados Unidos, la Unión Europea, Brasil y China, y consejero del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Guelar abordará el tema desde una perspectiva geopolítica, subrayando cómo la energía nuclear puede consolidar el posicionamiento de Argentina en el escenario internacional.

También participará el Ing. Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), quien expondrá sobre los beneficios de las diversas aplicaciones de la energía nuclear en sectores clave como la medicina, con centros de diagnóstico y tratamiento, así como la producción de radioisótopos. Lavalle resaltará el potencial de estos proyectos no solo para la economía, sino también para el desarrollo científico-tecnológico de Argentina.

Otro de los oradores será el Ing. Diego Garde, gerente de los sitios nucleares Atucha I y II y responsable del equipo que en 2022 solucionó un incidente en Atucha. Garde profundizará en el capital humano y la solidez técnica con la que cuenta Argentina en el sector nuclear, destacando el profesionalismo de los equipos y el valor del conocimiento acumulado en la industria nacional. Asimismo, enfatizará la importancia de fortalecer las capacidades locales para afrontar los retos del futuro.

El encuentro

El encuentro contará además con una perspectiva desde los trabajadores, presentada por representantes de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE). Estos expositores abordarán el rol de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y de Diositek S.A., subrayando la importancia de la energía nuclear para la generación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor en Argentina, así como el rol crucial de la Agencia de Regulación Nuclear en la seguridad de estos proyectos.

El objetivo general de esta jornada es visibilizar la infraestructura y experiencia acumulada en el país en el campo de la energía nuclear y reflexionar sobre el potencial de Argentina para convertirse en un actor destacado a nivel mundial. Con un enfoque en las ventajas económicas, la sostenibilidad, y el aprovechamiento de su capital humano, el evento busca reunir a la comunidad interesada en delinear el futuro de la energía nuclear en el contexto de la transición energética.

El diputado Pablo Cervi manifestó que “la energía nuclear se está consolidando como una fuente de energía de transición, al igual que el gas natural, en el camino hacia un sistema basado en energías renovables”. 

Explicó que, “este enfoque ha ganado interés en varios países, incluidas empresas tecnológicas como Google y Amazon, que han explorado acuerdos para emplear energía nuclear como una fuente confiable y constante, esencial para sus operaciones y el soporte de la inteligencia artificial. En ese contexto, Argentina, con su experiencia y capacidad en energía nuclear, se posiciona como un proveedor confiable”.

Para aquellos interesados en participar, se habilitó un registro online a través del siguiente enlace: https://forms.gle/5zTkNzyFRv5ZmefS7

, Redaccion EconoJournal

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ASOFER rechaza propuesta reglamento de generación distribuida

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) ha propuesto mejoras sustanciales al  borrador de reglamento de generación distribuida propuesto por la Superintendencia de Electricidad (SIE). El mismo, vendría a sustituir a la normativa actual de Medición Neta, propuesta bajo la Ley 57-07 en vigor desde el año 2011.

Tras la consulta pública en el 2022, ASOFER ha estado dando seguimiento a que se genere una actualización normativa y reglamentaria que observe las necesidades del subsector eléctrico en la República Dominicana, y que dicha actualización permita un mayor uso de las energías renovables, en consonancia con las leyes dominicanas y la Estrategia Nacional de Desarrollo (END) 2030, cosa que no persigue la propuesta de Reglamento actual, ya que limita y entorpece aún más el desarrollo efectivo de las energías renovables en hogares y empresas en el país.

Algunas de las preocupaciones de la Asociación radican en que esta propuesta de Reglamento añadiría fuertes limitaciones para la implementación de proyectos que se desarrollan actualmente bajo el Reglamento de Medición Neta. Con la propuesta de la SIE se presentan barreras de inversión, administrativas, técnicas, de verificación, entre otras cosas. La Asociación ve que la propuesta de reglamento aumenta la burocracia, ignorando la ley 167-21 de Mejora Regulatoria y Simplificación de Trámites.

En ASOFER entendemos que esta Superintendencia de Electricidad (SIE) está buscando cómo favorecer la implementación de proyectos de autoconsumo renovables en hogares y empresas. Es por ello que hemos socializado con la SIE y hemos  remitido un documento con todos los puntos que se deben revisar para lograr un Reglamento de Generación Distribuída más inclusivo, bajo un esquema de equidad, visión y justicia, basado en el marco reglamentario, legal y constitucional vigente, que favorezca el cumplimiento de los objetivos nacionales e internacionales de obligado cumplimiento que tiene el país. 

La Asociación cree firmemente que cualquier regulación debe:

  1. Fomentar la Participación Ciudadana: Permitir a los ciudadanos participar activamente en la generación de energía desde sus hogares y empresas, promoviendo la autogeneración y la cooperación entre los distintos actores.
  2. Incentivar la Inversión y Competitividad: Crear un marco regulatorio que ofrezca garantías a los inversionistas, tanto nacionales como internacionales, para atraer capital que impulse la innovación y el desarrollo tecnológico en el sector.
  3. Promover la Sostenibilidad: Alinear la regulación a lo indicado en las políticas públicas,END y los objetivos de desarrollo sostenible (ODS), garantizando que la transición energética beneficie a toda la población y respete el medio ambiente.
  4. Priorizar la Equidad: Asegurar que todos los sectores de la población, tengan acceso a las ventajas de la energía renovable y que se evite cualquier forma de discriminación en el acceso a estos recursos.

Para poder alcanzar estos objetivos es imprescindible  que las autoridades puedan reconsiderar la propuesta de Reglamento de Generación Distribuida, y trabajen en conjunto con todos los actores del sector para construir un marco regulatorio que realmente promueva el crecimiento equitativo y justo de las energías renovables distribuidas en nuestro país.

 

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Economía rechazó los requerimientos de ingresos de empresas energéticas y quiere moderar la pauta tarifaria para 2025

Aunque no llegaron a presentarlos oficialmente porque la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo interrumpió forzosamente el proceso, los requerimientos de ingresos económicos que Edenor y Edesur habían empezado a discutir en agosto con el Ente Regulador de Electricidad (ENRE) para el período 2025-2029 contemplaban un aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) cercano al 60% a partir del 1º de enero de 2024. Una suba de esa envergadura tendría un impacto final en la factura que pagan los hogares de Buenos Aires y GBA superior al 30% desde el arranque del año que viene. El Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, no está dispuesto a avalar un salto tarifario de ese tipo y menos a instrumentarlo en un solo movimiento, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. La misma lógica aplica para distribuidoras y transportistas de gas. La Casa Rosada no quiere autorizar incrementos tarifarios que pongan en jaque el programa antiinflacionario que diseñó el Palacio de Hacienda.

Accionistas y altos directivos de compañías reguladas ya están al tanto de esa decisión, según un relevamiento realizado por este medio entre directivos de empresas gasíferas y eléctricas. Lo concreto es que la nueva conducción energética que responde a Daniel González, viceministro de Energía y Minería y hombre de confianza de Caputo, no avalará el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) en los términos en los que lo venía llevando adelante la administración de Rodríguez Chirillo. Seguir por ese camino implicaría aceptar una suba real de las facturas residenciales de gas y electricidad del orden del 30-40% en 2025.

Consistencia macroeconómica

La nueva secretaria de Energía, María Tettamanti, buscará priorizar, como criterio guía de su gestión, la consistencia de las decisiones en materia de energía con las premisas macroeconómicas que defina el Palacio de Hacienda. En esa clave, la primera decisión táctica del gobierno es ganar tiempo con la expectativa de que la inflación termine de converger con el crawling peg —la devaluación del 2% mensual trazada por el BCRA— en los próximos tres meses.

A raíz de eso, si el plan original del equipo de Rodríguez Chirillo era finalizar la RQT en 2024 y convocar a audiencias públicas durante el último bimestre del año para que las nuevas tarifas de gas y electricidad comiencen a regir a partir de enero de 2025, ahora la idea es llamar a audiencias recién en febrero para que los nuevos cuadros se apliquen en marzo o abril próximo. Hasta llegar a ese punto, Economía seguirá autorizando subas nominales mensuales que espejen la inflación proyectada para el mes siguiente —en diciembre la actualización rondaría entre un 1,8% y un 2,5%—, a fin de que las distribuidoras y transportistas no erosionen sus ingresos. La clave es evitar que se empiece a resentir la cadena de pagos tanto hacia dentro del sector eléctrico —donde Cammesa funciona como amortiguador del sistema absorbiendo las deudas de las distribuidoras— como del gasífero.  

Nuestro objetivo es recuperar el valor real de las tarifas que nos habían autorizado en abril. Como el gobierno pisó la actualización por IPC durante algunos meses del año, desde marzo a noviembre perdimos cerca de un 15% de nuestros ingresos reales. Con recuperar ese porcentaje estaríamos satisfechos”, reconoció a EconoJournal un alto directivo de una empresa gasífera.   

Gas natural vs. electricidad

La negociación tarifaria de empresas gasíferas y eléctricas difiere en un punto en particular: la Ley Bases aprobada este año en el Congreso autoriza a las primeras a solicitar una extensión por 20 años de sus concesiones de distribución y transporte, que vencen entre 2026 y 2027. Las segundas ya tienen asegurada la continuidad de sus contratos, dado que sus licencias, otorgadas a principios de los ’90, tienen una duración de 99 años. Eso quiere decir que el gobierno cuenta, en el caso de las compañías de gas natural, una herramienta diferencial para negociar una moderación en la discusión tarifaria a cambio de extender el control de las concesiones de distribución y transporte hasta 2047. Esa alternativa ofrece un horizonte temporal para recomponer de forma gradual y por etapas en el tiempo el flujo de fondos que recaudan las empresas reguladas.  

“Es una negociación totalmente diferente. En la revisión tarifaria de las empresas gasíferas está en juego la extensión de las licencias por 20 años. Por eso, los privados podrían estar dispuestos a postergar sus requerimientos de ingresos si eso contempla asegurar sus concesiones en el futuro. Las compañías eléctricas no necesitan extender sus licencias”, explicó uno de los principales consultores energéticos del país. Frente a ese contexto, las compañías distribuidoras y transportistas de gas natural aspiran a cerrar el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) con el Enargas durante el primer cuatrimestre del año que viene.

Para las eléctricas, el escenario es diferente. No sólo por lo referido a la titularidad de las concesiones, sino también en lo vinculado a las inversiones que demanda la infraestructura eléctrica para mejorar la calidad del servicio, que son mucho más urgentes y onerosas que las que requiere la red de gas natural. Por eso, las empresas eléctricas no descartan la posibilidad de que el proceso de Revisión Tarifaria se postergue en el tiempo, incluso hasta después de las elecciones legislativas del año que viene.

“Si no hay margen para realizar una RTI en serio, discutiendo las inversiones reales que demanda el sistema eléctrico, quizás lo mejor para el Ejecutivo sea ganar tiempo e ir llevando las tarifas eléctricas durante un año de transición hasta poder tener más certezas en cuanto a qué sucederá con la macroeconomía”, admitió un alto ejecutivo del sector eléctrico. La respuesta se conocerá en las próximas dos semanas cuando funcionarios del Ministerio de Energía terminen de cuantificar qué pauta tarifaria puede absorber el programa macroeconómico de 2025.

, Nicolas Gandini

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Récord de renovables en Panamá: 100% de generación para la demanda local y más de 200 MW exportados a la región

Las energías renovables continúan dando qué hablar en el mercado panameño. Las noticias son buenas y llegan para destacar la importancia de estas tecnologías en la matriz energética local y regional. 

Este lunes 11 de noviembre, Panamá logró que la generación de energías renovables cubran la totalidad de la demanda requerida a nivel local. Entre 1300 y 1500 MW de potencia real brindó suministro durante las 24 horas del día.  

Aquello no solo permitió abastecer al mercado interno, sino además poder exportar energía proveniente de más de 200 MW de capacidad instalada renovable en territorio panameño a través de interconexiones en las subestaciones Changuinola, Dominical y Progreso.  

De acuerdo con el Sistema de Información en Tiempo Real del Centro Nacional de Despacho (CND) las centrales hidroeléctricas fueron las principales responsables de este hito (+80%), seguidas de las plantas solares fotovoltaicas (+10%) y eólicas en menor proporción (-10%). 

Tal es así que Panamá no requirió producción de centrales térmicas ni para consumo propio ni para entrega de excedentes al mercado eléctrico regional mediante transacciones comerciales adicionales. 

La situación se repite tras lo ocurrido a inicios de este mes. El 2 de noviembre, Panamá había anunciado que un 100% de renovables logró cubrir la demanda interna de 1,437 MW, generando un excedente exportable de 226.47 MW para suplir el déficit de otros países en la región. 

“Desde que inició en noviembre prácticamente hemos estado generando casi el 100% de nuestra generación renovable. Esperemos que esto se mantenga”, ⁠declaró Felix Moulanier, vicepresidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES).

Al respecto, desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE) sostuvieron que la combinación basada en los recursos naturales disponibles en el país está permitiendo mantener un sistema eléctrico estable y con capacidad de respuesta ante variaciones en la demanda.

“Panamá está en condiciones de contribuir a la seguridad energética de la región sin comprometer su propio abastecimiento, siendo un ejemplo de eficiencia en el uso de nuestros recursos renovables,” afirmó Juan Manuel Urriola, Secretario de Energía. 

Las empresas detrás de este récord 

Más allá de ser un hito destacable para la Secretaría Nacional de Energía (SNE) y el Centro Nacional de Despacho (CND) parte de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), el trabajo de las centrales generadoras operadas por la iniciativa privada es de subrayar. 

“Es una noticia positiva para nosotros los panameños porque sentimos que si las instituciones públicas que rigen en el sector eléctrico siguen trabajando de la mano del sector privado creando políticas públicas que promuevan la inversión privada para seguir generando energía renovable y para participar en distintos procesos de licitación que incentiven la construcción de plantas renovables cada vez más competitivas y eficientes, como país podremos aprovechar aún más el gran potencial que tenemos generando energía por medio del agua, por medio del sol y por medio del viento”, añadió el vicepresidente de CAPES.

Entre las principales hidroeléctricas que estuvieron operativas el día de ayer se encontraron Changuinola, Estí y Fortuna. Por el lado de las solares, Penonomé, Chame Solar y Jagüito Solar. Mientras que en el caso eólico, Toabré, Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres

¿Cuáles son las empresas detrás de estos proyectos? A continuación, se detalla la empresa responsable de cada central, discriminando su tecnología y su ubicación en el podio de mayor aporte al mercado panameño en el día de ayer. 

TOP3 de Hidroeléctricas que aportaron en el orden de 200 MW a 30 MW: 

  • Changuinola: AES Changuinola S.A. (antes HYDRO TERIBE, S.A.) 
  • Estí: AES Panamá
  • Fortuna: Enel Fortuna  

TOP 3 Solares que aportaron entre 55 MW a 8 MW:  

  • Penonomé: Avanzalia 
  • Chame Solar: Tinto Solar S.A.
  • Jagüito Solar: Enel Green Power Panamá

TOP 3 Eólicas que aportaron entre 20 MW a 5 MW: 

  • Toabré:  Avanzalia 
  • Rosa de los Vientos: Unión Eólica Panameña SA. cedida a UEP Penonomé II S.A., subsidiaria de InterEnergy Holdings
  • Nuevo Chagres: UEP Penonomé II S.A., subsidiaria de InterEnergy Holdings

Ahora bien, otras grandes empresas como Ecoener, Electron Investment SA (EISA) y Panasolar Green Energy Corp que cuentan con proyectos operativos en este tipo de tecnologías han sido parte durante las últimas dos semanas de este gran récord para el mercado panameño.

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Magallanes podría convertirse en la primera ruta comercial verde de Chile y aportar a la descarbonización del transporte marítimo global

En el auditorio de la Contraloría Regional se reunieron -cerrando el pasado mes- actores y representantes del sector marítimo portuario y logístico de Magallanes para participar del taller (presencial-telemático) de incubación de consorcio para impulsar un futuro corredor naviero verde en la región, el que podría sumarse a otras tres rutas marítimas del país previamente identificadas.

Convocados por la Secretaría Regional Ministerial de Energía de Magallanes, junto al Maersk McKinney Moller Center for Zero Carbon Shipping (MMMCZCS), el encuentro atrajo a más de cuarenta stakeholders del área logística y del transporte marítimo portuario, quienes participaron en el taller con el propósito de identificar intereses y oportunidades para la creación de un futuro corredor verde en la región y, de esta manera, descarbonizar el transporte marítimo con miras al 2030.

Resultados de pre-factibilidad

El taller -apoyado por la Embajada de Dinamarca-, contó con la activa participación de Johan Byskov Svendsen y Manuel Gissler, representantes del MMMCZCS, quienes expusieron la metodología de trabajo, los resultados de la pre-factibilidad y el mapa de la iniciativa.

El estudio de pre-factibilidad del 2022 identificó en su momento 18 rutas a lo largo de todo el país que podrían ser descarbonizadas, y se encuentra publicado en el sitio web del MMMCZCS. Posteriormente, a la fecha han avanzado a etapa de factibilidad tres posibles corredores verdes: concentrado de cobre desde Mejillones a Asia, Ácido sulfúrico de Mejillones a Perú u otros puertos chilenos y Piscicultura en el fiordo de Aysén; esto, por medio de la conformación de un consorcio de empresas que abarcan toda la cadena de valor de cada corredor, de manera de tener análisis y resultados realistas.

“Considerando que a nivel global el transporte naviero es el responsable del 3% de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), Chile suscribió durante la COP26 la Clydebank Declaration, con el objetivo de establecer corredores verdes al 2030, los cuales son rutas marítimas en las que operan embarcaciones que utilizan exclusivamente combustibles alternativos”, sostuvo el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, quien agregó:

“Este compromiso se ha reafirmado en el Gobierno del Presidente Gabriel Boric con la firma en el 2023 de un Memorando de Entendimiento con el Maersk McKinney Moller Center for Zero Carbon Shipping [de origen danés], que ha permitido que este centro realice estudios de pre-factibilidad y factibilidad de corredores verdes en Chile”.

Esto es relevante considerando que, de acuerdo con cifras de la Subsecretaría de Relaciones Económicas Internacionales (Subrei), entre enero y septiembre del 2024, el 91% de las exportaciones del país se han hecho por vía marítima.

Proyecciones de una posible ruta comercial verde

La autoridad regional de Energía precisó que los corredores marítimos verdes, “son rutas comerciales en las que operan buques con combustibles alternativos y bajas emisiones, diseñadas para reducir hasta en un 100% las emisiones de CO2 en el futuro”, añadiendo que “estos proyectos están en fase de estudio de factibilidad y diseño metodológico para analizar su impacto en la cadena de valor, costos y emisiones, con el fin de implementar soluciones cero emisiones que posicionen al país como un líder en el transporte marítimo sostenible, lo que además está contemplado en la acción N° 81 del Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030”, subrayó Cuitiño.

En este sentido, el titular regional del ramo proyectó el taller como “altamente positivo para el país y para Magallanes, por la disposición e interés mostrados por los stakeholders del sector marítimo portuario local, lo que, por cierto, incluye a toda la cadena logística y de transporte naviero”, dijo; asimismo, Cuitiño aprovechó de agradecer a la Embajada de Dinamarca en Chile, al Centro Maersk McKinney Moller y a los funcionarios del Ministerio de Energía por el apoyo brindado “para el exitoso desarrollo del taller”.

Finalmente, Johan Byskov, Head of Program – Catalyze Ecosystem Transition, apuntó que el sur de Chile goza de “una de las mejores capacidades eólicas del mundo. Como consecuencia natural, varios promotores de proyectos, entre otros HIF y el proyecto Haru Oni, han puesto sus ojos en esta prometedora región. Esto significa también que podrían desarrollarse corredores verdes en la región”.

Byskov complementó con optimismo que “las ideas de corredores verdes se pusieron a prueba en el Taller de Incubación de Consorcios realizado en Punta Arenas el 25 de octubre, en el que se evaluaron como opciones más prometedoras un crucero antártico, las rutas de transbordadores nacionales y la exportación de amoníaco a Europa. El taller puso de relieve el interés genuino de las partes interesadas, tanto públicas como privadas. La acción clave es, como para todos los demás proyectos de corredores verdes, identificar el tamaño y la fuente de la financiación necesaria”.

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SERC Chile impulsa en el país el primer proyecto en latinoamérica que utiliza energía agrovoltaica

SERC Chile (Solar Energy Research Center) impulsa en Chile el primer proyecto en utilizar energía fotovoltaica junto al cultivo de alimentos en latinoamérica, el cual contempla 32 hectáreas: 22 hectáreas con un sistema agrovoltaico y 10 con un cultivo de cerezos tradicional e intensivo.

Así lo informó el director de SERC Chile, Rodrigo Palma, quien entregó más detalles de la iniciativa. “Ayla Solar es un proyecto que inició en febrero de 2023, ubicado en Rancagua, que implica una inversión de USD 12 millones y es desarrollado y construido por Grupo oEnergy para generar beneficios para la agricultura local y la sostenibilidad energética de la región de O´Higgins”, dijo Palma.

Por su parte, Pablo Thomas, jefe de Explotación de Activos de oEnergy y líder del Equipo Agrícola, indicó que el proyecto es capaz de producir 12.012 MW de energía en peak, y de inyectar 9 MW peak por ser PMGD.

“El proyecto no solo promueve la producción de energía limpia, sino que además potencia la agricultura local, demostrando cómo es posible integrar diferentes industrias para el beneficio mutuo y la sostenibilidad”, especificó Thomas.

Además, señaló que el uso combinado del terreno en una instalación agrovoltaica permite aumentar su eficiencia hasta un 186%, según datos del Instituto Fraunhofer, lo cual favorece la generación distribuida y el autoconsumo, ya que la electricidad puede destinarse a suministrar la energía necesaria para el funcionamiento de estas explotaciones, reduciendo su dependencia energética y los gastos asociados.

Agricultura inteligente

Asimismo, Ignacio Barraza, Ingeniero Agrónomo en oEnergy y encargado del Diseño y Operación de Ayla Solar, indicó que el proyecto es una muestra de agricultura inteligente, ya que los paneles solares mantienen protegidos los cultivos ubicados bajo ellos, además de conservar la humedad y reducir la evaporación y huella hídrica de las explotaciones agrícolas. “A nivel técnico, el proyecto está compuesto por 18.480 paneles canadian solar fotovoltaicos 650 W bifaciales, que se agrupan en 616 string de 30 paneles, además de 6 centros de transformación Rhona 1800Kva, 45 inversores Huawei y 124 estructuras tipo tracker”, especificó Barraza.

En esta misma línea, afirmó que cuentan con sensores climáticos generales que permiten calcular factores como la humedad relativa, temperatura ambiental, velocidad de viento y pluviometría. También posee telemetría para riego, que permite la eficiencia del 90% del agua que se ocupa. El proyecto también cuenta con telemetría para riego, lo que permite una eficiencia del 90% en el uso del agua. Además, el sector con paneles consume un 17% menos de agua en comparación con el sector sin paneles, gracias a la disminución en la radiación.

Finalmente, los representantes del proyecto comentaron que se encuentran en etapa de formación de la planta para que soporte la fruta durante los próximos 30 años, con una proyección de producción,  a diciembre 2026, de 12 toneladas de fruta de exportación con certificación global GAP por hectárea.

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Genneia anuncia la entrada en operación del parque eólico La Elbita

Genneia reafirma su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la reciente entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía. 

Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales. En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.

El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo a nuestro propósito en la lucha contra el cambio climático.

“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el Parque Eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza nuestro compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque eólico en la localidad de Tandil, en la provincia de Buenos Aires, representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible.” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada, y actualmente continúa consolidando su liderazgo en el sector de energías renovables con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil. A la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.

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Risen Energy expande su presencia en Europa con una nueva sede en Madrid

Risen Energy, uno de los líderes globales en la fabricación de módulos fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía (BESS), refuerza su presencia en Europa con la apertura de su sede en Madrid. La elección de la capital española como centro estratégico refleja el compromiso de la compañía de atender al creciente mercado de la energía solar en la región, aprovechando el contexto favorable de políticas orientadas a la descarbonización y la transición energética.

En una entrevista exclusiva, Daniel Martínez Ezquerra, Director General de Risen Energy EU, declara: «Madrid fue elegida por su centralidad y excelente conectividad, lo que la convierte en un punto estratégico tanto para las operaciones nacionales como internacionales de Risen».

Sobre el panorama actual del mercado de la energía solar en España, Daniel destaca: «El mercado está en transición, no solo en los módulos fotovoltaicos, sino también en el sector del almacenamiento de energía, que será crucial para garantizar la estabilidad del mercado.» También señala que un volumen significativo de nuevos proyectos está esperando la implementación de regulaciones específicas para el almacenamiento de energía, lo que debería desbloquear un potencial considerable para nuevas instalaciones en el país.

Daniel Martínez Ezquerra, Director General de Risen Energy EU

Respecto al crecimiento del mercado europeo, Daniel es optimista: «Con el compromiso de Europa de alcanzar sus objetivos climáticos para 2030, Risen Energy está alineada con los principios ESG y las exigencias regulatorias, lista para liderar este desafío a través de la innovación tecnológica.» La compañía se destaca por avanzar de manera constante en tecnologías como HJT, una innovación que ofrece mayor eficiencia y fiabilidad en los módulos solares, lo que ha sido clave para diferenciarse en el mercado europeo.

Mediante una combinación de innovación tecnológica, como la inversión continua en HJT, y una estrategia alineada con los objetivos medioambientales de Europa, Risen Energy está preparada para liderar la transición energética del continente. «Estamos listos para satisfacer las necesidades a largo plazo de nuestros clientes y garantizar un crecimiento sostenible», concluye Daniel.

Al establecer su sede en Madrid, la compañía refuerza su posición como socio estratégico para gobiernos, empresas y consumidores que buscan soluciones sostenibles y de alta eficiencia en el sector de la energía solar. Enfocada en satisfacer la demanda de un mercado en rápido crecimiento, Risen Energy se compromete a seguir innovando y ofreciendo productos que promuevan un futuro más limpio y sostenible para todos.

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El Primer Simposio Internacional SIBiogás reunió a más de 700 asistentes en la provincia de Córdoba

Culminó el Primer Simposio Internacional SIBiogás, que se llevó a cabo los días 6 y 7 de noviembre en la localidad de Río Cuarto (Córdoba) y fue organizado por empresas de renombre como Bioeléctrica, BGA, Cleanenergy, DREICON, Eittor, Grupo IFES y Tecnored

El evento reunió a más de 700 líderes del sector energético del plano nacional e internacional, bajo un programa dinámico integrado por más de 90 disertantes entre conferencias magistrales, paneles de debate, presentaciones de casos de éxito y análisis de las tendencias para esta industria. 

Más allá de la generación de energía eléctrica, el SIBiogás puso especial énfasis en el potencial del biometano como solución para la descarbonización de la matriz energética. 

Los asistentes coincidieron en que el biometano puede inyectarse en la red de gas natural, utilizarse como combustible vehicular o en la industria,  abriendo un abanico de posibilidades para diversificar su uso y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. De hecho, ya existe una propuesta legislativa para incorporarlo gradualmente en las redes de gas, con la meta de alcanzar un 5% en el corto o mediano plazo.

Además, las personas que asistieron al SIBiogás tuvieron la oportunidad de recorrer proyectos en funcionamiento y explorar, de primera mano, el potencial transformador del biogás y el biometano, tanto en nuestra región como a nivel global; a la par de contar un espacio para el intercambio de experiencias entre empresas, productores, investigadores, estudiantes, autoridades gubernamentales y representantes del ámbito privado a fin de impulsar colaboraciones estratégicas.

“Hubo un gran clima social y de expectativas. Grandes empresas del sector abrieron el Simposio y coincidieron en que el biogás es una tecnología madura que está al servicio de aportar en la sostenibilidad de la matriz energética y ambiental, dando potencia de base y brindando disposición final al resolver la problemática de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos u orgánicos-industriales”, indicó Javier Schifani, gerente general de Bioeléctrica y uno de los organizadores del simposio. 

Por ejemplo, Naturgy y Ecogas informaron que tienen factibilidades otorgadas para inyectar biometano en la red de gas natural, mientras que YPF anunció que su primer proyecto en la materia estará operativo en 2025”, indicó 

Asimismo, grandes demandantes manifestaron interés por comprar biometano para desfosilizar su matriz, ya sea para uso en el transporte y movilidad, como también para consumir energía eléctrica y térmica con fuentes más limpias y renovables.

“La Liga Bioenergética (conformada por las provincias de Santa Fe, Entre Ríos, Córdoba, Jujuy, Tucumán y Salta) consensuó la oportunidad de aprovechar la red de distribución y transporte de gas natural para ofrecer moléculas sostenibles a las industrias que lo demanden”, complementó Schifani.

“También remarcó la necesidad de trabajar con los gobiernos locales en monetizar las externalidades del biogás, lograr la viabilización de los proyectos a través de la energía eléctrica y de los beneficios ambientales que acarrea, como la reducción de huella de carbono y el reemplazo de generación forzada”, agregó.

Del mismo modo, a lo largo de las dos jornadas se abordaron diversas temáticas vinculadas a la maximización en la producción de biogás, aditivos y tecnologías, bonos de carbono, herramientas de financiamiento, mecanismos de certificación de cara a la transición energética y cumplimiento de los compromisos ambientales de la región.

Incluso, la provincia de Córdoba ya incursionó en una subasta de certificados de carbono desplazado a fin de monetizar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en donde generadores renovables y biodigestores (entre otros actores) tomaron parte como oferentes y la demanda llegó por el lado de constructoras y contratistas. 

Por lo que el Primer Simposio Internacional SIBiogás se consolidó como un llamado a empresarios, productores, gobernantes, funcionarios y público en general para multiplicar por diez, en una primer etapa, la cantidad de centrales de biogás en el país, construyendo entre 300 y 350 nuevas instalaciones. Expansión que podría movilizar inversiones del orden de 2000 a 3000 millones de dólares y generar miles de empleos de calidad durante su construcción y operación. 

“Es importante consolidar la industria del biogás y el biometano dentro de un esquema de corte del gas natural, en el marco de la transición energética y, por qué no, dentro de proyectos vinculados a la temática que hoy tienen estado parlamentario”, manifestó Schifani.

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Vaca Muerta: Phoenix puso en producción la primera explotación no convencional de petróleo en Río Negro

Phoenix Global Resources, compañía que es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders de energía del planeta, puso en producción el primer PAD de tres pozos no convencionales en Confluencia Norte, el bloque concesionado el año pasado por la provincia de Río Negro. Este primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno, según informaron desde la compañía. Luego de la puesta en producción, la empresa recibió a autoridades de Río Negro. El gobernador Alberto Weretilneck y la secretaria de Estado de Energía, Andrea Confini, visitaron el área y recorrieron las instalaciones junto a Pablo Bizzotto, CEO de la compañía.

Perforación

Desde la empresa precisaron que estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.

“Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de dicha área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte”, advirtieron.

 A la fecha, la producción asciende a 4.000 bbl/d de petróleo dentro del período de flowback y well testing. Como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, la empresa procedió a registrar y procesar 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, que en la actualidad se encuentra en fase de interpretación. Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona, detallaron.

Resultados

Bizzotto aseguró que “los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”.

Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con Río Negro, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los 85 millones de dólares. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.

Phoenix concretó una alianza con Geopark, una de las principales petroleras independientes de Latinoamérica, para la adquisición de una participación no operada en cuatro bloques adyacentes no convencionales en la cuenca Neuquina. La participación de Geopark se hizo efectiva a través de un 45% en el bloque Mata Mora Norte y en el bloque exploratorio Mata Mora Sur, localizados en Neuquén, y también en una participación del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.

, Redaccion EconoJournal

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Explosión y fuego en un gasoducto de PDVSA en Venezuela deja al menos cinco heridos

Una explosión en una importante instalación de producción de gas natural dirigida por la empresa estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA) ha limitado en más del 60% el suministro de combustible al país.

La explosión tuvo lugar en la planta Muscar, ubicada cerca de la ciudad de Punta de Mata, en el estado de Monagas y dejó a 5 personas heridas y provocó que se detuviera el procesamiento de petróleo en la zona para controlar el incendio resultante, dijeron dos personas con conocimiento de la situación que no estaban autorizadas a hablar públicamente.

Según publicó la agencia Bloomberg, no hubo detalles disponibles sobre qué proporción de la producción petrolera se verá afectada. PDVSA no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.

El lugar de la explosión, el Centro de Operaciones Muscar en el este de Venezuela, suministra el 63% del gas natural que se consume en el país, incluso para la red eléctrica, la petroquímica y la producción de mineral de hierro, según otra persona con conocimiento del asunto.

Otras instalaciones de PDVSA suman un 11% al suministro, mientras que empresas privadas, incluidas la española Repsol y Cardon IV de la italiana Eni, representan más del 26% del suministro.

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Río Negro autorizó inicio de la explotación del Proyecto Minero Calcatreu

La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro emitió la resolución que aprueba el Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) del Proyecto Minero “Calcatreu”, autorizando la fase de explotación. Este proyecto, desarrollado por Minera Calcatreu S.A.U., permitirá la extracción de oro y plata en un área de 16.291 hectáreas en el suroeste de la provincia, específicamente en los departamentos de 25 de Mayo y Ñorquinco.

La resolución establece una serie de observaciones y compromisos ambientales que la empresa deberá cumplir rigurosamente. Entre estos, destacan los planes de revegetación progresiva, la gestión de residuos peligrosos y el monitoreo continuo de los factores ambientales. Estos requisitos tienen el objetivo de asegurar la sostenibilidad del proyecto y minimizar su impacto sobre el ecosistema local, abarcando la calidad del agua, aire, flora y fauna circundante.

El proyecto tiene una capacidad de procesamiento de 2.500 toneladas diarias y una vida útil inicial de cinco años, con posibilidad de extenderse. Las operaciones implicarán el uso de un proceso de lixiviación en pilas con soluciones cianuradas, lo que demandará un estricto control y cumplimiento de las normativas ambientales vigentes en Argentina.

Como parte fundamental del proceso de evaluación, se llevó a cabo una audiencia pública presencial el 30 de agosto en Ingeniero Jacobacci, donde la comunidad y otros actores interesados expresaron sus posturas sobre el proyecto Calcatreu. Con una participación de 247 oradores inscriptos, se consiguió promover un diálogo abierto y plural, en el que se escucharon opiniones tanto a favor como en contra del desarrollo minero. La audiencia fue un espacio clave para la transparencia y el consenso, integrando así la perspectiva social en la evaluación ambiental del proyecto.

La aprobación de Calcatreu refuerza el compromiso de la provincia con el desarrollo minero responsable, alineado con los estándares nacionales e internacionales en cuanto a sostenibilidad y control ambiental.

Río Negro avanza así en su posicionamiento estratégico en el ámbito minero, con un enfoque en la promoción de proyectos que generen desarrollo económico y empleo sin comprometer el entorno natural.

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China y UE logran avances en conversaciones sobre compromiso de precios de vehículos eléctricos

China y la Unión Europea (UE) han avanzado en las negociaciones sobre un plan de compromiso de precios propuesto para los vehículos eléctricos chinos, informó hoy viernes un portavoz del Ministerio de Comercio del país asiático.

Los equipos técnicos de China y la UE sostuvieron cinco rondas de conversaciones en Beijing del 2 al 7 de noviembre, participando en discusiones en profundidad sobre los detalles del plan que fue presentado por la Cámara de Comercio de China para la Importación y Exportación de Maquinaria y Productos Electrónicos, confirmó un portavoz de la cartera en un comunicado en línea, en respuesta a preguntas de los medios.

La parte china cree que el avance general de las negociaciones sobre la base del plan de la cámara, que se ha propuesto en nombre de la industria, ayudará a mantener la confianza mutua, facilitar la creación de consenso y resolver las diferencias por medio de consultas, para evitar así una escalada de las fricciones comerciales, dijo el vocero.

Las dos partes han acordado continuar las negociaciones a través de videoconferencias u otros medios, agregó.

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Perforan un pozo de 4.948 metros de rama lateral en Vaca Muerta

El equipo de perforación del pozo LLL-1861(h) de YPF, ubicado en el yacimiento de Loma Campana, ha alcanzado un nuevo récord al perforar una rama lateral de 4948 metros, la más larga registrada en el proyecto No Convencional en Vaca Muerta.

Este hito no solo resalta la destreza del equipo, sino también la eficiencia y la integración de tecnologías avanzadas, como el sistema de monitoreo “Real Time”. Esta tecnología permitió realizar ajustes en tiempo real al diseño original del pozo, optimizando el proceso de perforación. Con una longitud total del pozo que alcanzó los 8264 metros, YPF demuestra su capacidad para realizar perforaciones más largas y complejas en tiempos más cortos y con menores costos​.

La operación, que se completó en un tiempo récord de 27 días, forma parte de los esfuerzos continuos de la compañía para incrementar la producción en la Cuenca Neuquina, un objetivo clave para aumentar la oferta de petróleo en el mercado interno y fortalecer las reservas del país. Con este logro, YPF reafirma su liderazgo en la explotación de recursos no convencionales, evidenciando mejoras sustanciales en los costos operativos y los tiempos no productivos, factores críticos en el negocio del shale oil.

Este avance, parte de la campaña de perforación más importante de la historia reciente de YPF, subraya el compromiso de la empresa en el desarrollo de nuevas tecnologías para optimizar las operaciones en Vaca Muerta, un campo clave para la industria energética argentina.

La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.

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El Gobierno imputó a 95 empresas por incluir tasas municipales en facturas de servicios públicos

El Gobierno nacional imputó a 95 empresas por cobrar tasas municipales dentro de las facturas de servicios públicos, modalidad que se prohibió a partir de la resolución 267/2024 del Ministerio de Economía y que podría implicar multas de hasta $2.130 millones.

La Secretaría de Industria y Comercio abrió 244 expedientes, uno por cada localidad donde las empresas incumplieron la norma e incluyeron en las facturas tasas o cargos ajenos al contrato entre el proveedor y el consumidor.

Las actuaciones corresponden a facturas con vencimiento posterior al 11 de octubre, aunque el Gobierno anunció que continuará con la instrucción de sumarios para los próximos vencimientos de noviembre y diciembre. Hasta el momento se recibieron 2.705 denuncias en el correo electrónico habilitado para reclamos.

Las empresas imputadas operan en la Ciudad de Buenos Aires y en las provincias de Buenos Aires, Misiones, San Juan, Entre Ríos, Santa Fe, Córdoba, Santa Cruz, Chubut, Chaco, Jujuy, Neuquén, Río Negro, Mendoza, Corrientes, Tierra del Fuego, Salta, San Luis, Santiago del Estero y Tucumán.

En el listado figuran las distribuidoras de electricidad Edenor, Edesur, Edelap, EPE (Santa Fe), EPEC (Córdoba) y EDEMSA (Mendoza); Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Metrogas, Ecogas y Litoral Gas; y Aguas Cordobesas, Aguas Santafesinas y Aguas del Norte, entre otras.

Las empresas tendrán cinco días hábiles para hacer su descargo a partir del momento en que reciban la notificación. Cumplido ese plazo, la Secretaría de Industria y Comercio las sancionará de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor, que contempla multas de hasta $2.130 millones.

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Genneia anunció la entrada en operación del Parque Eólico La Elbita

Genneia reafirmó su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía.

Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como
locales.

En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.

El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo a nuestro propósito en la lucha contra el cambio climático.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que “nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el Parque Eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza nuestro compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque eólico en la localidad de Tandil, en la provincia de Buenos Aires, representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible”.

A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada, y actualmente continúa consolidando su liderazgo en el sector de energías renovables con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil. A la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20 % en términos de potencia instalada solar y eólica.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.166 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 946 MW en energía eólica. Actualmente, la empresa está avanzado en la construcción del parque solar Malargüe I (anteriormente conocido como Los Molles), con una capacidad de 90 MW, y ha iniciado la obra del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia ya cuenta con 220 MW de capacidad solar instalada en tres parques operativos, que suman un total de 520.000 paneles solares.

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Milei: El GPNK ahora es el GPFPM

Por Santiago Magrone

A través de la resolución de la Secretaría de Energía 326/2024 el gobierno nacional decidió cambiarle el nombre al Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK) en el marco de su política de eliminación de cualquier referencia positiva a los gobiernos y obras realizadas durante las gestiones presidenciales de Néstor Kirchner, Cristina Fernández y Alberto Fernández.

La decisión oficializada el 11 de noviembre, a través de la resolución firmada por la cuasi flamante secretaria María Tettamanti, vino a ocurrir pocos días después de que la Administración de Javier Milei concretara también el cambio de nombre de Centro Cultural Kirchner (CCK) que también alude al ex presidente constitucional fallecido en el año 2010.

Para cambiar la denominación del CCK, una importante obra ejecutada sobre la estructura del que fuera el Palacio de las Telecomunicaciones (Ex Correo Central) se apeló a la figura de Domingo Faustino Sarmiento.

Ahora, se optó por el perito Francisco Pascasio Moreno. De manera que el GPNK ahora derivó en el GPFPM.

El 7 de febrero de 2022 la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA declaró de Interés Público Nacional la construcción del “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural en la REPÚBLICA ARGENTINA.

La obra del citado gasoducto se enmarca en el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, que tiene como objetivo generar las condiciones necesarias para que el gas disponible en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge, y Austral abastezca a los centros de consumo nacional y posibilite la exportación de gas natural a la REPÚBLICA DE CHILE y a la REPÚBLICA FEDERATIVA DE BRASIL.

El inicio, la construcción y la ejecución de la infraestructura necesaria para evacuar el gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral, encuentran antecedentes normativos desde principios de 2019 (gobierno de Mauricio Macri).

Al respecto, en julio de 2019 “se instruyó” la convocatoria de la licitación pública nacional e internacional, a los fines de adjudicar una licencia para la prestación del servicio de transporte de gas natural que contemple como obligación el diseño y la construcción del citado gasoducto, siendo efectivizada tal convocatoria (Resolución 437 del M.H) a fin de julio de 2019.

El proceso licitatorio se demoró y resultaron infructuosas las gestiones de ésa Administración en procura de financiamiento para avanzar con el proyecto. Poco después se iniciaría un proceso de transición hacia un cambio de gobierno nacional.

La pandemia del Covid-19 afectó, entre otras cuestiones esenciales, retomar el proyecto en el 2020. Así, la Resolución de la S.E. 448 de diciembre del 2020 derogó la Resolución 437/2019 e instruyó a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS “a llevar a cabo una evaluación técnica y legal, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral”.

La S.E. emiitió la Resolución 1036/2021 aprobando los “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030” y posteriormente la Resolución 67/22, anunciando ambas, el nombre seleccionado para su denominación.

El proyecto de construcción del GPNK se diseñó considerando dos etapas. Y en 2022 se activó la construcción de la Etapa I entre Tratayén (NQN) y Salliqueló (PBA), Se financió en recursos estatales y también con 500 millones de dólares provenientes de una Ley que requirió un aporte voluntario de los tenedores de grandes fortunas en la Argentina.

Su construcción fue coordinada por la estatal Enarsa, estuvo a cargo de las empresas Techint, Sacde y BTU. Se realizó en tiempo récord para una obra de esta envergadura a nivel mundial.

Se coordinó la importación de chapas para la fabricación de la cañería de acero a nivel local, su transporte hasta las zonas de zanjeado de la traza, y se utilizó la mas moderna tecnología para la soldadura y el tendido del ducto. Se trabajó en tres frentes en simultáneo, y se emplearon ingenieros, técnicos y trabajadores muy especializados en este tipo de obra.

Se inauguró en julio de 2023, comenzando a transportar unos 11 millones de metros cúbicos día. Tal volúmen se ampliaría progresivamente con la instalación de dos plantas compresoras ya diseñadas pero no finalizadas al momento del cambio de gobierno nacional en diciembre de 2023.

Resta saber ahora si la Administración Milei encarará la licitación para construcción de la etapa 2 del ex GPNK o si deja de lado el proyecto diseñado originalmente para llegar con el ducto troncal hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe. En el invierno de 2024 el ex GPNK llegó a transportar más de 20 MMm3/día de gas natural proveniente de Vaca Muerta, lo que significó un gran ahorro de divisas para el país por el reemplazo progresivo del GNL importado.

Ausente de argumentos sólidos, en los considerandos de la resolución ya oficializada por el gobierno se apela a que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.

“Por ello, corresponde relacionar de otra manera al gasoducto (GPNK) de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la REPÚBLICA ARGENTINA”, señala el resolución que firmó Tettamanti.

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PCR presentó su segundo Reporte de Sustentabilidad

PCR, empresa de capitales argentinos especializada en Oil&Gas, cemento y energías renovables, publicó su segundo Reporte de Sustentabilidad, documento que presenta las políticas, acciones, programas y resultados en materia económica, social, ambiental y de gobernanza para todas sus operaciones en la Argentina, Ecuador, Chile y Estados Unidos. “Este reporte, que fue elaborado bajo las normas del Global Reporting Initiative (GRI), presenta la relación de las acciones alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas (ODS) demostrando así el compromiso de PCR para con la sociedad en todas las dimensiones de la organización”, destacaron desde la empresa.

Del informe se desprende que, durante 2023, PCR logró consolidar su posición en todas sus unidades de negocios a través de la adquisición de nuevas áreas hidrocarburíferas en la Argentina y Ecuador, la puesta en marcha de tres nuevos parques eólicos permitiendole llegar a los 527,4 MW de capacidad instalada y el liderazgo en la fabricación y venta de cemento en la Patagonia.

Principales indicadores de impacto de 2023

  • Presencia internacional en Argentina, Ecuador, Chile y Estados Unidos
  • Tres nuevos parques eólicos puestos en marcha en 2023
  • Cinco nuevas áreas de producción de Petrólo & Gas adquiridas en Mendoza
  • Más de 458.000 dólares de inversión en la comunidad
  • Más de dos millones de dólares en inversión ambiental
  • Más de 467 millones de dólares en ventas netas
  • Más de 143 millones de dólares de inversión en bienes de uso y otros activos
  • 1.425 proveedores
  • Más del 67% de las compras realizadas a proveedores locales
  • 898 colaboradores
  • 520 colaboradores evaluados según su desempeño
  • 69 horas de formación promedio por colaborador
  • 186 nuevos ingresos

, Redaccion EconoJournal

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Llega la tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit

La tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, uno de los eventos de referencia para el sector del litio en América Latina, se llevará a cabo del 20 al 21 de noviembre, en el Golden Center de Buenos Aires. La jornada reunirá a los líderes de la industria, representantes gubernamentales, reguladores, empresas mineras, energéticas, inversionistas y proveedores clave, con el objetivo de impulsar la innovación, la colaboración y nuevas oportunidades en este mercado.

La Argentina en el epicentro del mercado global de litio

Con la Argentina posicionada como un destino clave para la inversión y el crecimiento de la producción de litio, el evento llega en un momento fundamental para el país, que aspira a convertirse en el tercer mayor productor mundial de litio para 2030.

La cumbre proporcionará una plataforma para analizar cómo las políticas actuales están fortaleciendo un entorno regulatorio favorable para el liderazgo global de la Argentina en el sector.

Durante el evento, se profundizará en las políticas visionarias de la Argentina que están atrayendo inversión y creando marcos regulatorios que aceleran el crecimiento de la industria del litio. Los asistentes podrán participar en debates sobre cómo este desarrollo está posicionando a Argentina para aprovechar el aumento de la demanda global de este mineral crítico.

Oportunidades de inversión y proyectos estratégicos

Proyectos de alto perfil como Cauchari-Olaroz y Salar del Hombre Muerto serán puntos clave de análisis, demostrando cómo estas iniciativas responden a la creciente demanda mundial y abren significativas oportunidades para los inversionistas interesados en el mercado latinoamericano de litio.

Innovación tecnológica y avances en producción

Con un enfoque en la eficiencia y sostenibilidad, se presentarán tecnologías disruptivas como la Extracción Directa de Litio (DLE) y soluciones de automatización avanzada, destacando cómo estos avances optimizan la producción en el triángulo del litio de Argentina y desbloquean nuevas posibilidades para el sector.

Este año, el evento contará con la participación de importantes líderes del sector público y privado, entre ellos:

  • Jorge Matías González, director Nacional de Promoción y Economía Minera, Ministerio de Economía de Argentina
  • Carlos Galli, VP Global Lithium & Innovation, Lithium Argentina Corp
  • Ignacio Celorrio, vicepresidente Ejecutivo, Lithium Argentina Corp
  • Diego Calonje, Senior Corporate Counsel, Rio Tinto
  • Ing. Pablo A. Bergese, coordinador de Sustentabilidad Minera, Gobierno de Jujuy
  • Guillaume Legare, Head South America, TSX (Toronto Stock Exchange)
  • Lucia Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios, Aggreko
  • Dean McPherson, Head of Global Mining, TSX
  • Romina Parquet, CEO & Fundadora, CIMC WETRANS
  • Sergio Ferrari, director de Segmento – Minería, Minerales y Metales, Schneider Electric
  • Fernando Villaroel, Chief Operating Officer, Lithium South Development Corp
  •  

Estos y otros expertos compartirán sus perspectivas sobre sostenibilidad, políticas mineras y los avances tecnológicos que están dando forma al futuro del litio en Argentina.

“Esta cumbre representa una oportunidad única para aquellos interesados en el futuro de la energía limpia y el desarrollo del mercado del litio en América Latina. Con la proximidad del evento, el momento de asegurar su lugar es ahora”, destacaron desde la organización.

Para más información y registro, se puede visitar el sitio web oficial del evento o contactarse con luana@in-vr.co.

, Redaccion EconoJournal

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El Gobierno le cambió el nombre al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner

El Gobierno Nacional oficializó este lunes el cambio de nombre del gasoducto “Néstor Kirchner”. A partir de ahora, su nuevo nombre será gasoducto “Perito Francisco Pascasio Moreno”.

La medida se oficializó en el Boletín Oficial Nacional, a través de la resolución 326. La misma fue firmada por la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti.

“La denominación y/o identificación de obras de infraestructura pública, monumentos históricos, edificios y afines en ningún caso debería responder a intereses políticos, atento a que se desvirtuaría la finalidad y el significado cultural de estos, confundiendo lo público con lo partidario y le harían perder la neutralidad propia de estos bienes, excluyendo a aquellos que no comparten una misma mirada política y conspirando contra el objetivo de constituir la unión nacional, señalada en el Preámbulo de la Constitución Nacional”, señalaron en los considerandos de la norma.

Agregaron que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.

“Corresponde relacionar de otra manera al gasoducto que transporta gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro y La Pampa, pasando por Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la República Argentina”.

Y marcaron sobre el nuevo nombre, al asegurar que el trabajo del Perito Francisco Pascasio Moreno “contribuyó al desarrollo y consolidación de la soberanía argentina, a la integración de todo el territorio nacional, así como a la creación y fortalecimiento de instituciones trascendentes para la Nación”.

El cambio de nombre ya lo había anunciado el vocero presidencial, Manuel Adorni este fin de semana. “El ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner’ cambia su nombre: a partir de ahora se llamará ‘Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno’. Fin.”, escribió el funcionario en su cuenta de la red social X

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Empresas: GeoPark presentó sus resultados del tercer trimestre con una fuerte impronta de Vaca Muerta

La compañía anunció avances significativos en Vaca Muerta, donde los pozos del Bloque Mata Mora Norte alcanzaron niveles récord de producción. GeoPark, la compañía de capitales colombianos presentó sus resultados operativos del 3Q, en el que destacó su presencia en Vaca Muerta, en donde mantiene una asociación con Phoenix. Según información oficial, el trimestre marcó un hito para la compañía con la adquisición efectiva de cuatro bloques no convencionales la formación, que comenzó a operar el 1 de julio. Los pozos del Bloque Mata Mora Norte, donde tiene un 45% de participación, entregaron una producción promedio de 12,621 barriles equivalentes […]

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Economía: Acreedores de YPF estarían dispuestos a aceptar bonos

Burford Capital, el mayor accionista en el caso, aceptaría títulos argentinos en lugar de efectivo, ante la escasez de reservas, consignó la agencia Bloomberg. Los inversores que ganaron el juicio por USD 16.000 millones contra la Argentina por la nacionalización de YPF hace más de una década están abiertos a recibir el pago en bonos en lugar de efectivo, según fuentes cercanas a los fondos, indicó la agencia Bloomberg este viernes. Burford Capital, un fondo de litigios que es el mayor accionista en el caso, aceptaría bonos soberanos u otros títulos negociables, considerando las agotadas reservas internacionales del Banco Central […]

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Política: ¿Cómo participar en la audiencia pública por el proyecto de GNL?

La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro reiteró que está abierta la convocatoria para participar en la audiencia pública sobre el proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) en el Golfo San Matías. Esta audiencia se llevará a cabo el miércoles 4 de diciembre a las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este. El objetivo es dar a conocer el proyecto presentado por Southern Energy S.A., abordar su Estudio de Impacto Ambiental y considerar los aportes de la comunidad en el análisis final. La audiencia pública se celebrará de […]

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Actualidad: El “Gasoducto Néstor Kirchner” se llamará «Perito Moreno»

A partir de ahora, la megaobra de tuberías que conecta Vaca Muerta con la provincia de Buenos Aires llevará el nombre del célebre naturalista argentino. El vocero presidencial, Manuel Adorni, anunció este sábado que el gasoducto “Néstor Kirchner” cambiará su denominación y a partir de ahora llevará el nombre de un reconocido científico y naturalista argentino. “El ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner’ cambia su nombre: a partir de ahora se llamará ‘Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno’. Fin.”, escribió el funcionario en su cuenta de la red social X. La megaobra del gasoducto tiene una capacidad para transportar 11 millones de metros […]

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Vaca Muerta: YPF hizo un anuncio sobre el petróleo y hay alegría

La petrolera argentina registró un aumento del 36% en la producción de petróleo en el tercer trimestre de 2024, mientras las exportaciones se duplicaron. YPF fortaleció su presencia en Vaca Muerta y alcanzó niveles récord de producción. El crecimiento de la industria hidrocarburífera argentina mantiene su ritmo ascendente con resultados que superan las expectativas del mercado. La actividad en la cuenca neuquina se transformó en el motor principal del desarrollo energético del país, con números que marcan un antes y un después en la historia del petróleo. Durante el tercer trimestre de 2024, la compañía alcanzó un promedio de 126 […]

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Licitaciones: En obra pública, durante 2024, Mendoza avanza con una importante cantidad de licitaciones

Así lo manifestó el Gobernador Cornejo durante la celebración anual de la Camara Argentina de Constructores delegación Mendoza. El Gobernador Alfredo Cornejo fue uno de los oradores en la celebración anual del Día de la Industria de la Construcción, que realizó la Cámara Argentina de Constructores (Camarco) delegación Mendoza en el Gran Hotel Potrerillos. También participaron en el festejo los intendentes de Ciudad, Ulpiano Suarez; Luján de Cuyo, Esteban Allasino; Malargüe, Celso Jaque, y Santa Rosa, Flor Destéfanis. Además, el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema; la subsecretaria de Infraestructura y Desarrollo Territorial, Marité Badui; el presidente […]

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Política: Mendoza, entre la transición energética y las políticas hidrocarburíferas

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, dio detalles sobre las acciones que lleva adelante la provincia hacia energías limpias, además de la importancia de minerales clave para su desarrollo. Por su parte, el presidente de Emesa, Pablo Magistocchi, expuso sobre las políticas para la atracción de inversiones en el sector de hidrocarburos. La ministra de Energía y Ambiente mendocina, Jimena Latorre, y el presidente de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), Pablo Magistocchi, fueron invitados por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi a exponer las políticas energéticas que lleva adelante Mendoza. Fue en el seminario que […]

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Economía: Vaca Muerta, Bolivia y el ejemplo para no repetir

Hace una década era un ejemplo en la región. Exportaba gas a niveles récord y acumulaba reservas. Pero todo se derrumbó. Hace diez años, en 2014, Bolivia era un ejemplo para Latinoamérica. Especialmente para el progresismo interesado en los buenos modales con el mundo financiero. El 12 de octubre de ese año, Evo Morales era reelecto por el 61,3% de los votos, obteniendo mayorías legislativas envidiables. En medio de dudas por sus intenciones socializantes, había llegado a la presidencia en enero de 2006. Sin embargo, en aquel 2014 mostraba, orondo, que no solo era reelecto, sino que tenía a los […]

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Economía: Vaca Muerta abre la puerta del mundo para exportar energía

El país tiene la oportunidad, muy cercana de alcanzar rápidamente grandes saldos exportables de productos primarios como GNL o elaborados a través del Polo Petroquímico de Bahía Blanca. Argentina tiene en el mediano plazo un panorama de oportunidades en el mundo exportador. Las dos más nítidas son importancia estratégica mundial, en un mundo convulsionado por una impensada guerra que afecta directamente a los insumos: agroalimentos y energía. En el campo energético, como productor de hidrocarburos, se presenta una enorme oportunidad para desarrollar la exploración, producción, agregado de valor y comercialización de gas y petróleo. Sólo con Vaca Muerta el país […]

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Renovables: La producción eléctrica se incrementó un 16,4% hasta octubre y representó el 57,3% del total

España produjo 127.548 gigavatios hora (GWh) de electricidad con energías renovables entre enero y octubre de 2024, un 16,4% más que a estas alturas de 2023, con lo que su aportación al ‘mix’ energético se sitúa en el 57,3%, 8,1 puntos por encima del nivel de hace un año cuando fue del 49,2%. Según los datos extraídos por Servimedia de las estadísticas de Red Eléctrica, la generación renovable subió con fuerza especialmente gracias a las mayores lluvias y permitió que la producción con gas se redujera un 35,5% en comparación con el año anterior, bajando su cuota al 11,6%, 6,3 […]

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Exclusivo: qué dice el acuerdo que firmaránla Argentina y Brasil para impulsar las exportaciones de gas natural desde Vaca Muerta

Los gobiernos de la Argentina y el Brasil están negociando un acuerdo para impulsar las exportaciones de gas natural en firme desde Vaca Muerta hacia el país que preside Luiz Inácio ‘Lula’ Da Silva. Para esto se creará un grupo de trabajo con el objeto principal de viabilizar las exportaciones al Brasil, con un fuerte énfasis en la infraestructura de gasoductos, según se desprende del borrador del documento bilateral final que fue validado por las cancillerías de ambos países al que accedió EconoJournal. Fuentes al tanto de las conversaciones añadieron que sumarán a Bolivia a la rúbrica del acuerdo, por lo que finalmente se trataría de un Memorándum de Entendimiento entre tres países.

La firma de un memorándum entre la Argentina y el Brasil fue adelantada días atrás por el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira. El acuerdo sería formalizado en los días previos a la Cumbre de Líderes del G-20 prevista para los días 18 y 19 de noviembre en Río de Janeiro según lo indicado por Silveira.

La novedad por estas horas es que los gobiernos de la Argentina y el Brasil sumarán a Bolivia a la firma del acuerdo. «La inclusión (de Bolivia) obedece a que se comprometen de entrada en un valor de transporte sujeto a un contrato. Caso contrario no van a respetar el valor», explicó una las fuentes.

Exportaciones en firme y gasoductos

El borrador del documento final aprobado por las cancillerías señala que se establecerá un Grupo de Trabajo Bilateral para trabajar sobre tres modalidades de intercambio de gas argentino al Brasil. Del documento se desprende que los gobiernos están impulsando centralmente las exportación de volúmenes no interrumpibles desde Vaca Muerta.

Los integrantes del grupo buscarán tratar las operaciones de exportación de gas natural bajo tres alternativas de intercambio: Operación Comercial de Exportación de Gas Natural en
firme
, Operación de Intercambio de Gas Natural en Carácter de Emergencia con Devolución, y Operación de Exportación de Gas Natural en Carácter de Oportunidad con Devolución. También se deja la puerta a realizar importaciones de gas temporales o de emergencia desde Brasil.

El grupo de trabajo también evaluará y determinará cuáles son las necesidades de infraestructura necesaria en ambos países para transportar el gas natural proveniente de Vaca Muerta y/u otras cuencas productivas, teniendo en consideración determinados Puntos de Interconexión Gasífera existentes o en carpeta. También considerarán otras alternativas, como el transporte por países vecinos.

Los puntos de interconexión mencionados son el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, Transportadora de Gas del Mercosur, el Gasoducto Cruz del Sur, el proyecto de un Gasoducto de Exportación Dedicado entre Vaca Muerta y Porto Alegre, y el proyecto para un eventual gasoducto de
interconexión entre el Gasoducto del Noroeste Argentino GNEA con el Gasoducto GASBOL a través de territorio paraguayo.

El gobierno de Javier Milei designará como integrantes del grupo al Subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, el Embajador Darío César Celaya, el interventor del ENARGAS, Carlos Casares, y el presidente de Enarsa, Tristán María Socas. Por el lado brasileño estarán la directora de Estudios del Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Heloisa Borges Esteves, el director de Gas Natural de la Secretaría Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, Marcello Weydt, el Jefe de la Asesoría Especial de Asuntos Internacionales del Ministerio de Minas y Energía, Ministro Luís Guilherme Parga Cintra, la ministra-consejera de la Embajada del Brasil en Buenos
Aires, Camile Nemitz Filippozzi, y el jefe del Sector de Energía de la Embajada del Brasil en
Buenos Aires, Igor Goulart Teixeira.

, Nicolás Deza

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Plazos y precios para ofertar en la cuarta subasta de renovables y almacenamiento en Puerto Rico  

Se llevó a cabo la sesión informativa para Stakeholders del cuarto tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) destinado a la adquisición a largo plazo de recursos energéticos para la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de Puerto Rico.    

Se trata del RFP Tranche 4 que persigue la contratación de 500 MW de capacidad de generación renovable y 250 MW de capacidad de almacenamiento de energía con una duración efectiva de 4 horas o de 6 horas.

Accion Group, Coordinador Independiente del Tranche 4, estableció que durante esta semana del 11 de noviembre, comenzarán con los estudios técnicos de los proyectos que el pasado jueves y viernes presentaron sus solicitudes de interconexión y pagaron los fees correspondientes. 

La próxima fecha de calendario comprometida es el día lunes 25 de noviembre, la cual se fijó como límite para la presentación de propuestas del Tranche 4. (ver cronograma completo al pie de la nota).

Plazos y precios de la propuesta

Durante la sesión informativa del Tranche 4, Accion Group ratificó a los proponentes y demás partes interesadas que el plazo para contratos PPOA provenientes de centrales de energías renovables se mantendrá por 25 años y el de contratos ESSA para almacenamiento independiente será por 20 años. 

Además, se aclaró que continuarán en carrera aquellos que oferten un precio de recursos renovables como eólica y solar que no supere los USD 125 MWh y que se mantengan fijos durante todo el plazo de contrato, sin contemplar aumento de precios.

En el caso de almacenamiento independiente, se indicó que el precio para sistemas con una duración efectiva de 4 horas no podrá ser mayor a USD 25,000 MW-mo, mientras que para soluciones con 6 horas de almacenamiento sería hasta USD 33,750 MW-mo. 

Respecto al tipo de proyectos que competirán, es preciso indicar que el Tranche 4 se centra en adquirir proyectos «shovel-ready» (listos para iniciar su construcción) que cumplan con los requisitos técnicos mínimos (MTR, por sus siglas en inglés) que LUMA Energy, como operador del sistema, fijó para los proponentes tanto de ofertas de generación a partir de fuentes eólica y solar, como para soluciones de almacenamiento en baterías de ion litio y otras tecnologías.

Cronograma expedito del Tranche 4

Event Date 
Tranche 4 Proposals  Due November 25, 2024
Brief Opportunity to Cure Proposals December 2, 2024 
Accion Report to Selection Committee December 9, 2024
Selection Committee Report of Accepted Proposals to PREPA Governing Board  December 13, 2024
PREPA Submits Motion to PREB for Contract Approval December 20, 2024 
LUMA Completes Feasibility Studies January 13, 2025
Notice of Award after PREB R&O 1 st Quarter 2025
Contracts Executed after PREB and FOMB Approval  1 st Quarter 2025 
LUMA Completes Facility and Network Upgrade Studies March 6, 2025

Subasta de renovables y BESS en Puerto Rico: nuevo llamado con cambios en las bases y carrera contrarreloj para participar

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Electricidad a precios justos, planeación del sistema eléctrico nacional y soberanía energética

En su calidad de presidenta del Consejo de Administración de la Comisión Federal de Electricidad, la titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, dirigió la Sesión Ordinaria número 66.

En su informe, correspondiente al tercer trimestre del 2024, la directora general de la CFE, Emilia Calleja Alor, enlistó 4 elementos destacados de la reforma aprobada el 30 de octubre: la empresa pública tiene como objetivo cumplir con la responsabilidad social y la accesibilidad al servicio público de electricidad; en el artículo 25° se señala que las leyes secundarias definirán la administración, organización, funcionamiento y procedimientos de contratación y otros actos jurídicos. En el segundo, explicó que la Empresa Pública siempre tendrá la prevalencia, por lo cual, en las áreas de generación y comercialización de energía eléctrica, los privados podrán participar siempre con apego a los objetivos para el desarrollo social y nacional.

El tercer punto relevante que destacó la directora general es que el internet que provee el Estado no va a ser considerado monopolio y en lo que se refiere a CFE Telecomunicaciones e Internet para Todos, podrán eliminarse las ataduras que se tenían para incursionar en el ámbito comercial. Por último, en el cuarto punto celebró la exclusividad del Estado para el control y planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

También dio a conocer las acciones que emprendió el personal electricista de la CFE para restablecer el suministro afectado por el Huracán John en Guerrero, Oaxaca, Colima, Jalisco y Michoacán, el cual afectó a cerca de 400 mil usuarios. Con el objetivo de revertir los efectos negativos en el menor tiempo posible, y con una atención prioritaria a sistemas de bombeo de agua potable, albergues y unidades médicas, laboraron 2,509 trabajadoras y trabajadores con el apoyo de 378 grúas, 873 vehículos, 110 plantas de emergencia, 3 helicópteros y 54 servicios de comunicación satelital.

Asimismo, la titular de la Empresa Pública detalló el apoyo que realiza la Comisión en los proyectos prioritarios encomendados por la Presidencia de la República, entre los que se encuentran: la recuperación de los mineros atrapados en los desafortunados accidentes en las minas de Pasta de Conchos y El Pinabete, en Coahuila. También se realizaron obras para electrificar el 44% del Tren Maya en un tiempo récord de 12 meses. En el Corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec, destacó los trabajos desarrollados en Veracruz, Oaxaca y Chiapas. Por último, informó sobre trabajos de ingeniería, supervisión, subestación y línea de transmisión con un importe de 71 millones de pesos (MDP) que se realizan en el Aeropuerto Internacional Felipe Ángeles (AIFA).

“Estamos implementando un programa de electrificación como apoyo social, asociado regularmente a las grandes obras de infraestructura u obras de construcción de centrales termoeléctricas o hidroeléctricas. Esto implica 657 obras con una inversión aproximada de 692 MDP”, aseveró la directora general de la CFE.

Hacia el cierre de la Sesión, se tomó conocimiento de la designación de consejeros de Gobierno Federal en subsidiarias y filiales.

En la Sesión participaron Edgar Amador Zamora, consejero suplente de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SCHP); Eugenio Amador Quijano, director corporativo de Finanzas; José David Rangel Zermeño, secretario del Consejo; José Manuel Calva Merino, prosecretario del Consejo; y los consejeros independientes: Rosío Vargas Suárez, Héctor Sánchez López, Tito Rubín Cruz y José Antonio Echavarría García.

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Segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026

Se llevó a cabo la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.

El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano.

Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo.

Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.

De esta manera, el Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda.

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MinCiencias y la UPME lanzan convocatoria de investigación para proyectos de Transición Energética Justa

El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), presentó la Convocatoria N° 958. Su objetivo es fortalecer los procesos de planeación minero energética en Colombia desde un enfoque territorial, integrando los ejes de desarrollo económico, social, ambiental y técnico en el marco de la TEJ.

“La decisión del país y del Gobierno del Cambio es avanzar en su proceso de transformación productiva, teniendo como uno de sus propósitos el despliegue de tecnologías limpias y el desarrollo de la industria nacional asociada a energías renovables, con lo cual se daría un importante impulso a la política de reindustrialización del país”, afirmó la ministra de Ciencias, Yesenia Olaya.

Por su parte, Adrián Correa, director general de la UPME, añadió: «Reconocemos que la TEJ se sostiene en la participación activa de la sociedad y la academia, siendo intensiva en el reconocimiento de los saberes. Por ello, en colaboración con MinCiencias, extendemos una invitación a las entidades del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación, así como a la sociedad civil organizada, a participar en esta convocatoria con sus proyectos. Juntos podemos avanzar en la democratización y el acceso a la energía para afianzar nuestra soberanía energética”.

Dentro de las líneas programáticas de la convocatoria, los interesados podrán presentar proyectos relacionados con abastecimiento energético confiable y diversificación de la canasta energética; optimización tecnológica y transformación digital para la planeación minera; transformación del modelo minero-energético para el cambio climático; y planeación minero-energética para el desarrollo sostenible.

Las propuestas serán recibidas hasta el próximo 13 diciembre de 2024 y la publicación de resultados está proyectada para marzo de 2025.

Con el fin de reconocer las perspectivas de los diferentes actores involucrados en las temáticas de la convocatoria y resolver dudas que faciliten el proceso de postulaciones, MinCiencias y la UPME liderarán la Ruta MisiónTEJ, la cual recorrerá seis ciudades del país.

A través de este ejercicio, ambas entidades buscan impulsar el avance de la TEJ desde una óptica territorial. Para mayor información, los términos de referencia de la Convocatoria N°958 están disponibles en:

https://minciencias.gov.co/convocatorias/convocatoria-transformacion-la-planeacio n-minero-energetica-para-la-convergencia

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Conexión Kimal-Lo Aguirre recibe premio latinoamericano por su gestión de información y participación ciudadana

Una vinculación territorial permanente, la debida diligencia en derechos humanos, una comunicación segmentada, con enfoque territorial, de género y etario y amplios canales de comunicación, son los principios que convirtieron al proyecto Kimal-Lo Aguirre en el ganador de los premios de la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, a la Excelencia Energética 2024, en la categoría descarbonización.

El reconocimiento de OLADE tiene como objetivo impulsar y dar visibilidad a las actividades que conllevan a una mejora en el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y los procesos de descarbonización, con el fin de promover la replicabilidad de estos tanto a nivel nacional como internacional. 

El evento de premiación se realizó en una ceremonia en vivo en el marco de la IX Semana de la Energía realizada en la ciudad de Asunción, Paraguay, siendo el evento que representa la mayor reunión anual en Latinoamérica y el Caribe de decisores públicos y privados en materia de energía. En esta edición se recibieron 71 postulaciones de 14 países con el objetivo de reconocer y difundir los mejores proyectos energéticos de América Latina y el Caribe en las áreas de eficiencia energética, descarbonización y energías renovables.

“Desde OLADE hemos reconocido a Conexión Kimal Lo Aguirre por el impacto del proyecto en la Descarbonización del país conectándose con la oferta solar del norte del país y por la prioridad que ha puesto en la participación y aceptación social, indispensables para la ejecución de los proyectos de esta envergadura en el sector energético”, señaló Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

“La transición energética en Latinoamérica tiene un consenso de la importancia de la infraestructura de transmisión, y han reconocido en nuestro trabajo de vinculación territorial un ejemplo a tener en cuenta”, aseguró la representante de Conexión Kimal-Lo Aguirre

El proyecto expuso la experiencia desarrollada en el proceso comunitario temprano, con enfoque en derechos humanos, respeto a pueblos originarios, y los derechos de acceso a la información ambiental y participación en asuntos ambientales que impulsa el Acuerdo de Escazú.

Escazú es un acuerdo regional sobre el Acceso a la Información, la Participación Pública y el Acceso a la Justicia en Asuntos Ambientales en América Latina y el Caribe, y de reciente promulgación en Chile, por lo que “esperamos que nuestra experiencia pueda ser un aporte en la implementación de nuevos mecanismos de relación con la comunidad. Hemos constatado que cuando se comunica de manera oportuna y adecuada, y se invita a participar de manera significativa en las decisiones que afectan sus vidas y su entorno, las personas se involucran en los procesos de participación”, señaló la Gerente de Sostenibilidad, Carola Venegas.

Previo al ingreso del proyecto al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, más de siete mil personas fueron parte de nuestro proceso, a través de observaciones en los canales disponibles, o realizado visitas a terreno, revisado información en talleres cartográficos, puerta a puerta, entre otros”, reforzó Venegas.

Sobre Kimal-Lo Aguirre

El proyecto considera una línea de transmisión de 1.342 kilómetros en corriente continua y permitirá reforzar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dando resiliencia junto con habilitar importantes flujos de energía renovable al permitir transportar hasta 3.000 MW, equivalentes a un cuarto de la demanda diaria del SEN. 

 

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Exar colocó su primera emisión de Obligaciones Negociables por US$ 50 millones

Exar, la empresa argentina dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, colocó su primera emisión de obligaciones negociables (ON) por un monto equivalente a US$ 50 millones, superando su objetivo inicial de US$ 20 millones.  En total, la compañía recibió ofertas por más de US$ 76 millones. La tasa de corte es del 8%, con pago de intereses semestrales y amortización del capital a los 30 y 36 meses, según precisaron.

Los fondos recaudados serán destinados a financiar, principalmente, capital de trabajo y/o refinanciar pasivos para el giro comercial del negocio. 

Pablo Trumper, CFO de Exar, expresó:“El alto nivel de respuesta de los inversores refleja la confianza del mercado en el potencial de la industria del carbonato de litio, así como en la solidez financiera de la compañía y su estrategia de negocio a mediano y largo plazo”.

La operación

La operación se realizó bajo la coordinación de los Bancos Santander e ICBC como Organizadores y Colocadores, mientras que Banco Galicia, Banco BBVA, Macro Securities, Banco Comafi, Balanz, Banco Mariva, Banco Supervielle, Puente, Allaria, Invertironline, TPCG, MAX Capital, Global Valores, Neix, Cohen y otros, actúan como colocadores. 

“Exar cuenta con una sólida posición competitiva en el mercado del carbonato de litio, el respaldo de sus accionistas y una creciente generación de flujo de fondos. Además, opera con firmes proyecciones en cuanto a la generación futura de flujos”, remarcaron desde la minera.

La empresa

La compañía cuenta con una capacidad de producción de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio calidad batería. Está conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) en calidad de accionistas. Tiene sus operaciones en el Salar Cauchari-Olaroz, en Jujuy, y desarrolla el “Proyecto Cauchari-Olaroz”. En la actualidad, la planta se encuentra en la fase de inicio operativo y espera producir entre 20.000 y 25.000 toneladas este año.

“De esta manera, Exar reafirma su liderazgo en el sector del litio, consolidándose como un actor clave dentro de la minería argentina. Su capacidad para superar las expectativas de colocación y obtener una respuesta positiva del mercado, resalta la confianza en su modelo de negocio, su solidez financiera y sus perspectivas de crecimiento”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

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Milei se reunió con autoridades de Shell para discutir inversiones

El presidente Javier Milei se reunió este este jueves en la Casa Rosada con los directivos de la empresa petrolera Shell en el marco de su campaña por promover la llegada de grandes inversiones al país, sobre todo en materia energética.

Acompañaron al mandatario durante el encuentro el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. Del otro lado, participaron en nombre de la compañía el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister; la directora de Integrated Gas & Upstream, Zoe Yujnovich; el vicepresidente de Aguas Profundas, Richard Howe, y la Gerente de Relaciones Corporativas y Gobierno de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Verónica Staniscia.

Se trata del segundo encuentro de Milei con importantes figuras del sector en tres meses, tras su visita a Vaca Muerta en el pasado agosto. En ese entonces, el mandatario se reunió por más de una hora con los CEOs y dueños de las petroleras más importantes del país con presencia en el yacimiento: YPF, PAE, CGC, Chevron Argentina, Exxon, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total y Vista.

El buen trato con el sector energético es fundamental para el Gobierno, ya que junto con el agro y la minería, se posiciona como uno de los actores con mayor peso a la hora de facilitar el ingreso de divisas al país debido a su capacidad exportadora.

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TotalEnergies y Sinopec firman acuerdo de suministro de GNL por 15 años en China

TotalEnergies, una de las mayores empresas energéticas de Europa, y Sinopec, la estatal petrolera china, han firmado un contrato de suministro de gas natural licuado (GNL) de 5 millones de toneladas anuales por un periodo de 15 años, con inicio en 2028. Este acuerdo, establecido en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), es un hito clave para ambas empresas en sus estrategias de expansión en Asia y de descarbonización.

El objetivo de este suministro es fortalecer la disponibilidad de GNL en China, el principal mercado mundial de importación de este combustible, que en 2023 alcanzó 71 millones de toneladas de importación y que, de acuerdo con proyecciones, podría llegar a 163 millones hacia 2040​.

La entrega de GNL por parte de TotalEnergies —que ya suministra unos 5 millones de toneladas anuales a China— representa un pilar importante en su crecimiento en el mercado asiático y responde a la creciente demanda de este recurso, impulsada por la transición energética de China. Como principal sustituto del carbón en la generación eléctrica, el gas natural es una pieza clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el país asiático. Stéphane Michel, presidente de Gas, Renovables y Energía en TotalEnergies, subrayó que el acuerdo con Sinopec reafirma la competitividad de la empresa en el mercado de GNL y contribuye a su posición de liderazgo en Asia​.

Este contrato se suma a la reciente renovación del convenio de TotalEnergies con la estatal china CNOOC, ampliado hasta 2034, lo cual muestra el compromiso de ambas partes por asegurar un suministro estable a largo plazo. Sin embargo, el crecimiento de los contratos de GNL podría llevar a un excedente de este recurso en China a medida que las compras superen el consumo proyectado, lo que impulsaría a empresas como Sinopec y CNOOC a incursionar en la comercialización de GNL hacia otros mercados emergentes, consolidándose así como jugadores clave en el comercio mundial de gas natural​.

Un acuerdo muy oportuno

En 2023, Estados Unidos exportó aproximadamente 14 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) a China, representando un crecimiento de su mercado de exportación a medida que las empresas chinas demandan más energía para abastecer a una economía en expansión. China se ha convertido en el segundo mayor importador de GNL de EE. UU., superada solo por países como Japón y Corea del Sur, y el intercambio entre ambos países sigue siendo robusto, a pesar de los desafíos diplomáticos y comerciales intermitentes​.

Este contexto resalta la relevancia del acuerdo de 15 años firmado entre Sinopec y TotalEnergies, que brinda a China una opción más estable y diversificada para su abastecimiento de GNL. La relación energética entre EE. UU. y China es vulnerable a posibles aranceles y restricciones, especialmente con el triunfo de Donald Trump, en las elecciones presidenciales en 2024.

Durante su anterior mandato, Trump implementó aranceles a productos chinos, lo cual afectó temporalmente las exportaciones de gas hacia el país asiático. Una nueva administración que reactive este tipo de medidas podría elevar los costos del GNL estadounidense, incentivando a China a depender más de socios europeos o de países como Rusia​.

Por lo tanto, el acuerdo con TotalEnergies, que garantiza un suministro de GNL de Europa, podría ser estratégico no solo para diversificar proveedores, sino también para evitar fluctuaciones en precios causadas por tensiones geopolíticas.

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Pampa Energía apuesta fuerte a Vaca Muerta: invertirá US$ 1.500 millones para multiplicar su producción de shale oil

La compañía energética Pampa Energía anunció un ambicioso plan de inversiones para los próximos años, con foco en el desarrollo de sus operaciones en Vaca Muerta. 

Pampa Energía busca así consolidarse como uno de los principales productores de shale oil en Argentina, con una inversión de US$ 1.500 millones destinada a multiplicar por diez su producción en Rincón de Aranda.

La empresa energética presentó resultados positivos para el tercer trimestre, destacando un fuerte crecimiento en la producción de gas y un plan de inversión de US$ 1.500 millones para el desarrollo de Vaca Muerta. Estos resultados confirman el sólido desempeño de Pampa Energía y su compromiso con el crecimiento sostenible.

Con esta inversión, Pampa Energía busca alcanzar una producción de 50.000 barriles de petróleo por día en 2027, consolidándose como uno de los principales actores del sector en Argentina.

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El Gobierno de La Pampa busca impulsar el área “El Medanito”

Se concretó una nueva reunión de la Mesa de Trabajo conformada por el gobernador, Sergio Ziliotto, para analizar la situación del área denominada “El Medanito”. El objetivo del grupo de trabajo es diseñar una propuesta de pliego que contenga las condiciones de borde, comerciales, fiscales, planes de inversión y trabajo a los fines de solicitar autorización a la Legislatura provincial para avanzar con la mejor alternativa de desarrollo del área hidrocarburífera.

Este cuarto encuentro se llevó adelante en la localidad de 25 de Mayo y consistió en una recorrida por las instalaciones del área “El Medanito”, para conocer la zona de baterías, la planta de generación de energía, la de tratamiento de gas y la de tratamiento de crudo y unidad de medición. La jornada culminó con una charla de los directivos de la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia que tienen a cargo la operación del área.

Integración de la Mesa de Trabajo

La mesa se conforma con 13 integrantes representantes del Poder Ejecutivo, el Poder Legislativo, autoridades de localidad de 25 de Mayo y de la empresa Pampetrol.

Esta acción ratifica la decisión del Ejecutivo Provincial, de que los recursos que la Provincia obtenga de la producción de hidrocarburos se destinarán a avanzar en la transición de las energías tradicionales a las renovables.

Estuvieron presentes en esta oportunidad el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de Los Ángeles Roveda; el subsecretario de Hidrocarburos y Miniería, Gonzalo Sondon junto al director de Minería e inspecciones, Cristián Buss; el intendente de la localidad de 25 de Mayo, Leonel Monsalve Ferrer; el diputado provincial por el PRO-MID, Enrique Juan; representantes del equipo de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, y asesores legislativos.

La Mesa de Trabajo se creó por Decreto 1.286 para analizar la situación del área “El Medanito”, cuyo contrato de concesión finaliza en el mes de junio de 2026 y es uno de los contratos más importantes de la Provincia.

Desde el Poder Ejecutivo se trabaja con todos los actores involucrados para diseñar una propuesta y plasmarla en un proyecto de ley a ser remitido al Poder Legislativo Provincial.

Licitación o prórroga

El Gobierno provincial considera como primera alternativa la de convocar a una licitación pública a través de la cual se determiné quien continuará con la explotación del yacimiento, pero en el marco de la mesa de trabajo también se analiza el pedido de prórroga del actual concesionario, la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia.

“La prórroga de la concesión también fue solicitada por la empresa y analizada por el intendente de 25 de Mayo, Leonel Monsalve, en virtud de las inquietudes de distintos sectores de la localidad oesteña vinculados a la actividad petrolera”.

Si bien la Mesa de Trabajo avanza en el análisis de las distintas variables será la Cámara de Diputados la que definirá como prosigue la actividad en el yacimiento Medanito, el tema se definirá a través de un proyecto de Ley que deberá sancionar la legislatura pampeana.

Ante los dos escenarios posibles (prórroga o licitación), la misión fundamental de la Mesa de Trabajo es analizar el modelo de producción del área y cómo van a influir las regalías y demás condiciones contractuales.

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La producción de petróleo shale creció 36% interanual en el tercer trimestre de 2024

La producción de petróleo shale promedió 126 mil barriles día, durante el tercer trimestre del año, y representa un crecimiento del 36% interanual y del 11% respecto al segundo trimestre de 2024. La cifra equivale al 49% de la generación total de YPF.

Por su parte, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre un 111% respecto al mismo período de 2023 y un 37% en relación con los tres meses anteriores. Además, las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, un 15% de la producción total de petróleo.

Durante este período, YPF invirtió u$s1.353 millones y más del 70% de ese total fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.

Por otra parte, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de u$s1.366 millones , crecimiento secuencial impulsado, principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional.

En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional.

La situación de los principales proyectos de YPF

La empresa petrolera informó que en el Proyecto Andes se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron otras siete, ubicadas en Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clusters en Chubut.

Por otra parte, se lleva adelante el proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. Allí se alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo entre Vaca Muerta– Allen, que tiene 130 kilómetros. La inversión total es cercana a los u$s200 millones.

El segundo segmento está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones entre las localidades rionegrinas de Allen y Punta Colorada, que están separadas por 440 kilómetros. La inversión es de alrededor de u$s2.500 millones de dólares. YPF informó que la compañía se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.

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Mendoza: Edemsa recibe una multa millonaria por cortes de luz y deberá compensar a los usuarios

El Ente Regulador Provincial Eléctrico de Mendoza (EPRE) impuso una multa de $2.085 millones a Edemsa debido a las constantes interrupciones en el servicio eléctrico durante el primer semestre del año. 

Esta sanción, una de las más altas en la historia de la provincia, busca resarcir a los usuarios afectados y garantizar una mejor calidad del servicio en el futuro.

Los usuarios de Edemsa recibirán una compensación económica por los numerosos cortes de luz sufridos durante los primeros meses del año. El EPRE ha impuesto una multa millonaria a la empresa distribuidora, cuyos fondos serán destinados a bonificar a los clientes afectados. 

Esta medida busca garantizar que los usuarios sean resarcidos por las molestias y perjuicios causados por las interrupciones en el servicio.

Los fondos recaudados a través de la mencionada multa serán destinados a compensar a los usuarios afectados y a fortalecer el fondo compensador eléctrico.

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Francia impulsa los autos eléctricos para reducir la emisión de gases contaminantes

Francia busca reducir en un 50% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030. Para llegar a este objetivo, se apostará a la presencia de los coches eléctricos y la energía nuclear para vectores, además de un importante plan de renovación de edificios, según explicaron desde el Ejecutivo.

El Ministerio de Francia de Transición Ecológica indicó también que busca alcanzar la neutralidad de carbono para 2050. Esto fue mencionado durante la presentación de su trayectoria plurianual de la energía y su respectiva estrategia de descarbonización.

Las autoridades acercaron esta hoja de ruta después de un año de demora, producto de las citas electorales y dificultades para formar Gobierno. La trayectoria presentada marca una aceleración en la reducción de emisiones contaminantes.

En concreto, si entre 2017 y 2022 el ritmo fue del 2 % anual, Francia se compromete a asumir la ambición europea para pasar a un ritmo del 5% hasta 2030. En otros números, se busca el paso de las 373 millones de toneladas equivalentes de dióxido de carbono (CO2) el año pasado a 270 millones dentro de seis años.

Agnès Pannier-Runacher, la ministra de Transición Ecológica, admitió una ralentización en el ritmo de reducción de las emisiones, en parte producto de las condiciones climáticas adversas. De todos modos, lo tomó de ejemplo para “la necesidad de acelerar” en el proceso.

Francia busca reducir las emisiones

El plan francés prevé disminuir en un 31 % hasta 2030 las emisiones ligadas a los transportes, responsables de dos tercios del total, para lo que la gran apuesta es el coche eléctrico. En ese horizonte, dos tercios de las ventas de automóviles tendrían que ser eléctricos, y pasar de las 140.000 estaciones de recarga actuales a 400.000.

Además, el Gobierno aspira a incrementar un 25 % los transportes públicos y duplicar el transporte de mercancías por tren y los kilómetros de carriles bici, para llegar a los 100.000, además de generalizar el teletrabajo e incrementar progresivamente la tasación de las emisiones de carbono en el transporte aéreo.

En los próximos seis años, Francia se pretende acabar con el 75 % de las calderas de gasóleo, lo que supone 300.000 hogares al año. También se quieren suprimir entre el 20 y el 25 % de las de gas, e instalar un millón de bombas de calor y aumentar las ayudas a la renovación energética.

La industria debe bajar en un 42 % sus emisiones y decantarse por la electricidad, la biomasa y el hidrógeno, además del almacenamiento de CO2.

Sobre la producción energética, el plan pretende limitar la dependencia de fuentes fósiles, lo que significa recortar en un 28,6 % el consumo, apostar por las renovables, esencialmente la eólica, y un relanzamiento de la nuclear. Este último punto se sustancia en la construcción de seis reactores de nueva generación EPR 2 y el estudio de otros ocho, para alcanzar una producción de hasta 400 terawatios hora anuales.

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Economía analiza quitar la segmentación de tarifas para la electricidad y el gas

El Ministerio de Economía estudia eliminar la segmentación para los consumidores de energía eléctrica y gas y solo haya usuarios con o sin subsidio.

“Lo que se está evaluando es prorrogar por otros seis meses el esquema de transición actual, en el cual se van a ir bajando los topes de subsidio hasta que queden solo los dos tipos de usuarios”, dijeron fuentes oficiales de la Secretaría de Energía al diario La Nación.

Hasta ahora, rige la segmentación en tres niveles, que toma en cuenta los ingresos familiares, que diseñó el exministro de Economía Martín Guzmán y que se implementó con la llegada de Sergio Massa.

Si bien el Ministerio de Economía había publicado el decreto 465/2024, en el cual se establecía el esquema de tarifas segmentadas hasta el 30 de noviembre, con posibilidad de extenderlo por seis meses más, en el Gobierno admiten que este esquema de subsidios no se va a implementar.

Actualmente, en gas, los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen una bonificación de 64% del valor de referencia sobre un bloque de consumo y los de ingresos medios (N3), el 55%, respectivamente. Luego pagan el precio pleno de referencia sobre el excedente de ese bloque de consumo.

La idea del Gobierno es ir bajando los topes de bonificación en los próximos seis meses, para que cada vez los hogares paguen una mayor parte del valor de referencia.

Igualmente, el precio de referencia sigue subsidiado también: actualmente equivale a US$3,085 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), cuando el costo promedio del gas en la Argentina este 2024 fue US$4,77 el millón de BTU.

Por lo tanto, las industrias, comercios y los hogares de altos ingresos (N1) también reciben transferencias y pagan el 64% del costo del gas. Con las bonificaciones sobre un valor de referencia ya subsidiado, los N2 cubren el 23% del costo del gas y los N3, el 29%. El resto lo financia el Ministerio de Economía con subsidios.

En electricidad, los usuarios N2 y N3 tienen un consumo bonificado hasta un bloque máximo, que es de 350 kwh por mes para los hogares de ingresos bajos y de 250 kwh para los de ingresos medios. Hasta ese tope de consumo, los usuarios N2 tienen una bonificación de 72% y los N3, el 56%.

Al igual que en gas, como el valor de referencia también está subsidiado (es $63.187 el MWh de un costo sin subsidios de $68.016), las industrias, comercios y hogares de altos ingresos pagan el 93% de lo que cuesta la generación eléctrica; mientras que los usuarios residenciales N2 pagan el 26% hasta 250 kwh de consumo por mes y 93% sobre el excedente, y los N3, el 41% por el consumo bonificado hasta 350 kwh y 93% sobre el excedente.

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¿Qué es y cómo funciona la Academia de Proveedores de YPF?

YPF lanzó la Academia de Proveedores, un innovador programa de capacitación orientado a desarrollar la competitividad de sus proveedores, fortaleciendo su rol en la cadena de suministro. Con más de 5,000 proveedores y la compra de más de 100,000 productos y servicios, YPF depende en gran medida de su red de proveedores, quienes participan en más del 60% de sus operaciones. La Academia busca así profundizar la relación y optimizar el funcionamiento de toda la cadena de valor.

Este programa se estructura en cuatro pilares clave:

  1. Vinculación: En esta fase, los proveedores tienen acceso directo a presentaciones con equipos de YPF, facilitando un vínculo cercano y efectivo que les permita entender mejor las expectativas de la empresa y adaptarse a sus estándares.
  2. Masterclass: A través de estas clases magistrales, YPF nivela el conocimiento de los proveedores en temas relevantes para el sector energético, como estándares de calidad y seguridad. Esto resulta fundamental para que puedan cumplir con los requisitos operativos exigidos.
  3. Programas específicos: Estas capacitaciones intensivas profundizan en temas técnicos, permitiendo a los proveedores obtener habilidades y conocimientos críticos para enfrentar desafíos específicos de la industria.
  4. Pilar Experto: Para los proveedores estratégicos, YPF ofrece una formación personalizada en áreas estratégicas, con un acompañamiento cercano por parte de expertos de la compañía.

Este enfoque de capacitación busca asegurar que los proveedores actuales y potenciales cumplan con los estándares de calidad y seguridad de YPF, basados en su modelo de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.

Además, YPF trabaja en conjunto con varias provincias, como Entre Ríos, para integrar más empresas locales en su red de proveedores, impulsando la creación de empleos y el desarrollo económico en la región​..

Este proyecto es parte de la visión de YPF de transformar a Argentina en un exportador de energía, con una meta de ingresos por exportación de 30,000 millones de dólares para el 2030.

Mesa de desarrollo “Redes de Valor”

Durante la reciente AOG Patagonia 2024, las empresas YPF, Tecpetrol y Shell firmaron un acuerdo para establecer la mesa de desarrollo “Redes de Valor”. Este proyecto busca fortalecer la cadena de valor en la industria de hidrocarburos de Vaca Muerta, impulsando la productividad y competitividad de sus proveedores.

Con el respaldo de los gobernadores de Neuquén y Río Negro, la mesa tiene el objetivo de generar sinergias y fomentar el desarrollo industrial local, mediante inversiones y capacitaciones en colaboración con autoridades y cámaras empresariales locales.

Los ejecutivos de las tres empresas resaltaron la importancia de trabajar en conjunto con los proveedores locales como socios estratégicos. Entre los objetivos específicos de la mesa, se encuentran mejorar la calidad y el compromiso en la cadena de valor, optimizar la infraestructura existente y reducir cuellos de botella en el suministro, siempre cumpliendo con altos estándares de seguridad y cuidado ambiental.

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Precios y proponentes: Honduras recibe cinco ofertas en su licitación de almacenamiento BESS

Honduras celebró el acto de recepción y apertura de ofertas de su primera licitación pública internacional para un proyecto de almacenamiento de energía en baterías. Se trata de un sistema BESS de 75 MW/300 MWh, a ubicarse en la subestación Amarateca. 

Desde la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía (SEN) valoran como exitosa esta convocatoria tanto por los proponentes que participaron como por los precios presentados.   

“Los rangos de las propuestas oscilan aproximadamente entre 50 millones de dólares y 98 que son buenos rangos, según lo que teníamos planeado”, declaró Erick Tejada Carbajal,  gerente general de la ENEE y secretario de Energía.  

Según pudo saber Energía Estratégica, cinco empresas lograron concretar la entrega de sobres y una sexta llegó tarde al acto por lo que no pudo ser contemplada como proponente pero se mantuvo como parte observadora en el salón de sesiones de la Dirección de Licitaciones de la ENEE

“Son consorcios y empresas sólidas con amplia experiencia en el sector energía y en su sector eléctrico; por ende, estamos muy contentos con el proceso de apertura”, añadió Tejada Carbajal en exclusiva para este medio.  

 Según consta en el acta los proponentes que compiten por el suministro, instalación pruebas y puesta en marcha del proyecto mencionado son: 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

A continuación, se detallan los montos ofertados por aquellos participantes y los datos de garantía presentados: 

DATOS GARANTÍA MANTENIMIENTO DE OFERTA

OFERENTE PRECIO DE LA OFERTA MONTO ENTIDAD

EMISORA

VIGENCIA

Consorcio

Windey

Equinsa

Monto Total de la Oferta 

$. 50,240,000.00 

Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas 

$ 1,154,000.00 Ficohsa Seguros

S.A.

Hasta el

11/abril/2025

Empresa Electric Solar S.A. de C.V. Monto Total de la Oferta

$. 87,324,688.29

Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas

Descuentos: Si nuestra oferta es aceptada, los siguientes descuentos serán aplicables de la siguiente manera: 

En caso de no suscribir el contrato de soporte técnico anual integral (STAI) el descuento seria de $ 8,573,251.25;

Por lo que nuestra solución tendría un valor de $78,751,437.04

$. 1,780,000.00 Banco del País

S.A.

Hasta el

16/abril/2025

a las 3:00 p.m.

Representaciones Mecánico Eléctricas, S.A. de C.V. Monto Total de la Oferta

$. 76,786,369.82

Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas

Oferta Alternativa por un monto de

$ 73,764,335.53

Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas

$2,000,000.00 Fianza de mantenimiento de Oferta Emitida MAPFRE Honduras S.A.   Hasta el

7/mayo/2025

Consorcio Amarateca (Sinohidro Corporation Limited-SEL) Monto Total de la Oferta

$ 74,085,149.13

Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas

En lo cual no incluye el costo del segundo al décimo año del servicio STAI (Opcional)

$ 2,470,000.00 Banco Atlántida

S.A.

Hasta el

6/mayo/2025

Consorcio AMERGY Monto Total de la Oferta

$98,602,503.70

Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas

La oferta no viene Foliada, solamente presentó 1 copia y no presentó oferta

No presenta Garantía de Mantenimiento de Oferta No presenta Garantía de Mantenimiento de Oferta No presenta Garantía de Mantenimiento de Oferta

Lo que sigue 

La ENEE llevará a cabo la fase de evaluación, que en primera instancia involucra criterios técnicos y después económicos y legales, para dar a conocer la oferta adjudicada en el marco de esta licitación. 

“Nosotros esperamos que en un mes aproximadamente se culmine el proceso de evaluación tanto técnico económico como legal, y estar firmando contrato en no más de 40 días”, anticipó Tejada Carbajal

De cumplirse aquellos plazos, el sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) se interconectaría a mediados del próximo año 2025.

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Enargas niega que el mayor poder calórico del gas proveniente de Vaca Muerta suponga un riesgo para los usuarios

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) autorizó a partir de este mes un incremento en el poder calórico del gas inyectado en las redes de transporte y distribución para adecuarse a las características del fluido proveniente de Vaca Muerta. La medida generó polémica porque ese mayor poder calórico puede generar más monóxido de carbono. Sin embargo, desde Enargas afirmaron a EconoJournal que las pruebas arrojaron subas insignificantes por debajo del máximo permitido, salvo en el caso de un artefacto viejo que también presentó problemas con el gas de menos calorías.

Las especificaciones que debe reunir el gas natural y otros gases análogos en los sistemas de transporte y distribución fueron definidas inicialmente en los reglamentos de servicio de la licencia de transporte y de la Licencia de distribución aprobados por el decreto 2255/92. Posteriormente esas especificaciones de calidad fueron modificadas por las resoluciones de Enargas 113/94, 500/97, 622/98, I-259/08 y 819/19 adaptándose a las necesidades de la industria en aspectos técnicos y operativos.

En noviembre de 2022 el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) elevó una propuesta para volver a modificar la normativa adaptando los requerimientos técnicos a la realidad de un abastecimiento que posibilite continuar incrementando la producción de gas no convencional en la Cuenca Neuquina.

A fines de agosto de este año, el ente regulador dispuso la puesta en consulta pública de una propuesta consistente en extender el rango del Índice de Wobbe (IW) desde su máximo actual de 12.470 kcal/m3 hasta el máximo de 13.070 kcal/m3 establecido en el Grupo H de la Segunda Familia de la Norma Europea EN 437, y ajustar el poder calorífico superior desde 10.200 kcal/m3 hasta 10.700 kcal/m3.

Finalmente, el organismo decidió avanzar con la modificación. “Se revisaron todas las observaciones y se tomó la decisión de seguir adelante porque ninguna era contundente”, aseguraron a EconoJournal fuentes del Enargas, organismo conducido por Carlos Casares, quien ingresó junto al ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, pero continuó en el cargo luego de la asunción de María Tettamanti, con quien mantiene una buena relación desde hace muchos años.

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Las pruebas

La decisión se basó también en numerosas mediciones realizadas con artefactos hogareños viejos y nuevos. “Los resultados en cuanto a incremento de monóxido de carbono fueron insignificantes y estaban por debajo de los límites que prevé la normativa. Solo un artefacto mostró una cantidad de monóxido de carbono preocupante, un calefón viejo, pero también lo dio con el gas de menos poder calórico. Por lo tanto, el problema era ese tipo de calefón que los usuarios tienen que cambiar”, señaló una fuente del Enargas.

En el ente regulador aclaran además que el poder calórico se elevará en dos tramos. Una primera suba se autorizó ahora y luego volverá a subir en diciembre del año próximo, pero las pruebas ya fueron hechas con el máximo poder calórico que comenzará a regir en 2025.

Por otra parte, remarcan que la decisión constituyó un sinceramiento de algo que ya estaba ocurriendo porque el gas de Vaca Muerta se viene inyectando de modo creciente en las redes de transporte y distribución. “La norma habilita una situación que en los últimos tiempos venía ocurriendo de hecho porque el gas de Vaca Muerta tiene mayor poder calórico y si no se hubiese inyectado deberíamos haber seguido importando GNL como en los años anteriores”, subrayan.

¿Por qué ahora el poder calórico es menor que el que se prevé para el año próximo? Porque cada vez va a haber más gas de Vaca Muerta en el sistema y va a terminar mezclándose cada vez con menos gas de menos poder calórico.

El mayor poder calórico se debe a que al gas no se le quita ni el propano, ni el butano ni el etano, tres elementos que no evitan su transporte, pero que al estar en mayor proporción elevan el poder calórico.  

Qué hicieron Europa y Estados Unidos

El GNL tiene un alto contenido de etano. Por ese motivo, cuando Europa comenzó a importar cada vez más GNL se encontró frente a una disyuntiva similar a la de Argentina. En el Viejo Continente también decidieron autorizar la inyección de un gas con mayor poder calórico. “Nosotros estamos yendo hacia los valores que en Europa ya son aceptados”, remarcan en Enargas. De hecho, las pruebas que hizo el ente regulador fueron con un gas con un alto componente de etano porque los productores van a separar de modo creciente el propano y el butano, pero el etano va a quedar porque solo se va a poder colocar una porción menor en la industria petroquímica.

Ante el mayor poder calórico del gas, Estados Unidos tomó otra decisión. Los productores comenzaron a extraer no solo el propano y el butano sino también el etano, pero eso derivó en un mayor costo que se le traslada al consumidor, una solución difícil de implementar en Argentina donde la tarifa del gas ya viene aumentando para los hogares por la quita de los subsidios y todavía queda un tramo que recorrer hasta que la mayoría pague la tarifa plena.  

, Fernando Krakowiak

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YPF duplicó la exportación de petróleo desde Vaca Muerta en los últimos 12 meses

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados que obtuvo durante el tercer trimestre del año. En este sentido, la compañía exhibió que las exportaciones de crudo Medanito aumentaron en este periodo un 111% respecto al tercer trimestre del año anterior, con un promedio de 39.000 barriles día, lo que significó un 15% de la producción total de petróleo.

Además, la producción de shale oil promedió los 126.000 barriles por día, marcando un crecimiento del 36% respecto al mismo período del año anterior y un 11% en comparación con el segundo trimestre de este año. En esa línea, YPF informó que la producción no convencional representa el 49% de la producción de petróleo total de la empresa.

Rentabilidad

Desde la petrolera que preside Horacio Marín comunicaron que, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de 1.366 millones de dólares, crecimiento secuencial impulsado principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional, especialmente porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, según destacaron.

“En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional”, detallaron desde YPF.

Inversión

YPF invirtió US$ 1353 millones y más del 70% fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.

Avances

La petrolera brindó detalles sobre sus principales proyectos en informó que ya se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas en el marco del Proyecto Andes, el proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por YPF en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. Recientemente, se sumaron siete áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.

En cuanto a la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, la empresa informó que alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo Vaca Muerta – Allen, de 130 kilómetros, con una inversión total de aproximadamente 200 millones de dólares.

El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones que irá desde Allen hasta Punta Colorada, unos 440 kilómetros. También, para este proyecto se precisarán tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs. Esta obra contempla una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares. YPF se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.

, Redaccion EconoJournal

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Inversiones: Pampa Energía invertirá u$s1.500 millones para multiplicar por 10 la producción de petróleo

Los directivos destacaron el avance en el desarrollo de shale oil en el bloque Rincón de Aranda e informaron nuevos máximos en su producción de gas. Además, resaltaron el nivel de generación eléctrica y el de deuda. Pampa Energía presentó sus resultados del tercer trimestre del año y anunció una inversión de u$s1.500 millones para desarrollar sus reservas de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Ante inversores, los directivos de Pampa destacaron el avance en el desarrollo de shale oil en el bloque Rincón de Aranda e informaron que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los […]

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Inversiones: Paolo Rocca estudia una inversión millonaria para “otro Fortín de Piedra”

Lanzaría un desarrollo en Los Toldos II Este. Además Busca producir 70.000 barriles por día de petróleo, el 10% de la producción nacional actual. Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, que comanda Paolo Rocca, analiza lanzar este mes una inversión millonaria para el desarrollo de «otro Fortín de Piedra» en Vaca Muerta. Se trata de Los Toldos II Este, un área de shale oil (petróleo no convencional), con la que podría alcanzar una producción inicial de 35.000 barriles por día (bpd) en octubre 2026 y de 70.000 bpd entre abril y junio 2027. Esta última cifra equivale al 10% […]

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Petróleo: Tecpetrol apunta al shale oil en Vaca Muerta con una meta de 100.000 barriles diarios

Tecpetrol, la empresa de energía del Grupo Techint, se prepara para dar un salto en la producción de shale oil en Vaca Muerta. Luego del éxito alcanzado en la explotación de shale gas en Fortín de Piedra, la compañía ha definido su estrategia para centrarse en el petróleo. Así lo anunció el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, durante el Encuentro Anual del Programa ProPymes, en el que destacó la necesidad de colaboración con proveedores y la importancia de fortalecer la cadena de valor. Markous explicó que la compañía prevé incrementar la producción de petróleo desde los 35.000 barriles diarios actuales […]

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Internacionales: Estados Unidos solicitó rechazar el pedido de Burford para quedarse con acciones de YPF

El Departamento de Justicia norteamericano planteó una serie de discrepancias ante el pedido de los demandantes, al asegurar que «sería contrario a la ley americana y tendría repercusiones adversas para la política exterior del gobierno de los Estados Unidos.» El Departamento de Justicia de Estados Unidos realizó un movimiento importante en el caso de la expropiación de YPF. En un escrito presentado el miércoles por la noche, le solicitó a la jueza Loretta Preska, de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, que no acepte la demanda de Burford y Eton Capital, quienes fueron los que ganaron el juicio […]

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Minería: proyecto de oro y plata Calcatreu recibió permiso para iniciar la construcción

Las autoridades provinciales notificaron a la empresa Patagonia Gold que emitieron la resolución final con el otorgamiento del permiso completo y final para avanzar con el iniciativa. El gobierno de Río Negro otorgó a la minera Patagonia Gold el permiso para iniciar la construcción, desarrollo y producción del proyecto de oro y plata Calcatreu, cercano a la localidad de Ingeniero Jacobacci. Según informó la compañía en un comunicado de prensa, las autoridades provinciales les notificaron el 6 de noviembre que emitieron la resolución final con el otorgamiento del permiso completo y final para avanzar con el iniciativa minera. Tras la […]

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Minería: Solo resta un paso para avanzar con los 34 proyectos mineros de Malargüe

Se firmó dictamen para que la ratificación de las 34 Declaraciones de Impacto Ambiental de los proyectos mineros en el Sur mendocino puedan votarse en el Senado la próxima semana. Este miércoles, en el Senado de la Legislatura provincial, se realizó la reunión conjunta de las Comisiones de Legislación y Asuntos Constitucionales (LAC); Hidrocarburos, Minería y Energía como así también Ambiente Cambio Climático, Riesgo de Desastres, Asuntos Territoriales y Vivienda. Durante el encuentro, se dio despacho favorable a la ratificación de 34 Declaraciones de Impacto Ambiental para proyectos de exploración en el denominado Malargüe Distrito Minero Occidental. Finalmente, la iniciativa […]

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Vaca Muerta: ¿Cómo será el salto en la próxima década?

Los escenarios para el shale oil tienen variables clave en el tablero de control que combinan proyecciones de infraestructura, inversiones y equipos. Todo barril de petróleo incremental que está ofreciendo Vaca Muerta tiene destino de exportación y esa progresión en la producción del no convencional está llevando, este año, al sector de los hidrocarburos a tener un superávit de la balanza energética comercial de unos u$s 4000 millones, y una rápida escalabilidad hasta unos u$s 8000 millones para 2025, de acuerdo a distintas estimaciones. Esas proyecciones en condiciones de alto desarrollo permiten plantear un escenario de más de u$s 42.000 […]

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Informes: El gas, su exportación, y el precio para la demanda interna

El Vicepresidente de Estrategia y Nuevos Negocios de YPF, Maximiliano Westen, describió que «el desarrollo de Vaca Muerta (NQN) permitiría exportar este año hidrocarburos por hasta 5 mil millones de dólares, y en pocos años alcanzar el equivalente a unos 30 mil millones de dólares anuales, todo lo cual significa para las empresas un desafío y una oportunidad». El directivo destacó además la tarea de puesta en valor del reservorio no convencional encarada por la compañía desde 2012 en Loma Campana, y la reducción de costos de desarrollo de pozos logrado en los últimos años, lo que torna a la […]

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Medio Ambiente: El fin de una década de mantas oleofílicas en Neuquén

El gobierno de Rolando Figueroa dejó sin efecto la medida que fue tomada hace diez años para que se utilicen las mantas o bandejas en las locaciones petroleras. En un giro significativo en la regulación ambiental de la industria petrolera en Neuquén, la Secretaría de Ambiente, encabezada por Leticia Esteves, emitió la Resolución N° 0159/2024, que deroga las normativas anteriores sobre el uso de mantas oleofílicas, establecidas en 2014. Esta decisión, publicada en el Boletín Oficial de ayer 6 de noviembre, marca el fin de una década de controversias y debates sobre la efectividad de estas herramientas de contención en […]

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Actualidad: Por error, una petrolera ‘enterró’ US$14 millones en el terreno vecino (y tuvo que cederlos)

El insólito error en Vaca Muerta de la petrolera que enterró US$14 millones en el terreno del vecino (al que debió cedérselos) es el primer caso en el shale local, pero no el único en el mundo. El ministro de Energía neuquino reconoció lo ocurrido en Vaca Muerta, que se buscó mantener en un hermético silencio entre las partes involucradas, pero remarcó también que Argentina no es el único lugar donde pasa esto. El ministro de Energía neuquino reconoció lo ocurrido en Vaca Muerta, que se buscó mantener en un hermético silencio entre las partes involucradas, pero remarcó también que […]

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Marian Milicic: “El sector energético está demandando mayor eficiencia e inversión en tecnología y nosotros nos estamos preparando para eso”

Milicic es una empresa argentina dedicada a las construcciones industriales, viales y civiles. Desde hace más de 20 años la empresa tiene presencia en sectores clave como la industria del Oil&Gas y la minería. En diálogo con EconoJournal, que la entrevistó en la última edición de la AOG Patagonia, Marian Milicic, gerenta general de la compañía, dio cuenta de los principales desafíos que tiene el sector energético y de la oportunidad que posee la empresa de posicionarse como un actor clave para acompañar el desarrollo.

La referente de Milicic remarcó que “el sector está demandando mayor eficiencia e inversión en tecnología para poder llevar adelante los procesos constructivos con mayores condiciones de seguridad. Estamos expectantes de ver cómo va evolucionando la industria para estar a la altura de las demandas de los clientes. Estamos proyectando un año con un buen nivel de actividad. Nos estamos preparando para eso”.

Infraestructura

Milicic advirtió sobre los cuellos de botella que afectan al sector hidrocarburífero y remarcó la importancia de que se lleven a cabo obras de infraestructura de transporte a fin de evacuar el gas y el petróleo de Vaca Muerta para ponerlos en valor.

Creo que también habrá un cuello de botella en la capacidad de las empresas para poder dar servicio en el tiempo que demanda la industria. Porque si la minería empieza a despertar también esto puede provocar incluso que se supere la capacidad de lo que uno puede ofrecer como compañía. Tenemos una oportunidad de ser primeros para atender esa demanda”, puntualizó.

Desafíos

Respecto a los retos que impone el sector energético, la gerenta general de la constructora indicó: “Uno de los desafíos tiene que ver con el tiempo en el que se van concretando las inversiones. Nosotros siempre tuvimos la política de invertir tanto en capital humano como en equipos porque esos son nuestros dos activos”.

Milicic detalló que en las inversiones de la industria del Oil&Gas o del sector minero todo es contrarreloj. “No hay tiempo para invertir en el momento. La oportunidad es siempre para el que está preparado”, enfatizó.

Expansión

El principal segmento de mercado de Milicic siempre ha sido la minería. Casi la mitad del portfolio de la compañía está abocado a ese sector. La otra mitad se divide entre Oil & Gas y algunos proyectos de construcción para energía. No obstante, en el último tiempo la empresa ha decidido apostar a los mercados regionales y a desarrollar operaciones fuera de la Argentina. “Estamos exportando talentos desde la Argentina para poder llevar adelante iniciativas en Perú y en Paraguay,vinculados al desarrollo de infraestructura, minería, energía. Estamos con esta estrategia de diversificar nuestros mercados”, exhibió Marian Milicic.

En marzo de este año, Milicic comenzó los trabajos para el consorcio Besalco–Stracon (CBS), para la ejecución de un proyecto de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios (PIRCC) del gobierno de Perú con el objetivo de adecuar la infraestructura dañada por el fenómeno de “El Niño Costero” en 13 regiones del país.

El proyecto contempla la ejecución de 6.300 metros lineales de diques longitudinales, materializados con bolsas de geotextil tejido, rellenos de material seleccionado, la realización de obras conexas y complementarias -pases de agua, protecciones de canales, cámaras, etc.-, además de 4.990 metros de caminos de acceso y 1.059 m2 de intervención paisajística.

Oportunidades con los minerales críticos

En lo que refiere al plano local y al desarrollo de minerales críticos como el litio y el cobre, Marian Milicic sostuvo: “En el último tiempo hubo una caída fuerte del precio del litio, pero ahora está en un proceso de recuperación. Todas las proyecciones indican que el precio internacional se irá recuperando. Muchos proyectos son viables. Hay empresas muy grandes y anuncios importantes como el que hizo Río Tinto la semana pasada”.

Milicic demostró el acompañamiento de la empresa a la industria y comentó: “Estuvimos en Salta hace unos días porque la empresa coreana Posco inauguró la primera planta para producir hidróxido de litio.
La Argentina tiene un potencial enorme porque posee muchos proyectos grandes de clase mundial. Compartimos la cordillera con Chile, que es el principal exportador de cobre, y eso nos hace pensar en el potencial que hay”.

Consenso

En cuanto al crecimiento del sector minero, la gerenta general de la empresa planteó: “Hace 30 años que estamos en el sector de la minería y nunca antes hubo tanto consenso a nivel país con relación a que puede haber una oportunidad de desarrollo para la Argentina de la mano de la minería. Creo que este es un escenario distinto. Hay consenso sobre que la minería se puede hacer de manera sustentable y dando trabajo a las comunidades locales, que puede ser factor de desarrollo”.

A su vez, expresó que se ha dejado atrás la idea sobre la minería extractiva que generaba rechazo. “Hoy se trabaja distinto. Ahora no podemos desarrollar una iniciativa sin un proyecto que vincule a las comunidades con las empresas locales. Son parte. Hay otra licencia para poder recibir estas inversiones y una necesidad como país de diversificar esta matriz para no depender tanto del campo. Se trata de una oportunidad grande para todos”, concluyó. 

, Loana Tejero

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Ante la salida de Petronas, el CEO de TotalEnergies rechazó invertir en proyecto de GNL en la Argentina hasta no tener acceso al mercado cambiario

El CEO global de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, evaluó que la compañía no analizará seriamente realizar inversiones en proyectos de gas natural licuado (GNL) en la Argentina hasta que se normalice el acceso al mercado cambiario. El tema surgió durante la conversación que el líder de la petrolera de origen francés mantuvo con el presidente Javier Milei en una visita a Casa Rosada realizada el 20 de septiembre, según se desprende de la última call con inversores. TotalEnergies es desde hace 30 años uno de los tres mayores productores de gas natural en el país mediante la explotación de yacimientos tanto en la cuenca Austral como en la neuquina. Su plateau de inversión ronda los US$ 600 millones anuales. La visita de Pouyanné coincidió con la novedad de la salida de la petrolera malaya Petronas del proyecto Argentina LNG que impulsa el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

La petrolera europea publicó la semana pasada los resultados del tercer trimestre del 2024. En la conferencia con inversores para analizar su performance, Pouyanné fue consultado sobre los planes de la empresa en la Argentina, en donde recientemente puso en producción Fénix, un desarrollo offshore de gas en Tierra del Fuego, concretado a través del consorcio CMA 1 que integra junto con Pan American Energy (PAE) y Harbour Energy (ex Wintershall Dea).

El ejecutivo recordó que producen principalmente gas natural en el país y que tienen áreas con potencial de producción de petróleo sin explotar. También señaló que no descartan la posibilidad de destinar mayores inversiones de capital hacia el petróleo y menos al gas natural. No obstante, Pouyanné subrayó que los planes en la Argentina están fuertemente condicionados por las restricciones para tomar y girar ganancias fuera del país.

«Mientras siga igual, como le expliqué al presidente argentino cuando me reuní con él el mes pasado, queremos que nos devuelvan nuestro dinero. No invertiremos más mientras no veamos libertad para repatriar dividendos», disparó el CEO de TotalEnergies.

Sondeo del presidente Milei

Fuentes del gobierno consultadas por EconoJournal indicaron que Pouyanné hizo referencia en realidad a una consulta puntual del presidente Milei sobre la posibilidad de que TotalEnergies pueda ingresar al proyecto Argentina LNG en reemplazo de Petronas. El primer mandatario argentino hizo esa consulta de manera informal dado que la visita ocurrió el mismo día que el diario Clarín anunció la salida de la petrolera malaya del mega proyecto anunciado por YPF.

Pouyanné respondió que una inversión en un proyecto de GNL no es posible con las restricciones vigentes en el mercado cambiario. Sin embargo, ante una consulta realizada por este medio, desde TotalEnergies destacaron que el no acceso a dividendos no impedirá seguir invirtiendo en la Argentina. «Mantenemos y desarrollamos proyectos para seguir creciendo y esto es un hecho, tenemos planes a largo plazo. La puesta en marcha de Fénix es prueba manifiesta de eso», señalaron.

El gobierno e YPF continúan en la búsqueda de socios para desarrollar el proyecto Argentina LNG. El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, dijo en octubre que la petrolera bajo control estatal firmaría un acuerdo con una petrolera internacional para exportar GNL. Desde el gobierno deslizaron que la empresa en cuestión es Shell, sin embargo ese acuerdo no se firmó.

Petronas frenó su decisión de avanzar en el proyecto con YPF, aunque el cronograma establecido en el memorando de entendimiento vigente con la petrolera estatal indica que la empresa malaya tiene que tomar una decisión relevante en el último bimestre del año: debe decidir si integra los fondos necesarios para completar los trabajos de ingeniería de detalle de la planta de licuefacción que YPF quiere instalar en Punta Colorada, Río Negro. En total, son unos US$ 180 millones de inversión, cuya ejecución debe estar comprometida a más tardar en diciembre de 2024.

El presidente Javier Milei junto al CEO de TotalEnergies en Casa Rosada.

, Nicolás Deza

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Plan de contingencia para el verano: el gobierno cerró un acuerdo con Transener para disponer de transformadores de reserva

Se acerca el verano y el gobierno comenzó a tomar definiciones sobre el plan de contingencia que pretende desplegar para evitar cortes de electricidad por falta de energía en los picos de consumo. El área energética del gobierno cerró un acuerdo con Transener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país, y las distribuidoras Edesur, Edenor, EPEC, EPESF y DPEC para poner en operación cuatro transformadores de reserva en nodos críticos para el verano ubicados en las provincias de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y Corrientes, donde se concentra más del 60% del consumo eléctrico del país.

EconoJournal pudo confirmar de distintas fuentes gubernamentales y del sector privado que el Poder Ejecutivo firmará en los próximos días el acuerdo con Transener y las distribuidoras para que las máquinas de reserva de rápida conexión estén operativas. El acuerdo será rubricado por el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), firmará Darío Arrué, el interventor que está de salida del ente regulador, que será reemplazado por Osvaldo Rolando, que aún no fue designado oficialmente por lo que todavía no tiene firma habilitada.

Máquinas en servicio

Los transformadores de reserva de Transener se pondrán en servicios en los nodos críticos: en Ezeiza (Buenos Aires) se instalará uno de 800 Megavolt Amperes (MVA); en Malvinas Argentinas (Córdoba) de 300 MVA; en Romang (Santa Fe) de 150 MVA y en Paso de la Patria de 300 MVA (Corrientes). Transener, que cumple una tarea estratégica porque es la encargada de operar el sistema de alta tensión del país, es la única empresa del país que cuenta con estas máquinas de reserva.

En concreto, el acuerdo implica que la transportista adelanta el uso de las máquinas de reserva a cambio de una remuneración, que será igual lo que regulatoriamente se abona por una máquina de 300 MVA, y el ENRE tiene que habilitar esas máquinas para que sean remuneradas. Por su parte, las distribuidoras tienen que comprometerse a reponer las máquinas y concretar la ampliación (comprar) de transformadores a largo plazo y la Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como la autoridad regulatoria administrativa que tiene que hacer cumplir los compromisos asumidos.

El acuerdo

El acuerdo de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el ENRE, Transener y las distribuidoras contempla los siguientes puntos:

a) Transener pone en servicios las cuatro máquinas de reserva con el compromiso de que se le va a remunerar la ampliación de las máquinas, que será igual a la actual tarifa regulada de un transformador de 300 MVA.

b) Las distribuidoras se comprometan a comprar (reponer) el transformador de reserva de Transener y concretar la ampliación de máquinas para que no se consuma el stock de transformadores. El acuerdo tiene un cronograma que responde a lo que demora la fabricación de los transformadores que es de dos años, según cálculos del sector.

c) Las penalidades del ENRE a la transportista eléctrica serán iguales a las que se implementan regulatoriamente ahora, es decir, se respeta la condición original. El único cambio es que el ente regulador no podrá penalizar a Transener ante posibles fallas de un transformador en servicio porque el plan de contingencia del gobierno le exige poner operativas a todas sus máquinas. Las multas se concretarán si suma más transformadores con fallas.

d) El acuerdo no requerirá de una resolución específica del ENRE. El ente regulador tiene que dar el visto bueno para considerar una ampliación menor del sistema de transformadores en los nodos críticos para que se le informe a Cammesa, que hará la liquidación de la remuneración.

, Roberto Bellato

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Anabática realizará el próximo jueves un nuevo taller técnico de renovables y almacenamiento en Argentina

Anabática Renovables, empresa de servicios de asesoría técnica para empresas desarrolladoras de proyectos eólicos, solares, hidrógeno verde y almacenamiento presente en el mercado desde el 2013, llevará adelante el primer taller técnico argentino en energías renovables y almacenamiento. 

El evento contará con el apoyo de Energía Estratégica, tendrá lugar el próximo jueves 14 de noviembre a partir de las 15:15 horas en la sala de conferencias de AreaTres (El Salvador 5218, Palermo, CABA), y reunirá a referentes de la industria energético de Argentina a lo largo de una jornada excepcional para profundizar en los temas fundamentales del sector, fortalecer la red de contactos y aprender de prácticas y experiencias internacionales aplicables al mercado local. 

» Desde Anabática esperamos que este sea el primero de un gran número de talleres técnicos, que funcionen como un espacio de intercambio de conocimientos y experiencias entre diversos jugadores del sector, para seguir contribuyendo a la maduración y buenas prácticas del mercado renovable argentino», destacó Rodrigo Novas, sub-gerente técnico de la compañía. 

«Argentina está en una posición clave para aprovechar la experiencia desarrollada en los últimos años en el país y combinarla con las vivencias de otros países de la región, logrando así una curva de aprendizaje más rápida y competitiva frente a los próximos desafíos», complementó Marco Zazzini, gerente técnico de Anabática.

El taller técnico abordará factores claves en la toma de decisiones de inversión en el corto, medio y largo plazo; así como también las particularidades técnicas por contemplar en el nuevo mercado que se avecina a través de expertos de primer nivel.  

Por ende, a lo largo de la jornada que organiza Anabática Renovables se enfocará en los principales desafíos normativos para una mayor participación renovable dentro de la matriz, usos, experiencias y dimensionamiento del almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System), y en los modelos y desempeños de proyectos eólicos en la red. 

Además, la sala de conferencias de AreaTres será un espacio de networking junto a todas las partes de la cadena de valor en pos de generar vínculos y negocios que fortalezcan al rubro energético, ya sea durante los coffee break o el cocktail estratégico exclusivo que cerrará el encuentro.  

«Estamos comprometidos con el desarrollo sostenible, modelando el futuro energético. Nos enorgullece tomar la iniciativa de este primer taller, el cual será una plataforma clave para impulsar iniciativas innovadoras y fomentar el crecimiento continuo del sector energético en Argentina», reforzó Ricardo González, gerente general de Anabática, en diálogo con este portal de noticias. 

¿Cómo inscribirse? 

El primer taller técnico argentino en energías renovables y almacenamiento que realizará Anabática el jueves 14 de noviembre en la Ciudad de Buenos Aires aún cuenta con inscripciones abiertas, a través del siguiente formulario se puede enviar la solicitud que será confirmada por el equipo organizador (clic aquí). 

 Agenda del evento 

  • 15:15 – Recepción y acreditaciones 
  • 15:45 – Palabras de bienvenida Matias Medinilla | Energía Estratégica 
  • 16:00 – Principales retos regulatorios para el buen desarrollo de las energías renovables – Juan Cruz Azzarri | MHR Abogados 
  • 16:30 – Uso BESS para soporte de redes – Franco Lomello| Huawei Argentina 
  • 17:00 – Coffee Break 
  • 17:15 – Modelización eléctrica del comportamiento y desempeño de aerogeneradores en la red – Alessio Pedicone | Vestas Argentina 
  • 17:45 – Paso horario, dimensionamiento BESS, experiencias y retos – Rodrigo Novas | Anabática Renovables 
  • 18:15 – Palabras de cierre – Ricardo González | Anabática Renovables 
  • 18:30 – Cocktail estratégico 

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Genera PR convoca a proveedores de servicio para su proyecto Cambalache BESS 

Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, avanza en un nuevo proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) vinculado a uno de sus proyectos de sistema de almacenamiento de energía de batería (BESS) en Puerto Rico. 

Se trata del evento “GENERA PR RFP- 4736” para contratar Servicios de Obras Generales para Cambalache BESS, que tendrá una capacidad de 52 MW y 208 MWhr de energía.

Rafael Rodríguez-Ema, Corporate Affairs de Genera PR, detalló que con este llamado “se busca contratar servicios para la preparación del área, instalación de las baterías y comisionamiento de las mismas”.

Los proveedores que deseen participar por la adjudicación de ese contrato, podrán encontrar todos los documentos vinculados al proyecto en la plataforma Power Advocate, gestionada por Wood Mackenzie (ver más). Quienes se registren y cumplan los requisitos de esta convocatoria podrán enviar sus propuestas hasta el 21 de noviembre del 2024. 

Al respecto, es preciso indicar que Cambalache BESS forma parte de todo un plan de Genera PR para adicionar unidades BESS con una capacidad total de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años. 

Para la totalidad de unidades, Tesla Puerto Rico fue seleccionada por Genera PR para suministrar equipos, soluciones y servicios de soporte complementarios tales como, inversores, pruebas de rendimiento de arranque y puesta en servicio, Sistemas de Gestión de Energía (EMS), Sistemas de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA), entre otros. 

Con esta convocatoria complementaria, se busca al epecista más idóneo para realizar las obras previas en el terreno, efectuar la instalación y puesta en marcha de estas baterías, que hasta el momento serían Tesla (resta la aprobación de FOMB y P3) en Cambalache. 

“Las BESS en Cambalache serán instaladas a una elevación particular para mitigar cualquier riesgo de inundación”, indicó el Corporate Affairs de Genera PR en relación a particularidades de este proyecto. 

En exclusiva para Energía Estratégica, anticipó que ya están preparando los llamados para cubrir los servicios de las otras unidades que se instalarán en Vega Baja, Costa Sur, Palo Seco, Yabucoa y Aguirre para totalizar los 430 MW de BESS en Puerto Rico.

“Próximamente, se estarán publicando convocatorias adicionales para cada una de las localidades”, aseguró Rafael Rodríguez-Ema, Corporate Affairs de Genera PR.

Genera PR selecciona a Tesla en su licitación de almacenamiento BESS en Puerto Rico 

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AUDER propondrá un nuevo acuerdo acuerdo multipartidario de energía con miras al 2040-2050

Diego Oroño, actual gerente de proyectos de Ingener, fue confirmado como nuevo presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) durante las pasadas elecciones de los integrantes, titulares y suplentes de la Comisión Directiva y Comisión Fiscal para el periodo 2024 – 2026. 

La directiva mantiene la titularidad de cuatro de los cinco anteriores directores que trabajaron en los últimos dos mandatos (el restante estará suplente en la CD), se enfocará en que todas las fuerzas políticas del país se involucren en un nuevo compromiso a largo plazo para el sector. 

“Tenemos como objetivo lograr un nuevo acuerdo multipartidario de energía con vistas al 2040 o 2050, considerando que el anterior tuvo un enfoque al año 2030 y fue clave para atraer inversiones, brindar seguridad jurídica y servir como hoja de ruta”, indicó en diálogo con Energía Estratégica

“Nos gustaría tenerlo listo antes del 1° de marzo de 2025, fecha en la que asume el nuevo gobierno. Incluso, los dos candidatos a la presidencia (Yamandú Orsi por el Frente Amplio y Álvaro Delgado por el Partido Nacional) se comprometieron a trabajar en ello, por lo que la mesa está servida para que se cumpla”, agregó. 

Es decir que se actualizará el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por la que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas. 

La meta será ampliar el horizonte a, por lo menos, diez años, donde se vuelque todo lo trabajado por el sector energético, como mayor participación de la generación renovable, la hoja de ruta de hidrógeno verde del país (hecha ley meses atrás) y más objetivos vinculados a la movilidad eléctrica. 

La hoja de ruta de H2V proyecta que, hacia el 2040, la producción de hidrógeno a nivel nacional podría acercarse a un millón de toneladas por año, lo que requerirá la instalación de aproximadamente 18 GW de capacidad renovable (9 GW solares y 9 GW eólicos) y 9 GW en electrolizadores. 

Mientras que el costo nivelado de H2 alcanzaría se ubicaría entre 1,2 y 1,4 USD/kgH2 en la región oeste y de entre 1,3 y 1,5 USD/kgH2 en la región este del país, para una escala superior a 500 MW hacia el año 2030.

“Debemos lograr que esa hoja de ruta posea consenso de todo el espectro político, ya que contiene objetivos fundamentales de renovables; como también generar acuerdos con objetivos concretos sobre paquetes de renovables para la cobertura de la demanda eléctrica que va en crecimiento”, subrayó Oroño.

“Del mismo modo, se debería definir una fecha en la cual no se venderán más vehículos a combustión interna en Uruguay. Me gustaría que sea en 2035 o 2040, objetivos posibles y una gimnasia que el país ya tiene para sentar a técnicos de los distintos partidos políticos en una mesa y ponerse de acuerdo en distintas líneas de interés”, complementó. 

Futuras reuniones con autoridades

El flamante presidente de AUDER vaticinó que, una vez se conozca quien gobernará Uruguay en los siguientes cinco años (Orsi o Delgado), la asociación buscará llevar adelante un desayuno de trabajo con el posible ministro de Industria, Energía y Minería (cargo que hoy ocupa por Elisa Facio). 

¿Por qué? “Antes de fin del 2024, queremos tener una visión de lo que vendrá en los próximos años para el sector energético del país”, aseguró a sabiendas que quien resulte ganador del balotaje de noviembre y posterior nombramiento de la autoridad del MIEM dará su impronta a la política energética nacional, ya sea con más o menos participación del Estado y del sector privado. 

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DAS Floating Solutions: pioneros del futuro de la energía solar en el agua

A medida que aumenta la demanda de energías renovables, la tecnología de energía solar flotante (FPV, por sus siglas en inglés) representa un enfoque innovador para generar energía solar, ganando popularidad a nivel mundial. Situadas en cuerpos de agua como lagos, embalses y zonas costeras, las instalaciones FPV reducen la necesidad de grandes extensiones de tierra.

El efecto de enfriamiento del agua mejora la eficiencia de los sistemas solares flotantes, lo que resulta en una mayor producción de energía que los sistemas tradicionales en tierra.

Además, ofrecen ventajas medioambientales al minimizar la evaporación del agua, reducir el crecimiento de algas y mantener temperaturas más bajas en los paneles, lo que lleva a una mayor eficiencia. A nivel global, se proyecta que la capacidad de FPV alcance los 62 GW para 2030, con Europa a la vanguardia de la adopción de FPV.

DAS Floating Solutions aprovecha las superficies acuáticas para desplegar sistemas solares avanzados que generan energía mientras preservan los valiosos recursos terrestres.

Los sistemas FPV de DAS Solar utilizan módulos bifaciales tipo N avanzados, diseñados para soportar los desafíos de condiciones húmedas y variables en el agua.

Con sistemas de montaje robustos y tecnología resistente a los rayos UV, DAS Solar asegura una durabilidad óptima y una producción de energía confiable en aplicaciones FPV.

Proyectos PV complementarios en acuicultura: una solución integral

A medida que el costo de la tierra para plantas de energía aumenta rápidamente, los recursos limitados de tierra han llevado a un cambio de enfoque hacia cuerpos de agua más grandes, impulsando el rápido crecimiento de las granjas solares flotantes.

En este contexto, DAS Solar ha innovado con el modelo de PV complementario en acuicultura, un enfoque energético innovador que combina la generación de energía solar con la acuicultura.

La instalación de módulos solares reduce eficazmente la evaporación de la superficie del agua, suprime el crecimiento excesivo de algas y proporciona un entorno acuático más claro y estable para los peces.

Además, las áreas sombreadas debajo de los paneles crean un hábitat ideal para especies de peces que prefieren sombra, mejorando la biodiversidad y la calidad y eficiencia de la producción pesquera.

Este modelo no solo aborda las escaseces energéticas y reduce las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también beneficia directamente a las comunidades locales al aumentar el valor de la pesca y generar empleo, actuando como un nuevo motor para el crecimiento económico local.

Otra ventaja clave del modelo PV complementario en acuicultura es que los paneles solares pueden aprovechar completamente la luz solar reflejada en la superficie del agua, mejorando la eficiencia de la generación de energía.

Mientras tanto, el agua relativamente más fría proporciona un efecto de enfriamiento natural para los módulos, evitando el sobrecalentamiento, extendiendo la vida útil del sistema, mejorando la eficiencia de la utilización de la energía y reduciendo los costos de generación.

Un excelente ejemplo de este modelo es el proyecto base de 650 MW de energía eólica-solar-almacenamiento en Fuyang, Anhui. Como el primer proyecto integrado de energía renovable en el Delta del río Yangtsé, esta instalación combina la generación de energía solar, la acuicultura y la gestión del agua para fomentar un ecosistema autosostenible.

Este enfoque optimiza el uso de grandes superficies de agua, instalando paneles solares sobre estanques de peces para generar energía mientras se proporciona sombra que estabiliza las temperaturas del agua, reduce la evaporación y mejora las condiciones del hábitat de los peces.

Otro proyecto destacado es el Proyecto de PV Complementario en Acuicultura Longhu de DAS Solar en Hainan, que ha demostrado una notable resistencia a través de su innovador sistema de montaje flexible. Después de resistir múltiples eventos climáticos extremos, incluidos los tifones Talim y Koinu con vientos que superaron el nivel 12, el sistema sigue funcionando de manera estable.

En esta área propensa a tifones, el proyecto establece un modelo de generación de energía verde con paneles solares generando electricidad en la parte superior mientras los peces se crían en la parte inferior, permitiendo un uso más eficiente de los recursos de los estanques de peces y apoyando aún más el desarrollo sostenible de la industria local.

Las instalaciones de PV complementario en acuicultura de DAS Solar subrayan los beneficios medioambientales y económicos de combinar la producción de energía con la acuicultura sostenible, ofreciendo valiosos conocimientos para las regiones que buscan maximizar el uso de los recursos naturales mientras apoyan la revitalización rural.

Proyectos FPV en alta mar: un nuevo horizonte para la energía basada en el océano

Siguiendo la trayectoria de desarrollo de la energía eólica, se espera que la industria PV también progrese desde la tierra hacia el mar, y desde aplicaciones en aguas poco profundas hacia las de alta mar.

El sector de la energía solar marina está ganando rápidamente impulso, respaldado por políticas gubernamentales favorables y avances tecnológicos. Los sistemas marinos se benefician de la mínima sombra, amplias superficies marinas y una reducción en la cobertura de nubes, lo que contribuye a una generación de energía constante y una mayor producción.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) predice que la capacidad de FPV marina podría superar los 100 GW a nivel mundial para 2050, representando casi el 20% de las instalaciones solares en el mundo.

China, con su extensa costa y alta demanda energética en las provincias costeras, tiene un notable potencial para la expansión de la energía solar marina. DAS Solar ha aprovechado esta oportunidad, comenzando su exploración en FPV marina desde 2019, liderando en el desarrollo de productos, innovación tecnológica y pruebas de validación de aplicaciones.

La compañía establece una cadena integral de I+D que abarca estructuras flotantes, sistemas de anclaje y mantenimiento. Al integrar materiales poliméricos de vanguardia que imitan el aluminio pero a un costo menor, ha logrado una reducción significativa en el LCOE de los proyectos marinos, haciendo que estos sean competitivos en costo con las fuentes de energía tradicionales.

Para la estructura flotante, DAS Solar combina las fortalezas de los sistemas multi-flotantes de aguas interiores y los grandes sistemas flotantes de alta mar utilizando flotadores tipo caja, soportes rígidos y conexiones flexibles, formando una disposición rectangular para una cobertura completa de la superficie acuática mientras promueve la restauración ecológica marina.

Mientras tanto, el «Proyecto Inteligente de Acuicultura Cercana a la Costa» de DAS Solar se encuentra en proceso de aplicación, representando el compromiso de la empresa con los entornos marinos de uso múltiple. A través del diseño de sistemas de montaje flexibles de gran altura y gran alcance, se puede crear un rancho marino automatizado e intensivo.

Esta solución no solo reduce la contaminación marina causada por el modelo tradicional de cría, sino que también logra la doble función de cría + generación de energía al erigir el equipo de generación a más de 2 metros de altura. Además, para las islas y arrecifes en el mar abierto, DAS Solar está solicitando una solución de «Sistema de Soporte Vital para Islas en Alta Mar», que lleva a cabo la cría bajo la superficie marina a través de un sistema flotante distribuido en matriz, integrando generación de energía, producción de hidrógeno, producción de agua dulce y cultivo sin suelo.

Una perspectiva promisoria para las soluciones flotantes de DAS

Actualmente, el FPV está entrando en una fase de crecimiento rápido, trabajando junto con la energía solar en tierra, la energía solar C&I, la BIPV y la energía solar en techos para impulsar aún más la aplicación y adopción de la energía solar. En entornos acuáticos desafiantes, los módulos fotovoltaicos enfrentan una considerable tensión mecánica, fluctuaciones de temperatura, alta salinidad, humedad y fouling biológico.

DAS Solar asegura la fiabilidad de sus módulos mediante rigurosas pruebas, que incluyen inspección visual, pruebas EL, STC, aislamiento y pruebas de fuga de humedad, así como el uso de materiales altamente resistentes a las inclemencias del tiempo. La empresa realiza análisis de amarre, pruebas especializadas en piscinas simuladas y ensayos de campo para garantizar un rendimiento robusto.

Con sus innovadoras soluciones DAS Floating, DAS Solar está abriendo el camino para aplicaciones renovables innovadoras en diversos entornos acuáticos.

Desde instalaciones integradas en acuicultura hasta avances en FPV en alta mar, DAS Solar muestra el potencial de la energía renovable para operar de manera sostenible en diversos paisajes acuáticos y demuestra cómo la tecnología FPV puede desempeñar un papel fundamental en la transición energética limpia y la neutralidad de carbono.

A medida que la energía solar flotante se expande para satisfacer las crecientes necesidades energéticas, el compromiso de DAS Solar con la sostenibilidad lo posiciona como líder en la transformación del panorama energético global.

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Nace ROPEAL, la Red de Operadores de América Latina y el Caribe

La Red de Operadores de América Latina y el Caribe (ROPEAL) se creó para afrontar los desafíos de la transición energética, mejorar la eficiencia y la resiliencia de los sistemas eléctricos, y fomentar un desarrollo sostenible en la región.

Esta iniciativa fue presentada durante la IX Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y contó con la presencia de operadores de siete países de la región: Chile, Uruguay, Colombia, Brasil, República Dominicana, El Salvador y Guatemala. 

En el marco de dicho evento, representantes de estos operadores firmaron una “Declaración de Compromiso” para la colaboración e intercambio de experiencias, fijando en ella también los principios y lineamientos de la Red (ver).  

También fue constituido el Consejo Directivo de la Red al designarse a sus principales autoridades. Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile y Silvia Alvarado de Cordova, presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala, fueron nombrados como presidente y vicepresidenta, respectivamente. 

“Agradecemos mucho el apoyo del secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, ya que la entidad se ha comprometido con la red en fungir como Secretaría Técnica de esta nueva iniciativa”, declaró la vicepresidenta de ROPEAL

De esta manera, el Consejo asumirá la coordinación de la red y liderará las iniciativas estratégicas, contando con la colaboración de la Secretaría Técnica que proveerá apoyo operativo y administrativo para garantizar el buen funcionamiento de la red.

A partir de allí, OLADE junto al Consejo y colaboradores rotativos, se encargará de realizar viabilizar el desarrollo de estudios que contribuyan a los objetivos de la red; facilitar la comunicación; elaborar y distribuir actas, informes y documentos de trabajo; apoyar en la preparación de eventos; y, coordinar las reuniones remotas y presenciales. 

En diálogo con Energía Estratégica, Alvarado de Cordova comentó que el propósito es empezar este mismo año con las reuniones que permitan integrar a los colegas que no pudieron asistir al lanzamiento.  

Está previsto que la última semana de noviembre sea la primera convocatoria a la Red para constituir formalmente el Consejo con todos sus miembros y priorizar los temas de agenda que se van a abordar.

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Colombia analiza: energía nuclear, futuro y tecnología, confiabilidad, contratación de energía y remuneración de la comercialización

La agenda académica del segundo día del 29° Congreso MEM abordó múltiples temas de relevancia global y nacional.

La ponencia inicial, «Transición energética, una carrera contra el clima», estuvo a cargo de Bárbara Tapia, coordinadora técnica en servicios de la Organización Meteorológica Mundial, quien planteó que 2023 fue un año crucial debido al impacto del cambio climático, marcando récords de temperatura y eventos extremos como el Fenómeno de la Niña y el inicio de El Niño.

Tapia resaltó la importancia de los servicios climáticos en sectores clave como la agricultura, la gestión del riesgo de desastres, la energía, la salud y los recursos hídricos, para tomar decisiones informadas y adaptarse a los cambios. De la misma manera, enfatizó la necesidad de adaptación en el sector energético para aumentar la resiliencia frente a fenómenos climáticos, mencionando proyectos como Enandes, que apoyan la adaptación al cambio climático en Chile, Colombia y Perú, promoviendo la colaboración entre el servicio climático y el sector energético.

En la intervención titulada «Centro de control del futuro, impulsando la transición energética», a cargo de María Nohemí Arboleda, Gerente General de XM, se detallaron las prioridades clave para la operación del Sistema Interconectado Nacional y la administración del Mercado de Energía Mayorista.

Entre las prioridades se destacan la creación de un mapa del futuro energético en Colombia y la necesidad de integrar nuevas tecnologías para administrar la incertidumbre, evolucionando hacia la integración de nuevas formas de trabajo, desarrollo de nuevos modelos de negocio, ciberseguridad, y sistemas avanzados de supervisión, control y protección sistémicos.

También se mencionaron temas como una mayor competencia, desintermediación, demanda activa, la implementación de herramientas para la planeación, pronóstico, operación y análisis, y la descentralización, la simulación y el entrenamiento.

Además, se presentaron cifras que demuestran que la transición energética es una realidad: hoy en Colombia cerca del 9% de la capacidad efectiva neta es solar y eólica, el 32% está en pruebas y 1471 MW ha sido el máximo real horario de producción solar y eólica. En síntesis, en 2024 la integración de generación solar comienza a reflejarse en la curva de demanda neta y los requerimientos de balance, y, de la misma manera, se empieza a evidenciar la variabilidad de estas fuentes en la operación en tiempo real.

Para finalizar, se explicó que, para responder a los retos de la transición energética, desde XM se definió un mapa de ruta fundamentado en el aprendizaje automático para optimizar la operación y mantenimiento, la gestión de datos avanzados para análisis predictivo y toma de decisiones en tiempo real, la implementación de soluciones de ciberseguridad robustas, la adopción de estándares abiertos e interoperabilidad entre sistemas, la gestión de altos volúmenes de información, la veracidad y priorización de la información, y la aplicación de tecnologías de realidad virtual y aumentada, todo con el objetivo de potenciar la capacidad humana en la toma de decisiones y en la administración de riesgos.

Panel: «La energía nuclear en Colombia: situación actual y desafíos»

En este panel participaron Javier Campillo, Viceministro de Energía; Luis Fernando Guarín, asesor técnico de la Autoridad Reguladora Nacional en Radioprotección en Uruguay; María del Mar Pizarro, Representante a la Cámara de Representantes; Camilo Prieto, Embajador para Colombia del Instituto Mundial para la Seguridad Nuclear; y fue moderado por José Lenin Morillo, Subdirector de Energía Eléctrica de la UPME. Se destacó la importancia de la energía nuclear como una fuente eficiente y sostenible para satisfacer la creciente demanda de energía.

Durante el panel se subrayó que, en comparación con otras fuentes como la hidráulica y la solar, la energía nuclear puede producir grandes cantidades de energía con el uso mínimo de suelo.

A pesar de los desafíos técnicos y regulatorios, se considera una opción viable para alcanzar la soberanía energética y reducir las emisiones de CO2, contribuyendo de manera significativa a los objetivos climáticos del país.

El panel también abordó la necesidad de una legislación clara y recursos adecuados para el desarrollo seguro y sostenible de la energía nuclear en Colombia. Se enfatizó la necesidad de colaboración entre el sector público y privado para impulsar proyectos innovadores y la importancia de una regulación que garantice seguridad jurídica a largo plazo.

Además, se discutió el papel esencial de la energía nuclear en el soporte a otros sectores, como el de los vehículos eléctricos, y la urgencia de modernizar las infraestructuras nucleares existentes para cumplir con las metas energéticas nacionales para 2030 y 2050.

Javier Campillo, viceministro de Energía en Colombia, afirmó: “Sabemos que si no incluimos energía nuclear a 2050 no llegamos a la meta de descarbonización. Aunque la tecnología nuclear presenta altos costos iniciales, su capacidad para generar grandes cantidades de energía con una mínima huella de suelo la convierte en una pieza clave en el panorama energético futuro.”

Ponencia: «Confiabilidad como reto del sector eléctrico»

A cargo de la consultora Carmenza Chahín, esta ponencia abordó la importancia de la coordinación entre la generación y la transmisión en el sector eléctrico, destacando la necesidad de señales regulatorias adecuadas y la adaptación a nuevas condiciones climáticas.

  • Coordinación entre generación y transmisión: La separación entre generación y transmisión no debe implicar una falta de coordinación en la planificación, ya que es esencial para la expansión eficiente del sistema eléctrico y la gestión de costos conjuntos.
  • Desafíos regulatorios y tecnológicos: La falta de señales regulatorias claras está causando un exceso de solicitudes de conexión, y el desarrollo de proyectos de generación avanza más rápido que la capacidad de transmisión y almacenamiento disponible.
  • Adaptación a nuevas condiciones climáticas: Las proyecciones actuales no consideran adecuadamente las restricciones en la oferta de combustibles fósiles y los nuevos fenómenos climáticos, lo que requiere trabajar en un entorno de cambio climático y adaptar las infraestructuras.

Chahín también hizo referencia a que los precios negativos no son teóricos y que, aunque coyunturales, reflejan un desequilibrio entre oferta y demanda, impulsado por la alta producción de energía renovable y la baja demanda en ciertos momentos. Se prevé que esta situación no sea solo coyuntural, sino estructural en países con transiciones energéticas aceleradas.

Panel: «Retos en la contratación de energía»

En este panel participaron Wilman Garzón, Vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil de Colombia; Juan Carlos Téllez, Gerente General de Derivex; Ángela Sarmiento, Secretaria Técnica del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua; Martha Aguilar, Directora Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía; Sandra Stella, Directora Ejecutiva de Asoenergía; y fue moderado por Andrés Pesca, Director de PSK Energy. En este espacio se abordaron diversos desafíos y oportunidades en la evolución regulatoria del mercado energético.

Los expertos destacaron la importancia de mejorar los tiempos de adjudicación y fomentar la participación de la oferta en el SICEP, así como la necesidad de ajustar los contratos estandarizados.

Se discutió también la entrada de mercados anónimos y estandarizados, que promueven el acceso, reducen el riesgo y aportan estabilidad. Las conclusiones incluyeron la urgencia de realizar ajustes regulatorios, implementar mecanismos que revelen precios para guiar el mercado y fomentar una mayor diversificación en la contratación energética.

Panel sobre «Remuneración de la actividad de comercialización»

Este panel contó con la participación de Claudia Ángela Navarro, socia en Brigard Urrutia Abogados; José Camilo Manzur, Director Ejecutivo de Asocodis; Omar Serrano, Gerente de la Compañía Energética de Occidente; Alessandra Amaral, Executive Director de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas; y fue moderado por Jorge Valencia, socio en Asesorías en proyectos y energías. Se planteó que la comercialización de energía en Colombia atraviesa un momento complejo, enfrentando una encrucijada de flujo de caja y un creciente descontento de los clientes debido a los elevados costos. Esta situación plantea importantes retos sociales, ya que es crucial comunicar de manera efectiva a la población la necesidad de mantener una cadena de suministro energético sostenible en el corto y mediano plazo.

Se mencionó la necesidad de mantener la confianza, la estabilidad jurídica y la oportunidad en las decisiones alrededor de la actividad de comercialización. También se subrayó la importancia de aplicar flexibilidad tarifaria, integrar la medición inteligente, avanzar en digitalización, centralizar procesos y realizar un análisis técnico-económico riguroso del impacto de las normas emitidas por el regulador.

Próximos temas del 29° Congreso MEM

Para finalizar el 29° Congreso MEM, hoy se tendrá la intervención del Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho, junto a los paneles de Lecciones de El Niño 2023-2024 y Reflexiones para el desarrollo de ciudades inteligentes, DER, comunidades energéticas y movilidad eléctrica. Además, se presentarán las ponencias: Misión transmisión, el punto de inflexión del sistema eléctrico colombiano a cargo de Carlos Adrián Correa, Director de la UPME; Futuro del gas, a cargo de Luz Stella Murgas, Presidente de Naturgas.

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YPF tercer trimestre: Fuerte aumento de la producción y EBITDA de U$S 1.366 millones

YPF informó que “durante el tercer trimestre del año la producción de petróleo shale promedió los 126 mil barriles día, con un crecimiento de 36 % respecto al mismo período del año pasado y 11 % respecto al segundo trimestre de este año. Hoy representa 49 % de la producción total de petróleo de YPF” (2T24: 46% y 3T23: 39%).

En tanto, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre 111 % respecto al tercer trimestre del año pasado y 37 % en relación con el trimestre anterior.

Las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, equivalente al 5 % de la producción total de petróleo de la compañía.

Durante este período, YPF invirtió 1.353 millones de dólares y más del 70 % fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4 de la compañía.

En materia financiera, el EBITDA ajustado ( beneficio antes de intereses, impuestos y amortización) fue de 1.366 millones de dólares, crecimiento secuencial impulsado principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale, y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y una menor producción convencional, en particular porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, se explicó.

En términos interanuales, el crecimiento del EBITDA del 47 % se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional.

Avances de los principales proyectos de YPF:

  • Proyecto Andes: Ya se firmaron 9 acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron 7 áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.
  • Proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur : Se alcanzó un grado de avance de 50 % en la construcción del primer tramo (Vaca Muerta – Allen, de 130 km), con una inversión total del orden de los 200 millones de dólares. El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones (Allen – Punta Colorada, de 440 km), tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs, con una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares.
  • La compañía se encuentra a pocos meses de iniciar la construcción, se indicó desde YPF.
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Pampa Energía invertirá U$S 1.500 millones para desarrollar reservas de shale oil en Vaca Muerta

El CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani, afirmó que “tenemos planificado una
inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025, y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”.

Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del tercer trimestre del año, con aumento en su producción de gas, en generación de electricidad, y el compromiso de inversión en su yacimiento de petróleo Rincón de Aranda.

Además de destacar el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda, la compañía informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.

Respecto a la producción de gas Mariani describió que “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de producción de 14 millones de metros cúbicos día, lo que significa un 8 por ciento más comparado con el mismo trimestre del año pasado”.

En el segmento electricidad, Pampa también mostró una excelente performance operativa. En comparación con el tercer trimestre de 2023, aumentó 19 por ciento la generación, a pesar de la reducción del 3 % que registró la generación eléctrica nacional.

La compañía informó también que continúa fortaleciendo su situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x.

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Multas a Enel en Sudamérica: ¿Estrategia de ganancias o mal gerenciamiento?

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

La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, registró un tercer trimestre difícil: sus utilidades se desplomaron un 42,66%, alcanzando solo US$ 175 millones, en comparación con los US$ 306 millones obtenidos en el mismo período de 2023. Según su CEO, Aurelio Bustilho, la caída se debe a un “efecto negativo de US$ 118 millones” relacionado con retenciones tributarias en Perú. Sin embargo, en lo que va del año, las ganancias aumentaron más del 200%, a US$ 2.400 millones, gracias a ventas de activos y optimización de deudas.

En términos de ingresos, Enel Américas reportó un alza interanual de 4,8%, llegando a US$ 3.603 millones entre julio y septiembre. No obstante, el EBITDA cayó un 6,1%, alcanzando US$ 939 millones. Bustilho atribuyó esta baja a una menor generación hidráulica en Colombia y a la devaluación del real brasileño, lo que incrementó las compras de energía en el mercado spot.

Argentina

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

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

Enel São Paulo

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

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

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

Enel en Perú

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

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

Colombia

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

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

Enel Chile

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

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

Multas y apelaciones

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

Máximas ganancias

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

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

Mientras que Enel parece implementar un modelo de negocios regional con criterios de rentabilidad consistentes, la ineficiencia operativa de sus subsidiarias también contribuye a los reiterados incumplimientos.

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El conflicto Israel-Irán impacta en el mercadomundial de P&G y también en la Argentina

Desde principios de octubre de 2024, el conflicto entre Israel e Irán ha tenido efectos significativos en los mercados de petróleo y gas natural, generando una gran volatilidad en los precios y despertando la preocupación de los mercados globales. El 1 de octubre, Irán lanzó más de 180 misiles hacia Israel, una acción que, más allá de la tragedia humanitaria y el riesgo geopolítico, ha reavivado temores sobre la estabilidad del suministro energético mundial. Esta escalada de tensiones se reflejó en un incremento inicial del precio del petróleo, con el crudo WTI alcanzando casi los US$ 74 por barril y el Brent tocando los US$ 77. Aunque la tendencia al alza ha sido generalizada, el mercado se encuentra en constante oscilación debido a factores geopolíticos, económicos y climáticos, como la incertidumbre sobre las políticas de la Reserva Federal de los Estados Unidos y el impacto del huracán Milton en Florida.

Inestabilidad

El riesgo de que Israel pueda responder al ataque iraní con un asalto a la infraestructura petrolera de Irán es uno de los mayores temores actuales del mercado energético. Las estimaciones sugieren que una acción de este tipo podría reducir la capacidad exportadora de Irán en 1.5 millones de barriles diarios, lo que indudablemente tendría un impacto significativo en el suministro global de crudo y podría disparar aún más los precios.

Esta posibilidad mantiene un alto nivel de incertidumbre y, al mismo tiempo, sugiere que una desescalada del conflicto podría estabilizar los precios, si bien aún persisten otros factores que contribuyen a la volatilidad del mercado.

Factores externos

Aparte de la tensa situación en Oriente Medio, otros elementos están ejerciendo una presión considerable sobre los precios del crudo. El huracán Milton, que golpeó a Florida a mediados de octubre, ha tenido un impacto mixto en la demanda de gasolina en la región, el tercer mayor consumidor de combustible en Estados Unidos. Aunque disminuyó temporalmente la demanda de gasolina, generó escasez en algunas áreas, lo que aumentó las compras anticipadas. A nivel global, la política monetaria de Estados Unidos y las crecientes reservas de crudo han contribuido también a mitigar algunas de las presiones alcistas, equilibrando parcialmente el mercado.

Impacto en Argentina

En Argentina, la volatilidad de los precios internacionales ha tenido un efecto directo en los precios de los combustibles. Las petroleras locales han debido ajustar los precios de la nafta y el gasoil para reflejar las alzas en el mercado global, en un contexto en el que la inflación ya es elevada. Esto se suma a las recientes subas de impuestos al combustible y a la devaluación del tipo de cambio, aumentando así la presión sobre los consumidores argentinos.

Adiós a las inversiones

Respecto de los conflictos en Medio Oriente, Argentina tradicionalmente apoyó una solución de dos estados entre Israel y Palestina, en coherente cumplimiento de las resoluciones de las Naciones Unidas. Una postura de neutralidad en los conflictos geopolíticos que le ha facilitado las relaciones diplomáticas con buena parte del mundo y coherente con el reclamo de soberanía de las Malvinas.

La posición de Estados Unidos e Israel en las votaciones de la Asamblea General de las Naciones Unidas relacionadas con la soberanía de las Islas Malvinas no han sido favorables a la Argentina. Tras el conflicto del Atlántico Sur, Estados Unidos ha optado por abstenerse o votar en contra de resoluciones que abordan la cuestión de la soberanía de las Malvinas, reflejando una postura cercana al Reino Unido.

Por su parte, Israel ha votado en contra de las resoluciones que apoyan la posición argentina sobre la soberanía de las Islas Malvinas. Al igual que Estados Unidos, en la votación de 2019 sobre las Islas Chagos, Israel votó en contra de la resolución que instaba al Reino Unido a devolver el archipiélago a Mauricio. Cada vez toma más fuerza la hipótesis de que el alineamiento incondicional con Israel pudo haber influido en la decisión de Petronas. Malasia es un país mayoritariamente musulmán, tiene una postura firme de apoyo a Palestina y no tiene relaciones diplomáticas formales con Israel. La postura de Javier Milei, de apoyo incondicional al primer ministro israelí, Benjamín Netanyahu, rompió con la tradición de neutralidad en el conflicto de Medio Oriente. Recientemente, el gobierno malayo incluso prohibió la entrada de barcos con bandera israelí en sus puertos, en el contexto del conflicto entre Israel y Hamás.

Evolución de precios

La inestabilidad generada por el conflicto ha afectado los precios en los mercados de América del Norte y Europa. En América del Norte, el West Texas Intermediate (WTI) se cotiza cerca de US$ 67,95 por barril hacia finales de octubre, después de haber alcanzado picos de US$ 74. En Europa, el Brent, otro indicador clave, ha descendido a 72,04 US$ por barril. Ambas cotizaciones muestran una variación acumulada negativa durante el año, reflejando el impacto de factores adicionales como las condiciones económicas globales y la desaceleración de la demanda.

Asia y África

En Asia, la desaceleración económica en China ha influido en la reducción de las proyecciones de demanda de la OPEP, afectando también los precios en la región. En África, aunque el conflicto no ha impactado directamente a las exportaciones de Nigeria y Angola, se percibe una tendencia de menor crecimiento en la demanda.

Oceanía

Aunque Oceanía depende principalmente de importaciones de petróleo, la volatilidad global ha afectado los costos energéticos, causando ajustes en los precios locales. Esta situación obliga a la región a mantener una cautelosa vigilancia sobre el mercado.

El gas natural y el conflicto

El conflicto entre Israel e Irán también ha afectado al mercado del gas natural, especialmente en términos de precios del gas natural licuado (LNG) y rutas de transporte. La incertidumbre sobre la seguridad en el Estrecho de Ormuz, por donde transita gran parte de las exportaciones de LNG, ha elevado los precios en Asia, particularmente en Japón, Corea del Sur e India, grandes importadores de LNG. En Europa, la diversificación de fuentes tras la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania ha moderado el impacto, aunque la demanda europea sigue siendo sensible a cualquier interrupción en el suministro del Medio Oriente.

Posibles desarrollos futuros

La OPEP ha decidido extender su política de recortes de producción hasta 2025, con el fin de estabilizar los precios. No obstante, la demanda global sigue siendo incierta debido a la desaceleración económica en China y las decisiones de política monetaria en Estados Unidos. Si las tensiones entre Israel e Irán escalan, es probable que los precios del crudo experimenten un nuevo repunte; sin embargo, señales de distensión podrían estabilizar el mercado.

Perspectiva a mediano plazo

El panorama de la industria petrolera global se caracteriza actualmente por una alta volatilidad y una compleja interacción de factores geopolíticos, económicos y climáticos. Con una dependencia significativa de la región del Medio Oriente y de la política de recortes de la OPEP, el mercado energético se enfrenta a un futuro incierto. Analistas sugieren que, en el corto plazo, la estabilización de los precios dependerá de una desescalada en las tensiones en Medio Oriente. A más largo plazo, los efectos del cambio climático, el consumo fluctuante en las economías emergentes y los ajustes en las políticas energéticas podrían generar nuevas dinámicas en el mercado.

En resumen, el conflicto entre Israel e Irán continúa ejerciendo una influencia significativa en el mercado del petróleo, afectando los precios y generando volatilidad. Mientras tanto, los países consumidores y productores de energía observan atentamente cada paso de esta situación geopolítica, que podría redefinir el panorama energético a nivel mundial.

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Minería: en septiembre se exportó más que hace un año pero menos que en agosto

El sector minero argentino continúa demostrando su dinamismo y potencial. Según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, dados a conocer por la Secretaría de Minería de la Nación, durante el mes de septiembre de 2024, las exportaciones mineras alcanzaron un valor histórico de USD 404 millones, lo que representa un incremento interanual del 33,8%. 

Este crecimiento sostenido refleja la fortaleza del sector y su capacidad para generar divisas para el país. De todos modos representa un retroceso con respecto al mes inmediatamente anterior. En agosto de 2024, el sector minero realizó exportaciones por USD 550 millones, representando un crecimiento interanual del 79,9%.

La mayor parte de los envíos al exterior del sector, el 83,3%, corresponde a minerales metalíferos, que representaron USD 337 millones y marcaron un aumento interanual de 38,4% en relación a septiembre de 2023. Continuando la tendencia de meses anteriores, se destaca la participación del oro con USD 250 millones (62% del total exportado), cuyo precio anotó recientemente un nuevo máximo histórico al valorizarse en USD 2.790 por onza. Por este motivo, las exportaciones avanzaron 47,9% interanual.

Así, en lo que va del año, los minerales metalíferos sumaron exportaciones por USD 2.613 millones. “Esto implica un incremento interanual del 18,6%, donde el oro aportó USD 2.125 millones (67% del total exportado), la plata USD 437 millones (14% del total exportado) y el resto de los minerales metalíferos USD 51 millones (2% del total exportado). Esto le permitió a este rubro representar el 82,7% de las exportaciones mineras”, precisaron desde la cartera de minería.

En el caso del litio, se exportaron USD 52 millones durante septiembre, lo que implicó un crecimiento del 15,9%. Se trata del primer repunte luego de 8 meses consecutivos de bajas, como resultado de un aumento en los volúmenes exportados del 132% ya que el precio continúa lejos del récord de 2022.

De este modo, el llamado “oro blanco” explicó el 13% de las exportaciones mineras totales en el mes. En el acumulado de 2024, las ventas del mineral al exterior se ubicaron en USD 428 millones, disminuyendo un 30,9% interanual.

La consultora global de minería CRU aseguró en un informe: “Durante varios años, se ha anticipado que Argentina se convertiría en uno de los principales actores mundiales del litio, pero los desafíos técnicos, las condiciones del mercado y los problemas económicos internos han resultado en retrasos en los proyectos y expectativas no cumplidas. Ahora parece que el país está al borde de lograrlas”.

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Escasez de cobre impulsará los precios a niveles récord

La demanda creciente de cobre, impulsada por la transición energética, podría generar un déficit de más de 200.000 toneladas en 2025, según un informe la de consultora financiera de origen Suizo, UBS. 

Esta escasez, combinada con una oferta cada vez más ajustada, llevaría los precios del cobre a niveles récord, alcanzando entre 10.500 y 11.000 dólares por tonelada en los próximos dos años.

La creciente demanda de cobre en sectores como la energía renovable, la electromovilidad y la tecnología, sumada a una oferta limitada debido a bajos costos de tratamiento, está impulsando al alza los precios del metal rojo. 

Según UBS, esta tendencia podría generar un déficit de cobre en 2025 y mantener los precios elevados en los próximos años.

Este nuevo análisis de UBS advierte sobre un posible déficit de cobre en 2025, impulsado por una demanda creciente y una oferta limitada. La firma suiza estima que los precios del cobre podrían alcanzar niveles récord en los próximos dos años, superando los 10.000 dólares por tonelada. 

Este escenario se explica por la creciente demanda en sectores como la energía renovable y la tecnología, así como por la disminución de la oferta debido a bajos costos de tratamiento para las fundiciones.

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Royón contra el plan de contingencia que evalúa el Gobierno

La ex secretaria de Energía, Flavia Royón, cuestionó el plan de contingencia que presentó el Gobierno para atender el exceso de demanda energética que se producirá en el verano al asegurar que es “pagarles para no usen energía”.

“El plan de contingencia que se plantea para el verano es pagarle a las empresas para que no usen energía y ahora no hay tiempo de hacer un mantenimiento”, afirmó la ex funcionaria.

En declaraciones a Radio Splendid, Royón sostuvo “hay un problema de estructura que se deben solucionar a mediano plazo”, pero al mismo tiempo estimó que “es difícil que veamos cortes muy prolongados”. “En lo inmediato no hay solución. Puede que haya o no cortes. No hay certezas”, recalcó.

Respecto del tema tarifario, Royón sostuvo que es difícil quitar los subsidios por completo “con los niveles de pobreza que tenemos”.

“La política energética no hay que verla por separado del contexto del país. Hay que darle tiempo a nuestro país para que pueda estabilizar las cuentas”, afirmó la ex secretaria de Energía.

Royón recalcó que “la generación de energía se soluciona con planificación, no un mes antes. Más allá de solucionar el problema inmediato, hay que planificar a mediano plazo tener un modelo energético competitivo”.

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Los precios de los combustibles en dólares son los más altos en seis años

En medio de la fuerte suba de la inflación en la primera parte del año, los precios de la nafta y el gasoil medidos en dólares son los más altos de los últimos seis años, según un estudio de la consultora Economía y Energía.

La suba de precios provocó una caída en la venta de combustibles, también generada por la recesión. Los combustibles sufrieron un fuerte salto desde diciembre tras la liberalización de precios que habilitó el gobierno de Javier Milei.

Según Economía y Energía, en octubre los precios se ubicaron 20% debajo de los valores que habían alcanzado durante el primer mes del año. 

“El precio de los combustibles en surtidor, medido en pesos constantes, se ubicó un 7% por debajo de los valores que se habían alcanzado en promedio entre 2019 y 2023. Sin embargo, medido en dólares, los precios aumentaron: fueron un 25% mayores al promedio registrado entre 2019 y 2023″, indicó esa consultora.

Además, el precio del petróleo en el mercado local se ubica en la actualidad con un valor similar al de paridad de exportación, en línea con la búsqueda del Gobierno y el pedido que tenían desde hace años las petroleras. 

Ese alineamiento se debió a que el precio del crudo en el mercado internacional se ubica en mínimos desde 2021, a US$ 70 por barril.

En los primeros nueve meses del año las ventas de combustibles cayeron 6% respecto del mismo período del 2023. La mayor caída se observó en las premium, cuyas ventas cayeron 21%, mientras que la súper tuvo una merma del 2% interanual. 

Eso muestra una migración de los consumidores hacia alternativas más baratas. Las ventas de gasoil, en tanto, disminuyeron en promedio un 6% en idéntico período.

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Histórico crecimiento interanual de la producción de petróleo y gas en septiembre de 2024

El pasado septiembre, Argentina registró el mayor crecimiento interanual en la producción de petróleo crudo y gas natural del año, según lo refleja Alberto Fiandesio en su sitio web “todohidrocarburos.com”. Este aumento histórico refleja tanto el potencial de las cuencas productoras como el impulso del yacimiento de Vaca Muerta, que ha sido clave para la consolidación de la Cuenca Neuquina como el principal motor de crecimiento en hidrocarburos en el país.

Crecimiento récord

La producción diaria de petróleo crudo en septiembre de 2024 fue la más alta desde el año 2009, alcanzando un aumento interanual del 15,08%. Además, superó en un 3,03% la producción de agosto, reflejando un crecimiento sostenido que ha marcado a la industria durante todo el año. Este incremento posiciona a septiembre de 2024 como el punto más alto en la producción anual de petróleo, con una cifra diaria de 116.523 m³, muy superior al promedio histórico de 90.667 m³/día.

Variación por cuenca

La Cuenca Neuquina, que incluye el famoso yacimiento de Vaca Muerta, mostró un crecimiento interanual del 27,13%. Esta cifra refuerza su posición como la cuenca más dinámica, en contraste con otras cuencas como la Cuyana, que decreció un 6,50%, y la del Golfo San Jorge, con una caída del 5,09% respecto al mismo período de 2023. La Cuenca Austral también experimentó un descenso interanual del 5,99%, lo cual resalta aún más el rol preponderante de la Cuenca Neuquina en el contexto de producción nacional.

En términos acumulativos, la producción de petróleo ha crecido un 9,42% en lo que va del año. Esta evolución refleja más de tres años de crecimiento positivo continuo, señal de la fortaleza del sector petrolero en Argentina y su capacidad para responder a la creciente demanda global de hidrocarburos.

Gas natural en expansión

Si bien el crecimiento de la producción de gas natural fue más moderado en comparación con el petróleo, septiembre de 2024 se destacó por ser el mejor mes de septiembre registrado en la serie histórica. Con una producción total de 147,179 Mm³/día, el gas natural experimentó un incremento del 2,78% en comparación con septiembre del año anterior. Este crecimiento, aunque positivo, estuvo influido por una caída del 3,80% respecto a agosto de 2024, en gran parte debido a la variación estacional y a factores técnicos en algunas cuencas productoras.

La Cuenca Neuquina también lideró el crecimiento interanual en gas natural, con un aumento del 6,26%, mientras que otras cuencas mostraron caídas notables, como la Cuyana (-28,73%) y la del Golfo San Jorge (-6,52%). Estos datos subrayan el papel fundamental de la producción no convencional en la Cuenca Neuquina, que representa una fuente crucial de gas para el mercado nacional e internacional.

No convencional

La producción no convencional ha jugado un papel central en el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Argentina. En septiembre de 2024, el crudo no convencional representó el 57,89% de la producción nacional, mientras que el gas no convencional alcanzó un 65,13% del total. La expansión de Vaca Muerta y el avance en las tecnologías de extracción han sido determinantes en este logro, que sitúa a Argentina como un actor relevante en la producción de hidrocarburos no convencionales.

Neuquén lidera

En cuanto a la producción de petróleo por provincias, Neuquén sigue liderando con un crecimiento interanual del 33,81%, alcanzando 2.105.092 m³ en septiembre. Esta cifra contrasta con los descensos registrados en otras provincias, como Chubut (-5,70%) y La Pampa (-9,23%). Neuquén, apoyada en el desarrollo de Vaca Muerta, es la única provincia que muestra un crecimiento significativo y continuo, evidenciando su papel central en el mapa energético nacional.

En gas natural, la provincia de Neuquén también se mantiene al frente, con una producción de 3.110.521 Mm³ en septiembre, un 7,13% más que en el mismo mes del año anterior. Esta cifra contrasta con caídas en otras provincias como Tierra del Fuego y Mendoza, lo que reafirma el rol estratégico de Neuquén en el desarrollo del gas no convencional en Argentina.

La expansión de la producción de hidrocarburos en Argentina es un reflejo de la creciente inversión y el desarrollo de infraestructura en áreas clave como Vaca Muerta. La producción nacional de crudo, que viene aumentando interanualmente desde 2021, está en camino de cerrar 2024 con un crecimiento récord, lo que contribuye a fortalecer la autosuficiencia energética del país y a posicionarlo como un potencial exportador de hidrocarburos.

Este crecimiento sostenido en la producción de petróleo y gas plantea una perspectiva alentadora para la economía argentina, con un impacto positivo en el empleo, las exportaciones y los ingresos fiscales. Sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnologías y la mejora continua en la eficiencia de extracción y transporte serán esenciales para consolidar estos avances y asegurar que la expansión de la industria sea sostenible a largo plazo.

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Itaipú alcanzó récord Guinness de mayor generación en 40 años

La central hidroeléctrica Itaipú Binacional fue premiada con el Récord Mundial Guinness en la categoría de “Mayor” producción acumulada de energía en 40 años, desde el inicio de sus operaciones en 1984, anunció hoy la compañía localizada en Brasil y Paraguay.

Itaipú Binacional, que es la segunda hidroeléctrica del mundo solamente por detrás de la china Tres Gargantas, recibió el reconocimiento mundial al generar 3.038 millones de megavatios-hora (MWh).

La generación acumulada de energía eléctrica reportada para el récord se compara con la posibilidad de abastecer al mundo durante casi un mes y medio.

“Se trata de una marca histórica que ninguna otra usina hidroeléctrica en el mundo consiguió”, difundió Itaipú Binacional, ubicada entre Brasil y Paraguay, en el corazón de la cuenca del río Paraná y la región de las Cataratas del Iguazú.

El anuncio lo hizo en una ceremonia la representante oficial de Guinness, Natalia Ramírez Talero, en la sede de la compañía binacional.

El director general de la parte de Brasil, Enio Verri, destacó en el acto el enorme compromiso de los trabajadores que construyeron esta obra que “genera riqueza, desarrollo y una sociedad más justa”. 

En tanto, el director general de la parte de Paraguay, Justo Irún, dijo que el premio llega al cumplir 50 años de que fue creada la entidad binacional Itaipú para la administración de su construcción y a 40 años del inicio de las operaciones.

En 2023, la central hidroeléctrica fue responsable del 10 por ciento de la energía consumida en Brasil y del 88 por ciento en Paraguay, según datos oficiales.

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Estados Unidos pidió rechazar la petición de un fondo buitre para quedarse con activos de YPF

El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un escrito en el que le pide a la jueza de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, rechazar la solicitud de los fondos Burford y Eton Capital de quedarse con activos de YPF para cobrar el fallo en el juicio por la expropiación de la petrolera que obliga a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones. La noticia se conoció el mismo día en que Donald Trump fue anunciado como ganador de las elecciones presidenciales.

El Departamento de Justicia norteamericano dijo que la orden de ‘turnover’ de las acciones de YPF que piden los demandantes “viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos” y le pide a Preska que la rechace”, según informó el abogado Sebastián Soler en X con una imagen de la nota presentada el gobierno de los Estados Unidos a la jueza que lleva el caso YPF.

“Este amicus curiae del Gobierno de los Estados Unidos en el caso de la expropiación de YPF era esperado”, dijo Sebastián Maril, quien sigue el día a día del derrotero judicial de la Argentina ante distintos tribunales internacionales.

Maril dijo que el gobierno norteamericano sostiene que se violan ciertas leyes locales norteamericanas y al mismo tiempo se abre las puertas para que haya algún tipo de reciprocidad y la Argentina en el futuro haga lo mismo con alguna empresa o un activo soberano norteamericano. “Esto no afecta el fallo de los US$ 16.000 millones, esto no afecta al alter ego y esto no afecta la apelación”, explicó el director Regional de Latam Advisors.

Los fondos Burford y Eton Capital, quienes ganaron el juicio por la expropiación de YPF, ocurrida en 2012, en primera instancia, solicitaron que la Argentina entregue un tercio de las acciones de YPF como garantía de pago de la sentencia, mientras que ocurre en forma paralela el proceso de apelación en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York.

La defensa argentina se negó y los demandantes comenzaron un proceso para detectar activos que puedan ser embargados.

En este contexto, la Procuración del Tesoro se puso en contacto con el gobierno de Joe Biden para ponerlo al tanto del juicio y explicar las posibles implicancias de que un juez federal de Estados Unidos solicite el embargo de activos que están en otra jurisdicción, según dijeron fuentes oficiales.

Las acciones que tiene la Argentina de YPF están registradas en la Caja de Valores de Buenos Aires, no tiene tenencia de activos que cotizan en Nueva York.

En septiembre, el gobierno estadounidense había pedido tiempo para evaluar si presentaría un escrito acerca del pedido de los demandantes de que la Argentina entregue sus acciones de YPF. En concreto, había pedido poder dar su opinión justamente hoy, 6 de noviembre, un día después de las elecciones presidenciales en EE.UU.

Al momento de la estatización, Eton Park era accionista de YPF. La petrolera cotiza en la bolsa de Nueva York desde 1993. Burford Capital, en cambio, compró el derecho a litigar en la Justicia española, cuando las empresas Petersen –que habían fundado la familia Eskenazi en ese país y que eran accionistas de YPF– entraron en quiebra.

Los fondos sostuvieron que el gobierno de Cristina Kirchner no lanzó una OPA sobre el total de las acciones, como dice el estatuto de YPF presentado en Estados Unidos cuando salió a cotizar en Bolsa. Según el artículo 7º del estatuto, cuando un inversor compra más del 15% de las acciones, debe hacer una oferta de adquisición al resto de los accionistas.

En su momento, la Argentina no hizo la OPA y el entonces viceministro de Economía, Axel Kicillof, que era interventor en YPF, dijo en el Congreso, antes de votarse la ley de expropiación: “Créanme que si uno quería comprar acciones para entrar a la compañía y pasaba el 15%, pisaba la trampa del oso y tenía que comprar el ciento por ciento a un valor equivalente a US$ 19.000 millones. ¡Porque los tarados son los que piensan que el Estado tiene que ser estúpido y comprar todo según la ley de la propia YPF, respetando su estatuto! ¿Si no dónde está la seguridad jurídica? Señores, fue una empresa, se reunieron y dijeron: ‘¿Cómo podemos hacer para que nadie nunca intervenga en el control de la compañía?’”.

Tanto los demandantes como la jueza Preska citaron esa frase para justificar los alegatos y el fallo. “La República obligó a los demandantes a otorgarle un préstamo masivo después de expulsar por la fuerza a los miembros del directorio de YPF, el 16 de abril de 2012, lo que provocó que los representantes de Repsol en YPF huyeran del país. El Sr. Kicillof declaró descaradamente que sería ‘estúpido’ cumplir ‘la ley de la propia YPF’ o ‘respetar sus estatutos’”, dijo la magistrada.

La defensa argentina planteó en todo momento que la Constitución está por encima del estatuto de una empresa y que se rigieron por la ley de Expropiación. Durante el juicio, el Estado también detalló que Burford pagó 15,1 millones de euros al fisco de España y un 30% de la indemnización que resulte de la sentencia por el derecho a demandar, luego de que las empresas Petersen Energía y Petersen Inversora quebraran en ese país, donde fueron constituidas.

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Halliburton gana menos por debilidad en Norteamérica y ciberataque

El proveedor de servicios petroleros Halliburton no alcanzó las estimaciones de ganancias de los analistas para el tercer trimestre el jueves, afectado por una desaceleración en la actividad de perforación en Norteamérica y el impacto de un hackeo previamente divulgado.

Las acciones de la compañía cayeron un 1,5% a US$ 30,05 en operaciones previas a la apertura del mercado.

En agosto, Halliburton reveló un ciberataque en el que un tercero no autorizado accedió y extrajo datos de sus sistemas. El incidente provocó interrupciones y limitó el acceso a algunas aplicaciones comerciales.

La compañía registró un cargo antes de impuestos de US$ 35 millones en el trimestre vinculado a los gastos derivados del ataque.

“Experimentamos un impacto de US$ 0,02 por acción en nuestras ganancias ajustadas debido a la pérdida o demora de ingresos causados por el evento de ciberseguridad en agosto y las tormentas en el Golfo de México,” dijo el CEO de Halliburton, Jeff Miller.

La firma con sede en Houston reportó una ganancia ajustada de 73 centavos por acción para los tres meses terminados el 30 de septiembre, por debajo de la estimación promedio de los analistas de 75 centavos, según datos compilados por LSEG.

Mientras tanto, los ingresos de Halliburton en Norteamérica cayeron un 8,5% a US$ 2,39 mil millones.

La disminución se debió principalmente a una baja en los servicios de bombeo a presión en tierra en EE. UU., además de una menor actividad en las líneas de servicio de productos en el Golfo de México, en parte debido a los huracanes Francine y Helene.

En contraste, los ingresos de los mercados internacionales aumentaron un 3,6% a US$ 3,31 mil millones.

La exploración y perforación en mercados internacionales como Medio Oriente y Asia han impulsado una mayor demanda de servicios petroleros, ya que los productores buscan asegurar la continuidad de la producción de petróleo y gas.

Los rivales de Halliburton, Baker Hughes y SLB, superaron las expectativas de ganancias del tercer trimestre gracias a la demanda sostenida en los mercados internacionales.

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Según el departamento de Justicia de EE.UU. el juicio contra YPF “violaría la inmunidad soberana”

Justo el miércoles, un día despues de las elecciones que rncumbraron por segunda vez a Donald Trump como presidente el gobierno de EE.UU. apoyó a Argentina al instar a la juezza federal que no obligue al país, en dificultades financieras, a ceder su participación del 51 % en la empresa de petróleo y gas YPF para satisfacer parcialmente un fallo judicial de $16.1 mil millones.

Según Reuters, en una carta enviada como declaración de interés a la jueza de distrito Loretta Preska en Manhattan, el Departamento de Justicia dijo que ha sostenido durante mucho tiempo que los tribunales de EE. UU. no pueden ordenar la incautación de bienes soberanos extranjeros ubicados fuera de los Estados Unidos.

También afirmó que exigirle a Argentina que entregue las acciones a dos inversores representados por la empresa de financiamiento de litigios Burford Capital (BURF.L) violaría la inmunidad soberana y que permitir dicha cesión podría interferir con la política exterior de EE. UU.

Argentina apeló la decisión de Preska de septiembre de 2023, que otorgó los $16.1 mil millones a Petersen Energía Inversora y Eton Park Capital Management. Burford ha dicho que esperaba recibir el 35 % y el 73 % de sus respectivos daños.

En un comunicado el jueves, Burford afirmó que la carta abordaba una cuestión de derecho limitada y que no reflejaba una posición más amplia del Departamento de Justicia en el caso. Robert Giuffra, abogado de Argentina, se negó a hacer comentarios.

Liderada por el presidente libertario Javier Milei, Argentina ha reducido el gasto público para frenar la inflación, que ha disminuido pero sigue por encima del 200 % anual, aunque estas medidas han profundizado la recesión y aumentado las tasas de pobreza a más del 50 %.

Sin embargo, los vínculos de Milei con el presidente electo de EE. UU., Donald Trump, podrían ayudar con el programa de préstamos de $44 mil millones que Argentina tiene con el Fondo Monetario Internacional, el cual podría revisarse el próximo año.

El fallo de $16.1 mil millones se originó a partir de la expropiación por parte de Argentina en 2012 del 51 % de la participación en YPF que tenía la empresa española Repsol, sin una oferta por las acciones de los inversores minoritarios.

Burford ha argumentado que los “muchos años de estructuración de activos para evitar la ejecución” por parte de Argentina justifican la entrega de la participación en YPF y que una excepción de actividad comercial de la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras permite dicha cesión.

En la carta del miércoles, el Departamento de Justicia señaló que el Congreso no pretendía, al aprobar esa ley, eliminar la inmunidad de los bienes soberanos extranjeros, como las acciones de YPF.

El Departamento explicó que eliminar la inmunidad crearía una anomalía en la cual los bienes de un país extranjero en EE. UU. tendrían mayor protección que sus bienes dentro del propio país.

El Departamento de Justicia también indicó que, por razones de cortesía internacional —es decir, el respeto mutuo que los países se otorgan limitando el alcance de sus leyes— la propia ley de cesión de Nueva York no exige que Argentina ceda las acciones de YPF. Una conclusión contraria podría poner en riesgo los bienes de EE. UU., advirtió el Departamento, ya que los países extranjeros podrían brindar a Estados Unidos un trato similar en sus propios tribunales. No está claro cuándo fallará Preska.

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Empresas: YPF lanzó la Academia de Proveedores

La Academia está pensada para que los proveedores se potencien adquiriendo conocimiento y participando en actividades en alguno de los 4 bloques que la integran. YPF realizó el lanzamiento de la “Academia de Proveedores”, un programa de formación referente en el mercado que fomenta el desarrollo de proveedores a través del valor del conocimiento. “En YPF tenemos unos 5.000 proveedores aproximadamente y consumimos más de 100.000 productos o servicios. Pero lo más interesante es que más del 60% de las tareas que realizamos están hechas por nuestros proveedores. Por eso, no podemos realizar nuestras actividades si no es fortaleciendo ese […]

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La Mirada: Empresarios destacan oportunidades para mayores inversiones en Argentina

Señalaron oportunidades en el mediano y largo plazo para aumentar productividad e incrementar exportaciones. Empresarios destacaron las oportunidades que tiene hoy Argentina en el mediano y largo plazo para aumentar su productividad e incrementar las exportaciones, a partir de mejores condiciones para las inversiones. Al participar del foro de Abeceb en el panel “Ecosistemas que impulsan el crecimiento regional”, el empresario Luis Perez Companc -presidente Molinos Agro, Molinos Río de la Plata y PeCom Servicios Energía- dijo que “Argentina está en un momento bisagra; lo que ha hecho este Gobierno en tan poco tiempo en estabilizar la macroeconomía, ha hecho […]

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Offshore: «Argerich fue un baldazo de agua fría pero Noruega tuvo 30 pozos secos antes de encontrar uno productivo»

Diego Lamacchia, miembro del Clúster de Mar del Plata y de la comisión de Offshore y Medio Ambiente del IAPG, compartió su visión sobre el futuro de la actividad en aguas profundas de Argetina. En un contexto en el que ha bajado la espuma de las expectativas tras el mal resultado del pozo Argerich, la primera perforación en búsqueda de petróleo en aguas ultraprofundas de la Argentina, Diego Lamacchia, miembro del Clúster de Mar del Plata y de la comisión de Offshore y Medio Ambiente del IAPG, compartió su visión sobre el futuro de la industria offshore. En 2019, Argentina […]

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Política: «Vamos a utilizar nuestro gas», dijo Francos sobre Vaca Muerta

El Jefe de Gabinete de Argentina, Guillermo Francos, anunció hoy la puesta en servicio de la primera etapa de reversión del Gasoducto Norte, un avance estratégico que permitirá al país dejar de importar gas de Bolivia y abastecerse del gas nacional proveniente de Vaca Muerta a un costo significativamente más bajo. Este hito fue destacado durante un evento celebrado en La Carlota, Córdoba, donde estuvo presente el ministro de Economía, Luis Caputo, y otros funcionarios gubernamentales. Francos enfatizó que esta medida no solo representa un paso hacia la autosuficiencia energética, sino que también implica un cambio en la política de […]

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Petróleo: YPF puso en marcha la primera cabecera de despacho de crudo de gran escala en Vaca Muerta

Con la habilitación de los primeros dos tanques y la puesta en marcha del sistema de bombeo, YPF completó la última etapa del proyecto Vaca Muerta Norte, que permitirá trasportar 160 mil barriles diarios de petróleo hacia Chile y hacia el complejo Luján de Cuyo, en Mendoza. De este modo, ese punto de entrega se consolida como la principal salida de crudo no convencional ubicada en Neuquén, en la zona central del desarrollo. Gracias a la reactivación de esta vía de evacuación, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de hidrocarburos del país, mientras que Chile es el segundo […]

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Palermo Aike: la nueva Vaca Muerta en Santa Cruz que promete transformar el panorama energético

La formación Palermo Aike, ubicada en la Cuenca Austral de Santa Cruz, se ha consolidado como un yacimiento prometedor no convencional, considerado por muchos como la «Vaca Muerta de Santa Cruz». Con un potencial equivalente a un tercio del megayacimiento neuquino, el Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC) destaca su capacidad para aportar significativamente al sector hidrocarburífero nacional. La Compañía General de Combustibles (CGC), bajo la dirección de Eduardo Eurnekian, fue pionera en explorar la zona con la perforación de los pozos verticales Cañadón Deus y Estancia Campos. En 2024, la empresa decidió enfocar toda su actividad en Palermo […]

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Renovables: La forestal Arauco ya adhirió al programa de créditos de carbono

Asi lo hizo saber el máximo ejecutivo de la empresa Pablo Ruival, indicando que la compañía busca contribuir al objetivo global de evitar la deforestación por todos los medios posible. La empresa forestal Arauco Argentina adhirió al Programa Jurisdiccional JNR – REDD+ (créditos de carbono). Fue a través de una nota firmada por el máximo ejecutivo de la compañía en el país, Pablo Ruival (country manager) enviada al ministro de Ecología y Recursos Naturales Renovables de la provincia de Misiones, Martín Recamán. El acompañamiento apunta a “contribuir al objetivo de evitar la deforestación mediante la metodología internacional que permite contabilizar […]

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Actualidad: Infraestructura digital y energía limpia, las claves para que la Argentina sea un polo mundial de IA

La creciente demanda global de servicios de nube y la necesidad de reducir la huella de carbono están generando una demanda insatisfecha de data centers sostenibles, lo que podría posicionar a nuestro país como una plataforma para la explotación de nuevas capacidades en IA durante la próxima década. La inteligencia artificial está revolucionando el mundo. Según el informe McKinsey Technology Trends Outlook 2024, se estima que la IA generativa podría generar un valor anual de entre USD 2,6 y USD 4,4 billones a la economía global, donde el 65% de las organizaciones ya la utiliza regularmente en al menos un […]

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Inversiones: La UE admite interés en la energía de Argentina

El embajador de la Unión Europea en Argentina, Amador Sánchez Rico, confirmó el interés por la energía y los minerales críticos del país necesarios para la transición energética. Durante una charla en el marco del Seminario Internacional del Litio en Jujuy, habló sobre el nivel de inversiones de Europa en Argentina, la importancia de desarrollar los proyectos litio y cobre, la posibilidad de comprar GNL de Vaca Muerta y los avances -y retrocesos- del acuerdo Mercosur-UE. «Necesitamos evidentemente GNL. Ojalá que el GNL de Vaca Muerta estuviera llegando ahora a Europa» indicó Sánchez Rico dialogó con Energy Report, el suplemento […]

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Vaca Muerta: Inversores internacionales recorrieron el primer yacimiento rionegrino

Esta semana, los 3 pozos perforados del lado rionegrino comenzaron a producir, aunque aún se encuentran en etapa de prueba. Si bien aún no hay anuncios oficiales, hay gestos que permiten determinar que la lengua de la formación Vaca Muerta que se extiende debajo de territorio rionegrino tiene mucho potencial. En las últimas horas la empresa Geopark, socia al 50% en las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur con la empresa Phoenix Global Resources (PGR), organizó una visita para los analistas de Bradesco BBI, Vicente Falanga y Murilo Riccini. Bradesco BBI es el Banco de Inversiones de la organización Bradesco, […]

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360Energy abastecerá con energía renovable al Grupo ESTISOL

El Grupo ESTISOL y 360Energy formalizaron un  acuerdo de compra de energía (PPA) que garantiza el suministro de 5 GWh anuales de energía renovable durante los próximos tres años. El suministro provendrá del Conjunto Generador de 360Energy, compuesto por el Complejo Solar 360Energy La Rioja y el Parque Solar Cañada Honda, lo que permitirá abastecer de energía renovable a las plantas del Grupo ESTISOL en CABA, NOVAPOL Pilar, Estisol Paperfood Pilar y Estisol San Luis.

Este acuerdo permitirá que el 70% de la demanda energética del Grupo ESTISOL sea cubierta con energía renovable, con 360Energy proveyendo el 32% de esta energía. Además de asegurar un suministro confiable y de calidad, el acuerdo tendrá un impacto ambiental positivo puesto que evitará la emisión de 2.250 toneladas de CO2e anuales, equivalente a sacar de circulación más de 500 autos cada año, según precisaron.

«Esto consolida a 360Energy como un socio estratégico en la descarbonización del sector industrial», remarcaron desde la compañía.

Impacto

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de 360Energy, aseveró: “En 360Energy nos enorgullece ser parte del esfuerzo de grandes empresas como ESTISOL para reducir su huella de carbono y avanzar hacia un futuro más sustentable. A través de nuestras soluciones de energía solar de alta eficiencia, seguimos ofreciendo a nuestros clientes la calidad, confiabilidad y el impacto ambiental positivo que esperan”.

«La dirección del Grupo ESTISOL mantiene su compromiso con la mejora continua en sus procesos productivos, alineando sus políticas con estándares ambientales internacionales, como el Protocolo de Kioto. Este PPA refuerza su liderazgo en la adopción de prácticas energéticas responsables, posicionando al Grupo ESTISOL como un referente en sostenibilidad», destacaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

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Alejandro Bulgheroni recibió el Doctor Honoris Causa de la Universidad de Congreso

La Universidad de Congreso, a través de su Rector Rubén Bresso, otorgó el título de Doctor Honoris Causa al Ingeniero Alejandro Bulgheroni. 

Durante la ceremonia, Bresso destacó la importancia de este reconocimiento, y afirmó: “Estamos ante uno de los empresarios más respetados y admirados dentro de la industria energética. Es una obligación propia de la Universidad, reconocer por sus méritos a quienes con esfuerzo y trabajo arrojan luz sobre el camino que todos transitamos”.

Bresso también agregó qué: “Su vida ha sido y es un servicio público permanente, contribuyendo con la investigación privada en busca de beneficios comunitarios que mejoren la calidad de vida de la sociedad”. Además, resaltó su actividad en la Academia Nacional de Ciencias de la Empresa.
Este reconocimiento destaca la trayectoria de Alejandro Bulgheroni en la industria energética.

El presidente de la Universidad de Congreso, José Luis Manzano, señaló que “Alejandro tiene una fuerte personalidad que se nutre siempre de su familia, cada vez que ha influido en las políticas públicas ha sido para el beneficio del país, y tiene la mente de un científico. Este doctorado honoris causa es sin dudas, para un patriota”.

Reconocimiento

Durante su discurso de aceptación, Alejandro Bulgheroni expresó su gratitud: “Agradezco a las Autoridades de la Universidad de Congreso el honor que me confieren al distinguirme como Doctor Honoris Causa de esta prestigiosa Casa de Estudios.”

Reflexionando sobre su visión empresarial, agregó: “Mi visión como empresario ha sido siempre crecer aportando soluciones a las necesidades de nuestro país y a las familias que viven en las comunidades con las cuales interactuamos».

Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group, la principal empresa privada integrada de energía en América Latina ha liderado proyectos en reservorios convencionales y no convencionales en Argentina, Bolivia y México. Bajo su dirección, la compañía ha ampliado su alcance hacia energías renovables y minería de litio, subrayando un compromiso sostenido con la sostenibilidad en el sector energético.

“Toda mi vida he vivido en un mundo cambiante y emocionante, y siempre he apoyado la innovación y el desarrollo tecnológico en nuestros proyectos”, afirmó Bulgheroni.

El ejecutivo de PAE también remarcó la importancia de enfrentar los cambios tecnológicos con responsabilidad: “La inteligencia artificial está transformando la forma en que operan los negocios, y aunque debemos abordar los desafíos éticos, su implementación responsable nos permitirá maximizar sus beneficios y minimizar sus riesgos.”

Sector privado

Bulgheroni enfatizó el rol del sector privado en la sociedad actual y compartió su visión de futuro: “Para nosotros, los empresarios, las áreas de interés y responsabilidad están mucho más extendidas que en el pasado. Enfrento con pasión los desafíos del presente y del futuro. La vida recién empieza y queda mucho por hacer.”

El título

«El título Doctor Honoris Causa otorgado por la Universidad de Congreso refleja su compromiso de reconocer a quienes contribuyen significativamente al avance de sus disciplinas y al bienestar social. Con esta distinción, la Universidad honra el legado de Alejandro Bulgheroni, quien ha impulsado el crecimiento económico y promovido un desarrollo equitativo y sostenible para las futuras generaciones», indicaron desde la Universidad de Congreso.

, Redaccion EconoJournal

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Privados podrán adicionar entre 6,4 GW a 9,5 GW este sexenio en México

México presentó la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico. En la conferencia oficial «Mañanera del pueblo», la presidente Claudia Sheinbaum explicó los alcances que tendrá, junto a autoridades de la Secretaria de Energía (SENER) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

«El 46% se permite para la generación eléctrica de privados. Esta es una propuesta que se hizo desde el periodo del presidente Andrés Manuel López Obrador, incluso se envió como la Ley de la Industria Eléctrica pero fue echada para atrás por la Corte», introdujo la mandataria.

Este plan de gobierno brindaría una mayor claridad que la propuesta precedente en cómo podrá participar la iniciativa privada en materia de generación durante este sexenio que comienza.

«Promovemos esquemas claros de inversión privada, con reglas transparentes y justas», comunicó la secretaria de Energía del Gobierno de México, Luz Elena González Escobar.

En concreto, la Estrategia expuesta indica en su 4to eje que se «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», previendo una inversión entre 6 y 9 mil millones de dolares de privados. ¿Cómo lo harán?

Bajo el lineamiento inicial de no superar el 46% de participación en el mercado de generación eléctrica, los privados podrán impulsar nuevos proyectos, respetando el Código de Red y manteniendo como exigencia el 30% de respaldo, para contribuir a cubrir la demanda requerida en sus escenarios de transición energética.

Al respecto, la secretaria de Energía indicó que estás medidas consideran a la transición energética como un ejemplo transversal, buscando reducir el impacto ambiental y contribuyendo al combate contra el calentamiento global.

Las formas de participación que podrán tener involucran en el campo de generación los siguientes ítems en el mercado:

1- Se permitirá la entrega de energía y capacidad a la CFE por parte de productores a largo plazo

2- Se permitirán productores mixtos, pudiendo participar el estado en hasta un 54% de inversión y el resto inversión privada

3- Se mantendrán los generadores para el mercado eléctrico, cumpliendo los requerimientos de confiabilidad y respaldo, y en concordancia con el Plan Nacional de Energía.

En adición, se aclara que para consumo propio, habrán más alternativas a partir de la elevación del tope para autoconsumo, la definición de capacidad para autoabasto aislado y un VAT/VAD transparente para que paguen las empresas interconectadas.

1- Para consumo propio de hogares y pequeñas empresas hasta 0,7 MW exento de permisos

2- Para consumo propio de 0,7 MW a 20 MW que se consume en sitio sin excedentes a la red, se fomentará para atender la necesidad de los polos de desarrollo y nuevos parques industriales

3- Para consumo propio de las empresas pero que requieren conectarse a la red, pagando una tarifa transparente por el uso de la infraestructura de transmisión.

Estos son solo algunos de los puntos que aborda la nueva estrategia de gobierno en materia eléctrica pero se encuentran entre los principales que envían señales claras a la iniciativa privada para concretar nuevas inversiones en generación renovable.

Vea el plan de gobierno completo a continuación:

Estrategia Nacional del Sector Eléctrico México

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Los Toldos II Este: tras perder la compulsa por las áreas de ExxonMobile, Tecpetrol busca desarrollar un Fortín de Piedra petrolero

Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, anunciará una nueva fase en el desarrollo de Los Toldos II Este con el objetivo de sumar 70 mil barriles de petróleo diarios y alcanzar los 100 mil con el resto de sus bloques en una fuerte apuesta al shale neuquino. 

La decisión de la compañía se dio tras conocerse que Pluspetrol se quedará con las áreas que deja ExxonMobile en Vaca Muerta, tal como adelantó Econojournal en exclusiva, algo que dejó a la firma de Paolo Rocca fuera de la compulsa y que le permitirá ahora concentrar recursos en sus operaciones.

Así lo confirmó el CEO de la compañía, Ricardo Markous en conversación con EconoJournal y tras el Encuentro Anual de ProPymes que se realizó este martes en Neuquén y que contó con la presencia de proveedores que forman parte de la cadena de valor del grupo empresario.

“Lamentablemente, todo parece indicar que las áreas de Exxon son para Pluspetrol. Nuestro plan era esperar el lanzamiento de los Toldos II para ver cómo se definía eso. Una vez que Exxon se decidió por otra empresa, nos concentramos en este proyecto”, aseguró Markous a este medio.

Fortín de Piedra, el yacimiento emblema de Tecpetrol, alcanzó este año los 24Mm3/d de gas.

Fortín de Piedra petrolero

Con el objetivo de alcanzar la meta de producción, Tecpetrol  acelerará el desarrollo de los Toldos II Este. Buscará replicar la experiencia de Fortín de Piedra -el proyecto emblema de la compañía- y hacerlo a gran velocidad en un trabajo en conjunto con las pymes, de la misma forma que lo hizo en 2017.

“La estrategia ahora es concentrarnos en el petróleo. Este es nuestro próximo proyecto, es del tamaño de Fortín y lo vamos a hacer de nuevo con todas las pymes que están acá y que van a colaborar para que lleguemos a tiempo”, le había dicho previamente Markous a los empresarios que participaron del encuentro.

 “Tenemos la ingeniería avanzada y, una vez aprobado, lo lanzaremos y lo pondremos en marcha para octubre de 2026”, aseguró el CEO, quien detalló que este mes el directorio de Tecpetrol deberá aprobarlo para lanzarlo rápidamente.

El plan de la compañía prevé iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35 mil barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70 mil barriles diarios en esa área.

Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra. “Vamos a requerir por lo menos 3 o 4  equipos permanentes con Fortín”, agregó el CEO.

Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares “con muy buenas productividades”, expresó Markous. “Estamos muy entusiasmados con este nuevo proyecto. Así como llegamos a los 24 millones de metros cúbicos día de gas, queremos alcanzar los 100 mil barriles”, enfatizó.

Indicó que con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina buscarán superar luego esa meta contabilizando 30 mil barriles diarios que planean alcanzar en Los Toldos I Norte, 20 mil barriles en Puesto Parada y otros 10 mil provenientes de Fortín.

Apuesta a Río Negro

Por otro lado, Tecpetrol continúa su apuesta a Puesto Parada, el área que opera en Senillosa y donde aseguraron que a fines de este año estiman alcanzar los 6.000 barriles diarios, para en una segunda etapa llegar a los 20 mil. Allí la compañía posee 4 pozos en producción y 8 en construcción.

Otro de los retos será lograr la extensión de la concesión de Agua Salada, en Río Negro para reconvertirla al no convencional. Se trata de un yacimiento maduro que la empresa opera en conjunto con YPF desde 1990 y cuya concesión vence en 2026. “Vemos una oportunidad en Agua Salada y buscaremos la extensión para desarrollar el no convencional allí”, aseguró Markous.

, Laura Hevia

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Pampa Energía apuesta por el petróleo: invertirá US$ 1.500 millones en un área de shale oil en Vaca Muerta

Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, decidió complementar esta estrategia mediante el desarrollo de áreas de petróleo no convencional. En esa línea, su CEO, Gustavo Mariani, aseveró hoy ante inversores: “Tenemos planificado una inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025 y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”. 

La empresa presentó los resultados que obtuvo del tercer trimestre del año. La compañía destacó el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda e informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.

Producción de gas

Mariani informó: “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de 14 millones de m3 por día, lo que significa un 8% más en comparación al mismo trimestre del año pasado”.  

A su vez, en el segmento eléctrico Pampa aumentó su generación en un 19%, a pesar de la reducción del 3% en la generación eléctrica nacional, en comparación con el tercer trimestre de 2023.

Por último, la compañía indicó que “se continúa fortaleciendo la situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x”.

Desarrollo

A principios de octubre, la compañía emitió una Obligación Negociable (ON) clase 22 en el mercado local a cuatro años por US$ 83.977.835 para poder avanzar en el desarrollo del shale oil en el yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas.

Esto es así porque desde la firma prevén multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50.000 barrilles diarios en 2027.

, Redaccion EconoJournal