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Enarsa volvió a exigir el pago de la millonaria deuda contraída por Distrigas S.A. durante las gestiones de María Belén García (2020-2022) y Karina Saúl (2022-2023).
La deuda acumulada, que asciende a $13 mil millones, responde a la falta de cumplimiento de compromisos de pago con la distribuidora nacional. Según el actual presidente de Distrigas S.A, Marcelo de La Torre, esta situación “genera una coyuntura muy difícil para el crecimiento de la empresa”.
“El tiempo nos apremia. Estamos realmente preocupados porque hemos presentado varias propuestas de pago, pero todas fueron rechazadas. La presión es cada vez mayor y debemos evitar que esta situación termine en juicio. Si esto avanza, podría derivarse en retenciones automáticas para la provincia, algo que debemos impedir a toda costa”, expresó De La Torre.
Para graficar la magnitud de la deuda, el presidente de Distrigas señaló: “El monto equivale a la coparticipación de 12 meses de tres municipios como Gobernador Gregores, Los Antiguos y Puerto Santa Cruz. O, si buscamos otra referencia, sería el valor de 350 patrulleros equipados. Es una forma clara de dimensionar el desafío que nos toca afrontar y resolver, producto de la desidia que vivió Santa Cruz en el pasado”.
A pesar del complejo panorama financiero, De La Torre destacó que se han realizado avances importantes: “Aunque enfrentamos dificultades presupuestarias, hemos maximizado los recursos y brindado respuestas en cada una de las localidades donde Distrigas tiene presencia”.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Energía Eléctrica, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, tiene a su cargo la ejecución de acciones relacionadas con la generación de energía eléctrica de origen térmico, hidráulico y de fuentes renovables; como así también, en lo que refiere al transporte troncal de energía eléctrica en alta y media tensión, desde el punto de entrega hasta el punto de recepción del distribuidor y las estaciones transformadoras que la componen, además de la comercialización de la energía mayorista.
Bajo estos lineamientos, durante el año 2024, se trabajó en la implementación y actualización del Sistema de Monitoreo Web para el seguimiento sistemático de información sobre el mercado eléctrico en Santa Cruz; además de la vinculación de información entre el sistema de monitoreo web propio, con el Sistema de Información Territorial Unificado (SITU), implementado desde la Jefatura de Gabinete de Ministros.
Otra de las tareas que se llevaron adelante desde esta Secretaría, fue el análisis del comportamiento del mercado eléctrico en Santa Cruz, en donde se destaca la consolidación de un saldo neto exportador de energía eléctrica, superando a la demanda de energía eléctrica en más del 49%, con una participación en la generación renovable mayor al 89% en Santa Cruz.
Por otro lado, se realizaron actividades de control e inspección para la verificación de las calidades y cantidades del gas combustible utilizado para la exportación de energía eléctrica desde la “Central térmica Los Perales”, “Central térmica El Huemul” y “Central térmica Meseta Espinosa”.
Otra de las actividades a destacar, fue el análisis de precios de compra de energía eléctrica desde el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) por parte de los agentes distribuidores dentro de la provincia, registrándose un aumento interanual mayor al 418%; como así también, un análisis de los costos que representa la provisión de gasoil para generación aislada de energía eléctrica, es decir, abastecimiento a las localidades que no están incorporadas al SADI, registrándose un aumento interanual mayor al 364%.
A su vez, se analizó el factor de carga de las centrales renovables de tecnología eólica en Santa Cruz, en donde se destaca haber alcanzado aprovechamientos máximos entre 64% y 70% desde la entrada en operación de los mismos.
Por otro lado, se vienen generando oportunidades para crear un escenario favorable para el desarrollo del Hidrógeno Verde en Santa Cruz. En ese sentido, desde la Secretaría de Energía Eléctrica, se participó del foro de creación del proyecto de Ley nacional; al tiempo que se generó un espacio propio de debate – el pasado 30 de agosto en la ciudad de El Calafate – junto a la Unión Europea y a la Plataforma H2, al que asistieron empresarios, diplomáticos y profesionales interesados en participar de este nuevo desarrollo, e invertir en Santa Cruz.
En paralelo, para avanzar en la legislación nacional y en un marco regulatorio que establezca claros lineamientos que propicien su desarrollo, y por sobre todo se comprenda su importancia, se coordinó una reunión entre los legisladores nacionales que representan a Santa Cruz, para debatir el proyecto de ley de Hidrógeno Verde, en análisis en la Cámara de Diputados de Nación.
Algo a destacar como un importante avance en la materia, es el lanzamiento del primer acuerdo de colaboración público-privada del Programa H2Uppp en Argentina, liderado por empresas del sector europeo, para la producción de hidrógeno verde y amoníaco verde, y que se concretará en Santa Cruz.
Denominado “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” es un proyecto que está siendo desarrollado por la empresa austriaca de energía renovable RP Global, con el objetivo de producir amoníaco verde para la exportación, principalmente al mercado europeo, y satisfacer la demanda local, instalando 3GW de electrolizador, alimentado por un parque eólico estimado de 4,2GW que puede producir +21,340GWh de energía que se puede utilizar para producir hasta 1,7 Mt/año de amoníaco en la primera etapa.
Las parcelas comprometidas para el proyecto, están situadas en cercanías de los puertos de Punta Quilla y Puerto Deseado, lo que abre la posibilidad de que buques transporten amoníaco verde a otros continentes, y lo utilicen como combustible y materia prima para la industria química.
En lo que respecta a la Ley 3873 – Mesa de Hidrógeno Santa Cruz, que tiene por objeto el diseño participativo de políticas públicas, se coordinó la realización de la primera reunión interinstitucional, y en la actualidad, junto a legisladores, se está trabajando en su modificación, a los efectos de incluir a sectores que no habían sido contemplados inicialmente.
A su vez, se trabajó en la modificación de la Ley Provincial 3247 – de Seguridad Eléctrica, sumando la intervención de los cuerpos colegiados en las instancias previas a la habilitación de los servicios domiciliarios, buscando generar mayores condiciones de seguridad para la población santacruceña.
También desde la Secretaría, se inspeccionó la obra El Pluma – Perito Moreno – Los Antiguos, que integrará el Sistema Argentino de Interconexión, en lo que hace a todos sus avances, estudiando re-determinación, certificados, estudios ambientales y eléctricos; como así también para la obra de El Jaramillo, inspeccionando y coordinando los detalles técnicos faltantes para su inicio; al tiempo que se finalizó con la elaboración del Contrato entre SPSE, TRANSPA y PCR.
Finalmente, se trabajó junto a YCRT y SPSE, en los aspectos técnicos que permitieron arribar al convenio de suministro de energía celebrado a fines de noviembre de 2024, en la que la provincia puede abastecerse de energía excedente generada por la empresa estatal minera.
El Gobierno de Mendoza aprobó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación de las áreas Cerro Mollar, La Brea y Puesto Rojas, en Malargüe, operadas por Petroquímica Comodoro Rivadavia SA (PCR).
El decreto de la extensión, firmado por el Gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, refuerza la estrategia provincial de revitalizar y prolongar la vida útil de yacimientos maduros, creando nuevas oportunidades en un sector clave para la economía y la historia mendocina.
“El interés del privado en extender su concesión y la inversión comprometida demuestran que Mendoza aún tiene mucho para dar en materia de hidrocarburos. Ello requiere de una política hidrocarburífera que priorice y premie inversión y eficiencia, y en ese sentido estamos trabajando desde el Gobierno provincial”, afirmó la ministra Latorre. “Las empresas necesitan de reglas claras y estímulos a la inversión que dinamicen el mercado, ese es nuestro mejor aporte”, agregó.
“Las áreas prorrogadas son parte fundamental del patrimonio hidrocarburífero de Mendoza, cuya historia energética se remonta a las décadas de 1970 y 1980, cuando la región se consolidó como un epicentro petrolero en la provincia”, comentó el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.
“La transferencia de estas áreas a PCR en 2023 marcó el inicio de una nueva etapa, logrando un incremento en la producción de 45 m³/d a 140 m³/d gracias a un plan integral de reactivación. Este resurgimiento reafirma la vigencia y el valor de estos yacimientos convencionales para Mendoza”, explicó.
Inversiones por más de USD 20 millones
El compromiso de inversión de PCR asciende a USD 20 millones e incluye una estrategia focalizada en dos frentes:
Reactivación de pozos inactivos: Las actividades enfocadas en poner nuevamente en producción pozos inactivos han generado incrementos significativos en la producción de hidrocarburos. Este enfoque continuará durante la vigencia de la prórroga, garantizando un crecimiento sostenido.
Exploración de nuevos horizontes: PCR perforará seis nuevos pozos, cuatro de ellos exploratorios, en busca de oportunidades inexploradas en estos yacimientos históricos. Esta actividad permitirá la certificación de nuevas reservas y posicionará a Mendoza como un líder estratégico en el desarrollo energético del país.
Además del compromiso inicial, PCR contempla una inversión adicional de hasta USD 24 millones, supeditada al éxito comercial de los pozos exploratorios. Esto podría derivar en la perforación de hasta tres pozos adicionales por cada descubrimiento comercial, consolidando el horizonte productivo y económico de la provincia.
La presencia de empresas experimentadas en la gestión de campos maduros, como PCR, es clave para maximizar el potencial de estos activos.
“Los planes ambiciosos y sostenibles de inversión no solo extienden la vida útil de los yacimientos, sino que también demuestran cómo combinar historia y modernidad en la explotación de recursos”, señaló Erio.
Impacto económico positivo y compromiso con el ambiente
PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental, enfocándose en el saneamiento de pasivos ambientales. Este esfuerzo incluye el abandono de pozos, la remediación de suelos, la adecuación de instalaciones y la implementación de prácticas sostenibles que aseguren el cuidado del entorno natural y el bienestar de las comunidades locales.
El aumento en la producción, junto con los planes de desarrollo comprometidos, generará un impacto significativo en la recaudación provincial y beneficios directos para las comunidades locales.
Además, se dará prioridad a proveedores y servicios locales, lo que asegura que el desarrollo energético fortalezca la economía mendocina.
La prórroga de estas concesiones no solo pone en valor el legado histórico de los yacimientos, sino que también abre un futuro lleno de posibilidades para Mendoza. En colaboración con el sector privado, el Gobierno reafirma su compromiso con una gestión eficiente, sostenible y visionaria de los recursos hidrocarburíferos de la provincia.
El 3 de febrero se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en ejecutar la extensión de la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta. Se trata de una importante obra que anunció el gobernador Rolando Figueroa bajo la premisa de que “el gas, primero para los neuquinos”.
Si bien desde la gestión de Figueroa se trabaja para estrechar los lazos que permitan incrementar los volúmenes de exportación de gas a Chile (el reciente encuentro con el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacamán es un nuevo ejemplo de ello), la decisión es llevar el gas a las localidades del norte de la provincia que ven pasar el gasoducto hacia el vecino país.
El concurso de precios tiene por objeto la contratación de la ejecución de extensión de la red de gas natural y red de fibra óptica, que deberán realizarse conforme a las normas técnicas de Camuzzi Gas del Sur SA, Enargas y demás reglamentaciones vigentes. Se trata de dos tramos: el primero desde Andacollo a Los Miches y Guañacos; y el segundo, desde la válvula de derivación en la rotonda de las rutas N°38 y 43 a Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta.
La concreción de este proyecto de extensión es posible gracias a las políticas de austeridad del gobierno provincial y específicamente de Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa), que ahorró en transporte y puede realizar estas inversiones en obras para llevar el gas a más neuquinos. Desde que dejó de ir a Bahía Blanca para cargar Gas Licuado de Petróleo (GLP), la empresa neuquina generó un ahorro mensual de 300 millones de pesos.
Los Miches ya es abastecido a través de una planta de GLP, pero la intención es migrar hacia el gas natural. Inicialmente se propuso avanzar con eso y llevar el gas también a Guañacos. Sin embargo, los estudios técnicos y de ingeniería permitieron repensar el proyecto inicial y ampliarlo. El Gobierno neuquino aprobó un aporte de capital de 19.396 millones de pesos para Hidenesa, que recuperará una parte de la inversión porque las plantas que hoy están situadas en esos lugares se trasladarán. Esto incluye la inversión para llevar fibra óptica a las distintas localidades. La realización de ambas obras en forma paralela le permite al Estado ahorrar costos y llegar con dos servicios esenciales a toda la región.
Desde Hidenesa y el Ministerio de Energía ya se realizó la compra de las cañerías para el proyecto a través de Codineu, en las distintas medidas necesarias que ya se encuentran en proceso de fabricación, para que estén listos al momento de adjudicar la obra en los primeros días de febrero.
“Es un progreso enorme para el norte neuquino”, aseguró el gobernador al anunciar oportunamente la realización de la obra y agregó: “Estoy muy satisfecho con las empresas del Estado, porque se han vuelto cada vez más eficientes. Y más eficientes no quiere decir que se reduzcan costos dejando afuera de los beneficios a la gente, sino todo lo contrario”.
La apertura de las ofertas se hace en forma digital, y está prevista para el 3 de febrero.
Mientras sigue adelante proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, se aprobó un incremento promedio del 5% que impactará en las boletas del servicio energéticoprovincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.
La decisión quedó oficializada en la Resolución 4 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada este martes en el Boletín Oficial. Ahí se explica que los nuevos valores corresponden a las subas de los precios de la energía y potencia mayorista y transporte aprobados por Nación para el período comprendido entre el 1º de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025.
Según replicó la agencia de noticias DIB, tiene que ver con la actualización del gravamen destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) conforme con lo dispuesto en la resolución nacional de octubre del año pasado y un ajuste transitorio del valor agregado de distribución.
Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 3,5% promedio, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un punto. También el ajuste llegará a EDEA, EDEN y EDES, lo que impactará en las cooperativas eléctricas del interior bonaerense. En algunos casos, la suba de los cargos fijos llega al 5%.
La última actualización había sido a principios de noviembre, cuando el costo del servicio había aumentado en torno al 8%.
La Secretaría de Energía de la Nación ultima los detalles de una nueva licitación para el sector energético de Argentina, con el objetivo de instalar 500 MW de potencia de sistemas de almacenamiento en baterías en las redes del área metropolitana de Buenos Aires.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, el pliego incluirá la contratación de sistemas de baterías con capacidad de almacenamiento de cuatro horas, que se utilizarán en las horas pico de demanda, mientras que los off-takers serán Edenor y Edesur.
Por el lado de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), se encargará de llevar adelante la licitación, calificación y adjudicación como en anteriores oportunidades, a la par que actuará como garante de pago.
El gobierno apunta a consolidar la convocatoria en los próximos días, a fin de resolver la crítica situación de diversos puntos del AMBA y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.
“Sería por 500 MW en AMBA, en principio solo para nodos rojos (críticos), pero todavía se está analizando si también se incluyen los nodos amarillos”, aseguró una fuente cercana de la Secretaría de Energía de la Nación en conversación con este portal de noticias.
“Es un proyecto que está en proceso y dentro de los próximos días o semanas saldrá la resolución correspondiente”, confiaron desde la entidad encargada de la cartera energética nacional
“Resta la firma de la Secretaría y que pongan el pliego en la calle. Después habrá que ver cómo queda el contrato. Pero va todo encaminado para que se publique”, complementó una persona allegada de CAMMESA.
A pesar que aún se desconocen los detalles del pliego, entre ellos el precio máximo de la energía a contratar (remunerada por potencia en USD/MW) y la ubicación en la que se instalarán los proyectos, sí es sabido que los sistemas BESS podrían estar listos entre 12 y 18 meses.
Esto significa que si el proceso transcurre de manera acelerada, esos proyectos estarían disponibles a partir de inicios del 2026 en adelante. Es decir que se demorarían menos que la construcción de nuevas centrales con potencia firme.
Antecedentes con baterías
Esta será la segunda vez que se contrate almacenamiento en baterías para el Mercado Eléctrico Mayorista tras lo hecho en la licitación RenMDI, donde finalmente se adjudicaron 4 centrales híbridas (generación renovable + storage) por 61,5 MW (15,4 MW de baterías por 3 horas).
Es decir que, como mínimo de lo que se adjudicó, corresponden a poco más 15 MW de potencia de convertidores conectados a 46 MWh de almacenamiento en sistemas de baterías, según estimaciones del sector.
Y al entender que serán las primeras experiencias y, sus implicancias respectivas, ello podía definir los criterios de utilización y reglas claras para el mercado que favorezcan la integración de ese tipo de sistemas a gran escala dentro del MEM.
Los recursos de generación distribuida se transformarán en la segunda fuente de generación eléctrica en el Brasil para el 2029, según una nueva estimación del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) del país vecino. El crecimiento de este tipo de fuentes, que son centralmente fotovoltaicas, está teniendo impactos importantes en la planificación de la matriz eléctrica de Brasil. De hecho, el Estado brasileño considera que hacia el final de la década, el ingreso de generación distribuida desplazará a una importante cantidad de potencia eléctrica proveniente de parques eólicos y solares (hasta unos 40.000 MW), que saldrán de operación durante las horas del día de bajo consumo.
El flamante Plano de Operación Eléctrica de Mediano Plazo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el período 2025-2029 estima que la Micro y Minigeneración Distribuida (MMGD), que ya supera los 33 GW (33.000 MW) de capacidad instalada, debería alcanzar alrededor de 50 GW para el 2029. La MMGD esta compuesta principalmente por sistemas de generación solar fotovoltaica en hogares y establecimientos comerciales. En paralelo a los 33 GW de MMGD, existen unos 19,9 GW de generación tipo III (usinas generadoras conectadas a los sistemas de distribución).
El crecimiento proyectado haría que la MMGD se transforme en la segunda fuente de generación eléctrica del Brasil, por detrás de la energía hidroeléctrica. Pero como los recursos de MMGD y los de tipo III no estan bajo el control del ONS, aparecen una serie de desafíos e impactos en la operación del sistema interconectado nacional.
Expansión real y prevista de la generación distribuida. Fuente: ONS, Brasil.
Generación fuera de servicio
El principal impacto de la micro y migeneración distribuida es relativo a la carga del sistema, es decir, a la demanda que es efectivamente servida por la generación que está conectada a la red nacional brasileña y cuyo despacho esta bajo control del ONS, como las centrales hidroeléctricas, los parques de renovables o las usinas térmicas. El crecimiento de la MMGD esta desplazando a los generadores tradicionales durante el día, especialmente en las horas de mayor radiación solar. Ese desplazamiento podría llegar a casi 40.000 MW de capacidad de parques eólicos y solares fuera de servicio.
La carga mínima del sistema, el momento de menor carga servida por los generadores conectados al SIN, tradicionalmente se producía durante la madrugada del sábado al domingo. Sin embargo, con el importante aumento de la MMGD en los últimos años, esta ocurrencia se ha trasladado a los domingos, entre las 10 y las 13 horas, horario en el que la generación fotovoltaica contribuye significativamente a satisfacer la demanda del SIN.
El ONS estima que el crecimiento de la generación distribuida estará inclusive por encima del crecimiento de la demanda eléctrica, por lo que la carga mínima se reducirá aún más en los horarios de mayor radiación solar. A modo de ejemplo, el informe proyecta que la carga neta horaria mínima en un domingo de 2029 es del orden de 40.553 MW, la cual se produce a las 11:00 horas. Para alcanzar esa carga, el ONS recorta 39.160 MW de potencia de parques eólicos y solares para garantizar el equilibrio entre demanda y generación en el sistema y mitigar el riesgo de pérdida de control de frecuencia.
Cobertura de la demanda en 2029. Fuente: ONS, Brasil.
Líneas de transmisión ociosas
El otro impacto significativo del traslado de las cargas mínimas durante el día es un fenómeno de capacidad ociosa en las líneas de transmisión y la reducción de recursos de energía reactiva en el sistema, lo que introduce desafíos para mantener el voltaje de las subestaciones de la red nacional dentro de los rangos operativos.
El traslado de la carga mínima hacia las horas diurnas obliga a tomar una serie de medidas para mantener la frecuencia de la red. El ONS lo ejemplifica analizando el comportamiento del sistema en el día que se registró la menor carga mínima del 2024, que fue de 41.412 MW.
«Luego de agotar todos los recursos disponibles para el control de tensión, como desconectar bancos de capacitores, activar reactores, reducir la tensión en las unidades generadoras de las plantas y aumentar la absorción de potencia reactiva en los sistemas síncrono y estático compensadores, aún fue necesario desconectar 21 líneas de transmisión de la Red Básica, siendo 20 el número máximo de LT desconectadas simultáneamente«, indica el reporte. También fue necesario reducir 4641 MW de generación proveniente de parques eólicos y solares.
De esta forma, el segmento de transmisión eléctrica será muy impactado por el crecimiento de la MMGD. Las líneas de transmisión trabajarán más durante la noche que en las horas de mayor radiación solar. «En este escenario, dado que ha habido un crecimiento importante de la MMGD en los últimos años y que la proyección de expansión a futuro supera el aumento del consumo del SIN durante los períodos de carga mínima, se proyecta una reducción de la carga mínima neta en determinados momentos del día. Este escenario contrasta con la ampliación del sistema de transmisión, diseñado para atender la máxima demanda, ahora desplazado al horario nocturno», indica el reporte.
Impacto del MMGD en la curva de carga. Fuente: ONS, Brasil.
CHINT, fabricante de materiales eléctricos de baja media y alta tensión reconocido por ofrecer soluciones integrales para el sector fotovoltaico, presentó una innovación destacada para mejorar las infraestructuras de transmisión y promover la integración de energías renovables en Latinoamérica.
Oscar Iván Urrea Riveros, gerente general en Colombia de CHINT, resaltó la importancia de un producto en particular que está marcando la diferencia: el transformador de potencia sumergido en éster dieléctrico natural, recientemente certificado para voltajes de hasta 750 kV.
“Nuestro transformador con Éster Natural cuenta con tres ventajas principales: es 99% biodegradable, con un punto de ignición mucho más alto, 300 grados centígrados, que es prácticamente el doble de lo que tiene el punto de ignición del aceite mineral y por último, por supuesto, un tema de confiabilidad y estabilidad en el desempeño de estos equipos,” destacó Oscar Urrea durante su participación en Future Energy Summit Colombia (FES Colombia). Este avance refuerza el compromiso de la empresa con el concepto de energía limpia y sostenible, facilitando la transición hacia fuentes renovables en toda la región.
Proyectos estratégicos en Latinoamérica
CHINT ha desempeñado un papel clave en la región, no solo a través del suministro de soluciones solares como paneles fotovoltaicos, sino también mediante la entrega de transformadores esenciales para proyectos renovables a gran escala. En los últimos cuatro años, la empresa ha suministrado un importante volumen de transformadores en América Latina, de los cuales una proporción significativa está destinada a iniciativas sostenibles.
“Hemos participado no solo desde el suministro solar, sino particularmente en el suministro de transformadores a nivel regional. En los últimos cuatro años hemos suministrado aproximadamente 140 transformadores, de los cuales un gran número de estos transformadores van dirigidos al segmento renovable,” detalló Urrea.
La compañía ha trabajado en proyectos destacados en Colombia, México, Chile y Brasil. “En Colombia, por supuesto, a niveles de tensión de 500 kilovoltios, de 110 kilovoltios con ENEL, con ENGIE en México en un proyecto eólico en particular, un proyecto solar en Chile y en Brasil a niveles de tensión de 230 kilovoltios, varios a utilidades importantes en Brasil,” explica.
Innovación tecnológica para la transición energética
El transformador de potencia presentado no solo ofrece una alternativa más segura y ecológica gracias a su diseño con éster natural, sino que además cubre un amplio rango de tensiones con soluciones específicas para responder a las necesidades de proyectos renovables en distintas escalas.
“Nuestra oferta de transformadores arranca con equipos desde 34.5 kV hasta los 750 kV, pasando por 230, 400, 500, etcétera,” subrayó Urrea. Este enfoque busca apalancar el concepto de energía limpia y avanzar más allá de las tecnologías conocidas.
“Es una forma de aportar, por supuesto, al concepto de energía limpia en todos los proyectos renovables y, por supuesto, en el desarrollo de esta energía a lo largo y ancho, obviamente, de Latinoamérica,” agregó en FES Colombia.
Este enfoque innovador de CHINT refleja el creciente compromiso de la región con la adopción de tecnologías avanzadas para la transición energética. Al implementar transformadores con un menor impacto ambiental y una mayor seguridad operativa, se fortalece el desarrollo de redes de transmisión más sostenibles.
Mabrex Centroamérica, expertos en el suministro de equipos y soluciones especializadas en la medición y gestión de la energía, así como de monitoreo y protección de activos críticos, ha implementado exitosamente numerosos proyectos en toda la región.
Como EcoXpert Master de Schneider Electric, esta empresa se desempeña como distribuidor e integrador de soluciones de energía digital para proyectos de energías renovables.
Entre su oferta disponible para el segmento utility scale, se destaca el sistema de gestión, medición y control para plantas de generación eléctrica, con grandes diferenciales para hidroeléctricas, eólicas o solares.
Según explicó Alejandro Natareno, CEO & Co-Founder de Mabrex Centroamérica, el ecosistema es denominado EcoStruxure, y allí se integran software tales como el Power Monitor Expert (PME) y EcoStruxure Power Operation (EPO).
Pero no todo queda en la nube, también se pueden incluir algunos equipos de campo, entre ellos medidores de energía, relés de protección, entre otras cosas; todas comunicadas a un mismo sistema donde diferentes actores que pertenecen a las empresas generadoras se pueden beneficiar de la diferente información comercial de facturación o de la generación de energía per se, permitiendo también gestionar y llevar una trazabilidad del comportamiento de su planta, monitoreo de eficiencias y mucho más.
“Los sistemas te brindan unas capacidades de dashboard donde puedes tener tus índices de desempeño, por ejemplo, si tienes una planta única podrías estar viendo la velocidad del viento contra la generación por aerogenerador para ver las eficiencias de los aerogeneradores, verificar la curva de potencia la curva de potencia de despacho del aerogenerador; lo mismo podrías hacer con los inversores de las plantas solares y paneles solares, o sea, sabes cuánto es la radiación contra el despacho de kilovatios por hora y ahí empieza a ver las eficiencias de tus plantas de generación”, detalló el CEO de Mabrex.
Adicionalmente, hay algunas otras variables importantes principalmente en plantas eólicas y solares a las que también se les puede dar seguimiento mediante estas soluciones, como los índices de calidad de energía – que incluyen variables como la frecuencia o el nivel de voltaje que sirven como parámetros de calidad de energía para los mercados eléctricos-, o la compensación y/o la inyección de potencia reactiva al sistema interconectado que también es importante para las plantas renovables que tienen que cumplir con el código de red de su país.
“Tienes un montón de beneficios, tienes una base de datos con históricos y, que te pueden servir para generar modelos predictivos, por ejemplo, si tienes una proyección o un forecast del viento o de la radiación que va a haber en los próximos siete días, tú podrías modelar cuál debería ser el despacho de tu planta e irlo comparándolo en tiempo real para ver si se van cumpliendo tus modelos proyectados, estar monitoreando las eficiencias de tus distintos aerogeneradores o tus distintos inversores, eso es de los beneficios que puedes obtener”, resumió Alejandro Natareno.
De esta manera, Mabrex Centroamérica se posiciona como un aliado estratégico para centrales de generación renovable a través de la digitalización y la eficiencia, maximizando las utilidades y promoviendo una mayor competencia en el mercado.
En el marco de una keynote destacada durante Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Luis Castillo, Sales Manager Nola and the Caribbean de SolaX Power, compartió detalles sobre los avances y planes de la compañía en el sector energético latinoamericano.
Con una década de experiencia en el mercado, SolaX Power se posiciona como un referente en tecnología para energía renovable, abarcando más de 80 países y con más de 100 patentes que avalan su liderazgo.
“Hoy en día contamos con más de 3.000 empleados a nivel mundial, de los cuales 800 están dedicados exclusivamente a innovación y desarrollo”, aseguró Castillo. Este compromiso con la innovación ha permitido a la empresa destacarse en el diseño de equipos y soluciones tecnológicas robustas, dirigidas a cubrir las necesidades del mercado de generación distribuida.
El portafolio de SolaX Power abarca desde productos para el sector residencial hasta soluciones de gran escala para el sector utility. “Estamos enfocados principalmente en inversores y sistemas de almacenamiento de energía que se integran de manera articulada”, explicó el ejecutivo.
Entre las soluciones destacadas están aquellas «todo en uno», que ofrecen una capacidad de entre 100 kWh y 200 kWh, escalables hasta alcanzar configuraciones de varios megavatios. Según Castillo, estas están diseñadas para proporcionar respaldo energético confiable y eficiencia operativa en segmentos como el comercial e industrial. De allí, la compañía lanzó recientemente modelos de almacenamiento de energía en gabinetes, tales como el ESS-AELIO y el ESS-TRENE.
Sin embargo, la gran apuesta de SolaX Power para 2025 sería en el campo de los inversores con el modelo X3-GRAND, que estará disponible para producción masiva en el primer trimestre de este año. “Este equipo, que va desde 300 kW hasta 350 kW, está diseñado pensando en las demandas del mercado de generación distribuida y las minigranjas solares”, señala Castillo, añadiendo que este modelo responde a las necesidades específicas de la región, como el límite de 999 kW en Colombia.
Presencia global y enfoque estratégico en Latinoamérica
Con oficinas en mercados clave como Japón, Alemania, Estados Unidos y Brasil, y cuatro fábricas en China, SolaX Power ha consolidado una red de manufactura robusta y diversificada. “En Hangzhou, producimos inversores y baterías, mientras que en Shenzhen estamos muy enfocados en equipos de almacenamiento”, detalló Castillo durante su keynote en FES Colombia.
En Latinoamérica, el punto de entrada fue Brasil, seguido de México, el Caribe y Colombia, donde la empresa está adaptando su portafolio a las normativas locales, como el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Castillo enfatiza: “Nos adelantamos a tener todo nuestro portafolio certificado según la nueva versión del RETIE lanzada en abril. En pocos meses ya cumplíamos con los requisitos”.
Respaldos corporativos y visión futura
La estabilidad financiera y gobernanza de SolaX Power están respaldadas por su cotización en bolsa y el apoyo de accionistas y socios como China Three Gorges Corporation (CTG) y State Power Investment Corporation (SPIC). Estas entidades son líderes en generación de energía renovable, como CTG que gestiona cerca de 30 GW de capacidad instalada.
En términos de expansión, la empresa ha logrado posicionarse con fuerza en Europa, alcanzando una participación del 30% en el mercado de inversores híbridos en países como Alemania y República Checa. De acuerdo con Castillo, este éxito inspira la ambición de conquistar mercados complejos en Latinoamérica:
“Lo que corresponde a mi injerencia estamos entre Colombia, Centroamérica y el Caribe, en varios mercados que estamos viendo muy interesantes, incluso en Sudamérica Venezuela también nos está llamando fuertemente la atención. Allí, buscamos apoyar la transición energética y cubrir los gaps de infraestructura eléctrica que los distintos países necesitan”, finalizó Luis Castillo, Sales Manager Nola and the Caribbean de SolaX Power.
Risen Energy, fabricante líder mundial de soluciones fotovoltaicas, reafirmó su liderazgo global en la transición hacia tecnologías más eficientes y sostenibles durante el evento organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago, Chile.
Juan Gattoni, director global de Grandes Cuentas de la compañía, dio a conocer los próximos pasos de la estrategia de Risen Energy, tanto para la producción de módulos solares como de sistemas de almacenamiento en baterías.
La compañía ya cuenta con una capacidad de producción de 50 GW de módulos fotovoltaicos, de las cuales la mitad de esa capacidad corresponde a la tecnología HJT (Heterojunction Technology) y actualmente es capaz de tener módulos de 720 W en producción en masa.
Sin embargo, el gran foco para el 2025 estará en aumentar la potencia de sus soluciones y posicionarse aún más fuerte en mercados estratégicos de Latinoamérica.
“La idea de avanzar en Q1 de 2025 con módulos de 730 W de potencia y terminar el año en la producción masiva de módulos de 740 W. Hecho que se logra a través de años de investigación y desarrollo”, indicó Gattoni frente a un auditorio de más de 400 líderes del sector renovable de la región.
“2025 será un año de consolidación del HJT. El mercado empezará a tener nuevos jugadores con esta tecnología. Además, a partir del 2025, Risen brindará la opción de que sus módulos tengan un marco de acero, sin costo adicional. Está comprobado que tiene mejores propiedades mecánicas y también es recubierto con níquel, lo cual puede ser una buena alternativa para las zonas con alto contenido de oxidación”, añadió.
Mientras que la hoja de ruta hacia futuro proyecta la incorporación de tecnología Back Contact HJT hacia el año 2026, a fin de lograr mayor eficiencia y mejorar las soluciones que ofrece al mercado.
Por el lado del almacenamiento BESS, seguirá apostando por su empresa emblema en dicho negocio, anteriormente conocida como SYL (adquirida por Risen en 2018) y que recientemente fue denominada Risen Storage.
“Tenemos un fuerte track récord de más de 3 GWh instalados a la red con Risen Storage. Y junto a la producción de módulos fotovoltaicos, son los dos modelos de negocios estratégicos que la compañía quiere apuntar en Latinoamérica”, insistió Gattoni.
“En storage somos N°1 en Reino Unido, dentro del top 5 en Estados Unidos, a la vez que somos un jugador importante en China y Australia, y queremos traer todas las prácticas para la región de LATAM. Risen tiene muy claro la misión de liderar la transición energética, con alta tecnología de eficiencia y haciendo redituable sus productos para los clientes”, concluyó.
Dado que las baterías de ion de litio tienen una densidad energética más alta que otros tipos de baterías, son más propensas a la fuga térmica, lo que puede generar grandes cantidades de gases inflamables, llevando a incendios y explosiones significativas. Sin embargo, Pylontech, con su tecnología única de celdas de batería, controla firmemente el riesgo de fuga térmica. ¿Cuál es el código de seguridad de las celdas de batería de Pylontech?
Selección de materiales
Basado en el modelo de fuga térmica desarrollado por los investigadores de Pylontech, la compañía domina la clave para mejorar la seguridad de las celdas de batería optimizando los materiales de los electrodos, membranas y electrolitos para reducir la tasa de reacción de fuga térmica, disminuir la producción de calor y reducir el contenido de gases combustibles. Además, Pylontech adopta una estructura de celda que puede aislar eficazmente los electrodos positivo y negativo, evitando cortocircuitos internos, utilizando materiales como cerámica, papel de membrana recubierto con adhesivo, etc., para mejorar la estabilidad mecánica y el margen de seguridad de la celda.
Control de calidad
Pylontech lleva a cabo un control estricto de las impurezas metálicas, las partículas metálicas y el aislamiento interno durante el proceso de fabricación de las celdas de batería de la siguiente manera:
Las impurezas metálicas magnéticas en los materiales de la celda de batería se mantienen en ≤1ppm.
5 dispositivos de eliminación limitan las impurezas en la pasta recubierta ≤ 200ppb.
La vida útil de las herramientas de corte se controla estrictamente.
Un dispositivo de eliminación de polvo ultrasónico elimina el polvo y las partículas metálicas.
Las dimensiones del embalaje se miden y controlan en ≤0.2 mm.
El proceso de prensado en caliente de la membrana recubierta con pegamento evita riesgos de aislamiento.
4 pruebas HIPOT eliminan los riesgos de micro-cortocircuitos internos.
Un sistema integral de seguimiento de calidad durante todo el proceso de producción.
Pruebas y certificaciones
Pylontech es uno de los fabricantes de almacenamiento de energía más calificados, con sus productos principales de celdas de batería certificados por normas internacionales como IEC, UL y JIS, así como las normas nacionales, incluidas las normas chinas GB/T 36276, GB/T 34131, etc. Estas certificaciones garantizan la seguridad y confiabilidad de nuestros productos.
Además, las celdas de Pylontech pasaron la prueba de fuga térmica en cumplimiento con la norma UL9540A. Según los datos de la prueba, la celda de batería de Pylontech alcanzó los 280°C antes de que ocurriera la fuga térmica, mientras que las celdas de litio generales experimentaron fuga térmica al calentarse por encima de los 200°C.
Capacidad de la celda
Pylontech ha analizado la seguridad de las baterías de diferentes capacidades y ha descubierto que, durante las pruebas de sobrecarga y calefacción, los sistemas de baterías pequeñas de bolsa blanda muestran varias ventajas sobre las baterías LFP de gran capacidad. Para los productos de almacenamiento de energía residencial, Pylontech prioriza las baterías pequeñas de bolsa blanda para mejorar la seguridad.
Diseño de la estructura
Para los productos de almacenamiento de energía C&I, Pylontech hace hincapié en la investigación y desarrollo independiente y la producción de celdas de batería con carcasa de aluminio cuadrada, que ofrecen una mejor seguridad y longevidad en comparación con las baterías de bolsa blanda y las cilindricas, debido a las siguientes características:
El ingreso masivo de fuentes de generación renovables desde hace una década, en particular eólica y solar, ha transformado completamente la forma de generar energía en Chile y, con ello, el sector vuelve a batir todos los récords en el avance de la transición energética.
Así lo confirma el último reporte de Generadoras de Chile, principal gremio del sector, que señala que el 70% del total de la electricidad producida en el país en 2024 fue generada por energías renovables, de acuerdo con datos preliminares del Coordinador Eléctrico Nacional.
Se trata de la cifra más alta desde que hay registro y significa un aumento de siete puntos porcentuales en comparación con el 63% alcanzado en 2023. La tendencia se ha incrementado durante los meses de octubre y noviembre, donde la generación renovable superó el 80% de la generación total.
Al distinguir los tipos de tecnología, la generación hidráulica nuevamente se convirtió en la principal fuente de generación, representando el 32% de la generación total, seguida por la generación solar con un 22%. Además, por primera vez, la energía sumada por centrales solares y eólicas (35%) superó a la generación térmica (30%).
En cuanto a máximos históricos, el 4 de noviembre se alcanzó el récord de máxima participación renovable horaria alcanzando un 95,7% a las 16:00. Esto no fue un evento único, ya que, en más de 400 horas del año, la generación renovable horaria superó el 90% del total generado. Por otro lado, la energía solar alcanzó una participación horaria de un 67,3% el 28 de diciembre, mientras que la generación eólica logró un 38% el 1 de agosto.
“Estos resultados dan prueba del compromiso de las empresas generadoras, que están trabajando día a día por impulsar la transición energética de forma segura y responsable, relevando la importancia de esta industria como pilar estratégico para el desarrollo del país y el crecimiento de otras industrias”, señaló Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.
Capacidad instalada y almacenamiento
En 2024, la capacidad instalada de generación alcanzó los 36,6 GW a noviembre de 2024, de los cuales casi un 70% corresponde a centrales renovables. Del total de centrales conectadas al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), un 30% corresponde a centrales solares, 20% a centrales hidroeléctricas y 14% a centrales eólicas.
En cuanto al almacenamiento de energía, 2024 marcó un ‘boom’ para esta tecnología. Los proyectos de almacenamiento en baterías totalizaron 3.081 MW, de los cuales 915 MW están en operación, 116 MW en fase de pruebas y 2.050 MW en construcción. En 2023, solo había 771 MW registrados entre operación, pruebas y construcción.
De acuerdo con Generadoras, durante la última década, el sector eléctrico ha invertido USD 35 mil millones en infraestructura de generación renovable y almacenamiento (operacional y en construcción). “Es importante destacar que el almacenamiento energético desempeña un papel crucial y su relevancia seguirá en aumento para garantizar una operación segura y eficiente de una matriz con altos niveles de energía renovable variable (solar y eólica), consolidando así un sistema más robusto y preparado para los desafíos energéticos del futuro”, explicó Charme.
Gran avance en la reducción de emisiones
De acuerdo con los datos, el CO2 que emite cada unidad de energía que se genera en la matriz eléctrica chilena (factor de emisiones) ha experimentado una notable reducción en la última década. En 2013, Chile registraba un factor de emisiones de 0,53 toneladas de CO₂ por MWh (valor similar al promedio mundial de ese entonces), generando un 45% de su energía a partir de carbón, mientras que solo un 30% provenía de fuentes renovables, principalmente hidroelectricidad.
Desde 2013 a 2024, el país ha retirado 1.679 MW de centrales a carbón, incorporando más de 19.000 MW de nuevas centrales de energía renovable y sistemas de almacenamiento. “Este avance ha permitido reducir la participación anual del carbón al 14% y aumentar la de las energías renovables al 70%, disminuyendo el factor de emisiones promedio a 0,2 toneladas de CO₂ por MWh, lo que equivale una reducción del 63% respecto a 2013. “Estos logros reflejan el compromiso firme del sector eléctrico chileno con la descarbonización, consolidando su liderazgo en los esfuerzos nacionales para enfrentar el cambio climático”, indicó Charme.
En cuanto al avance respecto a los países vecinos, este fuerte recambio tecnológico permitió que, en 2022, Chile superara a Argentina, y en 2023, a Perú y Colombia en términos de emisiones de CO₂ por cada MWh generado. Este logro es aún más significativo considerando que Colombia y Perú dependen en gran medida de la hidroelectricidad, sumada al uso significativo de gas natural en Perú y Argentina. Así, Chile se posiciona como un referente regional en transición energética y sostenibilidad.
“Chile lidera el proceso de descarbonización y es un ejemplo a nivel mundial. Pero la transición energética no está asegurada y hay una serie de desafíos que son urgentes para abordar. Necesitamos terminar con las discusiones que entrampan los avances de la industria y del país -como lo es el proyecto de ley de ampliación del subsidio eléctrico, el que está solucionado en base al pilar del IVA-, para ponernos de acuerdo en lo que es relevante: cómo implementamos las condiciones para avanzar en un proceso de descarbonización progresivo, cómo mejoramos el sistema de permisos y los criterios de evaluación ambiental para invertir en más energías renovables y sistemas de almacenamiento; cómo agilizamos el desarrollo de redes de transmisión que efectivamente sean necesarias; cómo reformamos el mercado eléctrico para operar altos niveles de generación renovable de manera segura y eficiente, y cómo reformamos el sistema de distribución para hacerlo más resiliente permitiendo la electrificación continua de los consumos. En definitiva, trabajamos de verdad en una transición energética eficiente, responsable y segura para todos”, concluyó Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.
Los precios del crudo bajaron el lunes, pero se mantenían en su nivel más alto desde mediados de octubre, ya que el clima frío estimula las compras, mientras que persisten expectativas de un endurecimiento de las sanciones a las exportaciones de petróleo iraníes y rusas.
El lunes 6 los futuros del Brent perdían un 0,4 %, a 76,18 dólares por barril, y el West Texas Intermediate en Estados Unidos cedía 0,5 %, a 73,61 dólares. No obstante, ambos siguen en máximos desde el 14 de octubre.
El petróleo vino acumulado sesiones de subas impulsado por la expectativa de un aumento de la demanda por la ola de frío que vive el hemisferio norte, y además de estímulos fiscales para revitalizar la economía china, señalan los expertos de este mercado.
Por su parte, Saudi Aramco, el mayor exportador petrolero mundial, elevó los precios del crudo de febrero para los compradores de Asia, la primera alza en tres meses. Una subida de estos precios suele indicar expectativas de demanda más firmes.
Cerro Vanguardia, con más de 26 años de trayectoria en la minería de oro y plata, firmó un acuerdo con Minera Don Nicolás para adquirir los derechos mineros del proyecto Michelle, una propiedad de 14.328 hectáreas ubicada al noroeste de su operación.
Este proyecto, que se encuentra en una etapa temprana a intermedia de exploración, representa una nueva oportunidad para extender la vida útil de Cerro Vanguardia más allá del año 2028, siempre y cuando los resultados de las tareas de exploración sean positivos, lo que fortalecerá la operación de la compañía, se indicó.
Además, durante 2025, la compañía implementará un plan de exploración e inversión que permitirá cuantificar los recursos existentes y descubrir nuevas oportunidades en esta área estratégica.
Francisco López, gerente general de Cerro Vanguardia, destacó que “La potencial adquisición del proyecto Michelle refuerza nuestro compromiso con el crecimiento sostenible de Cerro Vanguardia y con el desarrollo de la minería en Santa Cruz. Este paso refleja nuestra visión a largo plazo y nuestra apuesta por seguir creando valor compartido para nuestros empleados, proveedores, comunidades y otras partes interesadas”.
El yacimiento Cerro Vanguardia está ubicado en la meseta patagónica, a unos 150 km al noroeste de la ciudad de Puerto San Julián, en el Departamento Magallanes, Provincia de Santa Cruz.
China puso en pleno funcionamiento Fengning, la central hidroeléctrica de almacenamiento más grande del planeta, informó Xinhua.
Con la entrada en operación de su última unidad en Chengde (Hebei) el 31 de diciembre, la planta alcanza una capacidad instalada de 3,6 millones de kW y una capacidad de generación anual de 6.610 millones de kWh.
Según expertos, Fengning permitirá equilibrar el suministro energético, produciendo más electricidad durante los picos de demanda y almacenando energía en los momentos de menor consumo, suficiente para cubrir las necesidades anuales de 2,6 millones de hogares.
Se espera que la central hidroeléctrica de Chengde, que constituye una importante fuente de electricidad limpia, también reducirá las emisiones de dióxido de carbono en 1,2 millones de toneladas al año y ahorrará 480.000 toneladas de carbón.
La compañía estatal, al mando de Horacio Marín, firmó un Memorándum de Entendimiento para exportar la materia prima a tres empresas del país asiático. YPF firmará a mediados de este mes acuerdo con el gobierno de India con el fin de venderle Gas Natural Licuado de Vaca Muerta a tres compañías de ese país. El presidente de la empresa estatal, Horacio Marín, será el encargado de cerrar el pacto estratégico, quien por estos días se encuentra en Asia en la búsqueda de clientes que financien su nuevo proyecto con Shell. Vaca Muerta: YPF se asocia con empresas de la India […]
Los Kirchner fracasaron en hidrocarburos. En 2024 la Argentina vuelve a exportar gas. El gran cliente ya no es Chile sino Brasil: hasta 15 millones de m3/d. La Argentina exportaba gas natural hasta que los Kirchner llegaron a la Casa Rosada. Si bien su origen político fue la Patagonia, ellos nunca entendieron el negocio de los hidrocarburos. En los ’90, el gas natural argentino saltaba las fronteras hacia Chile. Luego, en el siglo 21, todo se interrumpió. Hoy día cruzan la Cordillera 5 millones de m3 diarios (difícil que Chile confíe en la Argentina tal como otrora). Entonces, hay demasiado […]
Con exportaciones que podrían triplicarse en menos de una década, el país busca convertirse en un actor clave en el mercado internacional de litio y cobre. «Nuestro país, con el litio y el cobre, tiene una importante ventana de oportunidad para ser proveedor en el comercio internacional de estos metales», dijo hace unos días el Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, en declaraciones a medios internacionales. Con este optimismo como telón de fondo, se conocieron los números de las exportaciones mineras de Argentina, que cerraron 2024 en torno a los 4.000 millones de dólares en 2024 y treparían […]
El boom de los hidrocarburos no convencionales alienta planes para construir nuevas plantas de producción de urea. La conexión con Santa Fe. Vaca Muerta y Vaca Viva. La emergente región del petróleo y gas no convencional y la tradicional zona núcleo apropecuaria pampeana mantienen vasos comunicantes. Ambas son consideradas por la política pública como grandes tractores de la economía, en el presente y por los próximos años. Hay complementariedad aunque también disputa por la centralidad a la hora de las decisiones estatales, que involucran regímenes especiales de inversiones como el Rigi. Y si bien las dos son vistas como fuentes […]
Bruchou & Funes de Rioja asesoró a VMOS S.A. (“VMOS”), una empresa de petróleo midstream de propósito especial, cuyos accionistas iniciales son YPF, Vista Energy, Pampa Energía y Pan American Energy, en un proyecto de infraestructura de midstream orientado a la exportación de USD 3 mil millones. Además, Chevron, Pluspetrol y Shell Argentina ejecutaron opciones para ingresar al proyecto en los próximos meses. Varios otros estudios asesoraron a ciertos accionistas y tenedores de opciones en el proyecto. A saber, Martínez de Hoz & Rueda asesoró a Chevron, Bomchil asesoró a Shell Argentina, y Nicholson y Cano asesoró a Vista Energy […]
El desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta está posicionando a la Argentina en un lugar expectante dentro del mercado global de la energía. Para el autor de esta columna, que recientemente editó el libro De Neuquén a Rusia, este es el momento para que los distintos actores de esta industria se pongan de acuerdo para consolidar esa posición y no dejar pasar la oportunidad histórica. Vivimos en un mundo en crecimiento, con una población que ya superó el inquietante número de 8.000 millones de seres humanos, y en una etapa histórica en cuanto los adelantos científicos, tecnológicos e industria del […]
El sector se posiciona entre las industrias con los salarios más altos, junto al del petróleo y el gas. En algunos puestos clave, alcanzan a superar hasta en un 30% el promedio del mercado general. La minería viene mostrando un crecimiento destacado en los últimos meses en la Argentina debido, en gran parte, a las inversiones en nuevas explotaciones y a las mejoras en los procesos productivos para satisfacer la creciente demanda global de minerales. Además de su impacto económico, el sector impulsa una dinámica laboral expansiva y desde hace un tiempo, ya, ofrece sueldos que se ubican entre los […]
En San Patricio del Chañar reactivaron la finalización de las obras para la construcción de 76 viviendas con fondos municipales y provinciales. Además, impulsan la capacitación para responder a la demanda de mano de obra calificada en Vaca Muerta. La localidad de San Patricio del Chañar acompaña el boom de la actividad de Vaca Muerta con iniciativas en educación y capacitación técnica para jóvenes y la construcción de viviendas con fondos municipales y provinciales. Según comentó el intendente Gonzalo Núñez días atrás, la localidad neuquina está un paso más cerca de cumplir «el sueño de la casa propia» para los […]
Las empresas interesadas en exportar gas natural licuado (GNL) argentino a Europa comenzaron a prestar atención a las derivaciones de una flamante directiva europea en materia de ambiente y derechos humanos que regirá sobre todas las actividades económicas. La directiva establece que todas las empresas deberán notificar o medir las emisiones de nivel 3, forzando a los importadores de energía a conseguir información de las productoras de gas y petróleo que les abastecen. El tema ya generó una fuerte advertencia de Qatar, uno de los principales abastecedores de GNL. La Unión Europea aprobó a mediados de 2024 la directiva de […]
La Dirección de Minas adjudicó la mina de potasio La Teresa, en Neuquén, a Servicios de Minería S.A. y Bunge Minera S.A. por enviar su solicitud a las 8:00. La disputa por la mina de potasio La Teresa, ubicada al norte de la provincia de Neuquén, comenzó en junio de 2024, cuando Servicios de Minería S.A. y Bunge Minera S.A. y Cancambria Exploración S.A. enviaron sus solicitudes de adjudicación. Y finalizó cuando pasó a manos de la primera por un minuto de diferencia. El desenlace llegó, por supuesto, después de un proceso administrativo y legal pero en el cual un […]
Un edificio de un centro de entrenamiento de la central nuclear de Zaporiyia (CNZ) fue atacado por un dron ucraniano este domingo, informó el servicio de prensa de la central citado por la agencia de noticias china Xinhua.
“Un dron ucraniano impactó el techo del edificio ‘G’ de la CNZ, donde se localiza el único simulador de escala real de la sala de reactor del mundo”, dijo el servicio en un comunicado en Telegram. Además puntualizó que no se reportaron heridos ni daños a causa del ataque.
La CNZ es la central nuclear más grande de Europa, con una capacidad total de seis gigavatios. A fines de febrero de 2022, tras invadir Ucrania, Rusia tomó el control de la instalación. Es una de las 10 mayores del mundo.
La central está situada en el Sur de Ucrania, en Enerhodar, cerca de la ciudad de Zaporiyia, en la orilla Sur del embalse de Kajovka en el río Dniéper.
Tiene seis reactores de agua presurizada VVER-1000 cada uno con un rango de potencia de 950 MWe con una salida de energía total de 5.700 MWe.
Luego que los cortes de luz afectaran a más de cien mil usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el empresario Daniel Vila sostuvo en diálogo con El Destape 1070 que se deben a un “factor climático”. El accionista de Edelcos, empresa controlante de la distribuidora de energía Edenor, dijo que su compañía es la que “menos cortes tiene”. Más allá de los aumentos que hubo en las tarifas a lo largo del último año permitidas sobre la base del decreto 70/2023, dijo que aún “están atrasadas”. Por otro lado, criticó al Gobierno de Javier Milei por “falta de sensibilidad social”.
“En el caso de AMBA somos dos prestadores de servicio eléctrico. Edenor es la compañía que menos corte tiene y los de las últimas horas fue por un factor climático a un problema técnico”, dijo Vila. En ese sentido, aclaró que el servicio está preparado para veranos de temperaturas “normales” y reconoció que “si las temperaturas extremas no sucedieran, no debería haber problema. Para que el servicio se corte tiene que haber temperaturas de arriba de los 40 grados”.
Vila, además, sorprendió al hacer referencia al cambio climático como principal factor que “altera al soporte técnico” es el cambio climático, una variación significativa del clima a lo largo de los años producida, principalmente, por la mano del ser humano que el Gobierno de Milei niega. “Esta es mi opinión. Creo que existe y se manifiesta permanentemente en todas las partes del mundo”, señaló.
Por otro lado, hizo referencia a una revisión tarifaria integral “que debió haberse hecho hace dos años y si miramos esa revisión, las tarifas siguen atrasadas”. A lo largo de la gestión ultraderechista, que comenzó el 10 de diciembre de 2023, hubo numerosos aumentos en los servicios, entre ellos, la energía, basados en el decreto 70/2023 de cuestionada constitucionalidad que declara la “pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, sanitaria, tarifaria y social”. Sobre él, el Gobierno pudo declarar la “emergencia energética” que renovó a fines del año pasado a través del decreto 1023/2024.
“La inversión se ha hecho y se viene haciendo, sino estaríamos sin energía. Se invirtió en líneas de alta, media y baja tensión, pero a no tener a tarifa acordada”, insistió.
Argentina se prepara para dar un paso importante hacia la modernización de su sector energético con la futura autorización del autoservicio de combustibles. Esta iniciativa permitirá a los usuarios despachar su propia nafta o gasoil, tal como ocurre en otras partes del mundo, lo que transformará la experiencia en las estaciones de servicio del país.
En este contexto, la marca turca Mepsan ha desembarcado en Argentina a través de NCM Servicios, una empresa familiar marplatense. La firma se anticipa a la desregulación del sector y traerá consigo su tecnología de surtidores de autodespacho, compatible con el sistema de autoservicio que se implementará en el país.
Luciano Martín, socio gerente de NCM Servicios, destacó que el acuerdo con Mepsan, que se venía gestando durante los últimos cuatro años, busca consolidar la expansión de la compañía. Para 2025, NCM invertirá más de u$s 2 millones en la comercialización de los surtidores de la marca turca, con el objetivo de competir con las dos marcas ya establecidas en el mercado argentino: Wayne y Gilbarco.
Los surtidores Mepsan, que incluyen una pantalla táctil y computadoras incorporadas, destacan por su innovación. Según Martín, la línea Pro Smart, que incorpora un QR integrado, permitirá realizar el autodespacho directamente desde el surtidor, sin la necesidad de un tótem adicional.
A pesar de no haber sido diseñados específicamente para el autodespacho, los surtidores de NCM Servicios podrían adaptarse fácilmente al sistema de autoservicio, lo que abre nuevas oportunidades para las estaciones de servicio del país. En cuanto a la inversión, se estima que el costo por instalar tres islas de despacho con tecnología Mepsan oscila entre u$s 100.000 y u$s 150.000.
Mepsan, con presencia en 85 países y una sólida alianza con compañías globales como Total, Gazprom y Aramco, se consolida como uno de los proveedores más importantes en la industria. En Argentina, la empresa planea equipar 100 nuevas estaciones de servicio con su tecnología en los próximos dos años y construir una planta de ensamblaje en Mar del Plata con una inversión de u$s 1,5 millones.
El proyecto de ensamblaje local de surtidores tiene como objetivo abastecer no solo a Argentina, sino a toda la región, y contribuir al crecimiento de la industria de los combustibles en América Latina.
La Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero dio otro paso para encarar su proyecto de ser generadora de energía solar. La entidad seleccionó la empresa que construirá su primer parque solar, un nuevo emprendimiento con el que generará energía de fuente renovable desde un predio propio.
Sobre la evaluación que realizó un equipo de la propia institución, el consejo de administración que conduce la cooperativa adjudicó la obra a la empresa cordobesa Tecnored SA, que entre otras nueve se presentó a la licitación a la que se había convocado.
La obra fue licitada por 1.000 millones de pesos, con el objetivo de construir un parque solar con una potencia de un megavatio. No obstante, desde la cooperativa anticipan que la apuesta de la institución es llegar a dos megavatios, ampliando el diseño original.
El parque solar se construirá al norte de la ciudad, en barrio Intendente Magnasco, donde la institución tiene su Centro Operativo y las lagunas de tratamientos de efluentes cloacales
El predio que se destinará a este proyecto tiene tres hectáreas. Con la tecnología a la cual se puede acceder en la actualidad, esas tres hectáreas permiten construir un parque solar con hasta tres megavatios de potencia, según señalan desde la institución.
Se estima que se necesitarán instalar unos 2.000 panales solares por cada megavatio de energía. Si se llega al objetivo de generar dos megavatios, los paneles a instalar serán unos 4.000.
Para concretar esta inversión la Cooperativa recurrirá a un crédito que gestionó en el sistema financiero. En principio, la opción más accesible la ofreció el Banco Nación.
El objetivo es tener montado todo el sistema para julio próximo, el mes en que se cumple su aniversario la institución creada en 1933.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, capacitó durante 2024 a más de 3.000 personas en temáticas clave como energías renovables, minería sostenible y regulación de servicios públicos. Estas iniciativas, realizadas en conjunto con instituciones académicas y organismos técnicos, fortalecieron la preparación de agentes públicos, profesionales y ciudadanos en sectores estratégicos para el desarrollo provincial.
“En 2024 consolidamos un modelo de formación continua que no sólo potencia las capacidades de nuestra gente, sino que también genera un impacto directo en el desarrollo económico sostenible de Río Negro”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Entre las principales propuestas formativas, se destacan:
Curso de Instaladores de Sistemas Fotovoltaicos: desarrollado con la UTN, permitió formar a 17 instaladores calificados en generación distribuida, fomentando el uso de energías renovables en hogares y empresas de la provincia.Diplomatura en Sustentabilidad Minera: en colaboración con la Universidad Nacional de Río Negro, brindó herramientas conceptuales y prácticas a 150 personas para promover una minería responsable, alineada con los objetivos de Desarrollo Sostenible. Tendrá una tercera edición este año, con una propuesta gratuita, abierta a toda la ciudadanía, cuya inscripción permanecerá abierta hasta el 15 de febrero.
Diplomatura en Regulación de Servicios Públicos: orientada a la gestión energética, convocó a 70 participantes que adquirieron conocimientos sobre eficiencia, planificación y sostenibilidad de servicios públicos.
Curso “Descubriendo el Potencial Energético de Río Negro”: impulsado por el IPAP a través de su plataforma virtual, tuvo dos ediciones en 2024 con más de 2.800 inscriptos, abarcando minería, hidrocarburos y energías renovables.
“El éxito de estas capacitaciones reafirma el compromiso de nuestra provincia con la transición energética y el desarrollo sostenible, sentando bases sólidas para el futuro”, agregó Confini.
De cara a 2025, la Secretaría proyecta ampliar la oferta educativa con nuevas ediciones de los cursos existentes y módulos innovadores que incorporen experiencias prácticas y casos reales, consolidando a Río Negro como referente en formación energética y ambiental en el país.
El gobierno de Argentina prepara una nueva modificación para el Mercado a Término (MATER), con el objetivo de brindarle continuidad a uno de los principales drivers de crecimiento de las renovables en el país ante la magra capacidad de transporte disponible.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, se trabaja en ampliar el porcentaje del mecanismo de asignación “Referencial A”, el cual posibilita que los agentes generadores cuenten con prioridad de despacho con curtailment de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.
La intención es elevar el umbral del 8% al 15%. Es decir que quienes sean ganadores del MATER por esa vía prevean limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del hasta el 95% (actualmente es de 92%), hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.
“Hace rato que viene pensando en habilitar otro escalón que podría andar en el orden de 85%. El tema se trata desde hace tiempo, pero todavía no tuvo definición concreta”, aseguró una fuente cercana de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
Y si bien se desconoce cuándo se publicará esta nueva normativa, desde el sector energético confiaron en diálogo con este portal de noticias que la resolución gubernamental correspondiente saldrá “en los próximos días”.
Este hecho podría potenciar aún más al mecanismo “Referencial A”, que ya lleva más de 3110 MW adjudicados desde su implementación en julio de 2023, sobre un total de 6724,83 MW que se asignaron a lo largo de toda la historia del Mercado a Término (el MATER Pleno suma 3610 MW) para suministrar con renovables a los grandes usuarios del sistema.
Incluso, en el más reciente llamado del MATER, la mayor parte de la capacidad adjudicada fue a través de la herramienta que contempla el curtailment, dado que de los nuevos 561 MW con prioridad de despacho en el MEM, 366 MW lo lograron bajo el mecanismo “Referencial A”.
Aunque cabe aclarar que sólo 59 parques adjudicados por CAMMESA (de 133 asignaciones desde 2017) ya se encuentran habilitados comercialmente, sumando poco más de 2500 MW de potencia a noviembre del 2024 (último informe de CAMMESA).
A este cambio también se puede agregar la iniciativa de la Corporación Financiera Internacional, miembro del Grupo del Banco Mundial, que apunta a atraer más empresas que construyan, al menos, 700 MW de capacidad que suministren energía verde a las empresas mineras en el Noroeste Argentino (ver nota).
En aquel entonces, Energía Estratégica informó que será similar al Mercado a Término, 100% privado, sin garantías del Estado y con la posibilidad de vincularse con la línea ubicada en Salta que une Argentina y Chile, bajar hasta la provincia de San Juan y tener el anillo solar del Noroeste Argentino que serviría a todo el país”.
La primera fase del proyecto del IFC son alrededor de USD 400 millones y la segunda USD 500 millones en transmisión, por pedido expreso del ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, quien en su momento estuvo vinculado al Programa RenovAr al ser secretario y ministro de Finanzas de Argentina durante el gobierno de Mauricio Macri.
Por lo que resta esperar cómo repercutirán estas medidas en el sector y si el sector privado también tendrá el mismo interés que con el MATER 360 y si florecen nuevos proyectos de generación renovable en Argentina y la región.
La reforma de la Ley 6 de 1997, que regula el mercado eléctrico panameño, está bajo el escrutinio de expertos en el sector, quienes advierten sobre la necesidad de ajustes fundamentales para garantizar una mayor diversificación de actores y tecnologías en el mercado energético del país.
Luis Cuevas, director comercial de Aspinwall Corp, señala que uno de los principales retos es la competencia equitativa en los actos de concurrencia y las licitaciones. “Lo primero que se debe hacer es celebrar los actos de concurrencia como hace todo el mundo contra todo el mundo, y si se quiere hacer algo especial para renovables, pues también lo celebraría”, afirma Cuevas.
La Ley 6 establece en su Artículo 59 que las empresas de generación eléctrica no pueden exceder el 25 % del consumo del mercado nacional al momento de solicitar nuevas concesiones, con el objetivo de evitar monopolios. Sin embargo, para el director comercial de Aspinwall Corp, el modelo actual no está cumpliendo su propósito, ya que los mecanismos regulatorios permiten a algunas empresas, como AES, consolidar una posición dominante mediante un mix de licencias y concesiones.
“Entre licencias y concesiones, si sumamos todos esos activos de AES, ese 25 % se va a más”, precisa Cuevas, quien añade que esta situación limita la entrada de nuevos actores y la competencia real.
Los desafíos de concentración de mercado
Un ejemplo reciente que refleja los retos del sector es el caso de la planta Gatún, anteriormente NG Power, adquirida por un consorcio liderado por AES, InterEnergy y el gobierno panameño. Aunque esta asociación diversifica nominalmente la titularidad, Cuevas advierte que la mayoría accionaria sigue en manos de AES, consolidando aún más su influencia en el mercado. “El gobierno actualmente ha declarado que no tiene presupuesto para muchas inversiones, por temas de Estado, lo que deja a AES nuevamente con mayor influencia”, detalla.
Para el director comercial de Aspinwall Corp, esta concentración de activos demuestra la necesidad de ajustar las reglas de juego, considerando no solo las licencias y concesiones como entes separados, sino su acumulación como activos de generación en el mercado eléctrico nacional. En este sentido, llama a revisar de manera integral la Ley 6 y su regulación asociada, socializando con antelación los ajustes legales y normativos que proponen para el futuro del sector. “El Estado de Panamá debería planificarlo o hacer las consultas en 2025”, insiste Cuevas.
Revisión del marco regulatorio y metodologías de licitación
Cuevas destaca que los próximos actos de concurrencia y la convocatoria de largo plazo prevista para mediados de 2025 son una oportunidad clave para replantear las metodologías de licitación. Según explica, existe preocupación en el sector sobre la posibilidad de que se adopten mecanismos como las licitaciones inversas, donde los precios ofertados descienden progresivamente, similares a los implementados en Guatemala.
“Las licitaciones inversas son una carnicería. Lo que deseamos es tener una tarifa justa, no una tarifa barata, una tarifa competitiva en cuanto a la región, para hacernos más competitivos”, señala.
En este contexto, el Artículo 163 de la Ley 6 establece la promoción de fuentes renovables, otorgándoles una preferencia del 5 % en precio evaluado durante los concursos. Sin embargo, Cuevas sugiere que estos incentivos deben ir acompañados de una regulación más estricta para garantizar la diversificación tanto tecnológica como de actores del mercado. “Las renovables lo que buscan es un buen contrato para poder apalancarse y poder desarrollarse”, indica, subrayando que la normativa debe ser revisada para atraer inversión y generar condiciones más equitativas.
Futuro competitivo y sostenible
De cara a las próximas reformas, la diversificación de actores y tecnologías en el mercado eléctrico panameño no solo sería clave para garantizar tarifas competitivas, sino también para atraer inversión extranjera y consolidar una transición energética sostenible. Según la normativa vigente, el Estado está comprometido con la promoción de fuentes renovables y menos contaminantes.
Sin embargo, para Luis Cuevas, esto requerirá no solo incentivos económicos, sino también regulaciones que frenen la concentración del mercado. “Primero es revisar nuevamente las regulaciones, la Ley 6, y evaluemos las posibilidades de que sea solamente por tecnología o cómo se comporta todo el mundo contra todo el mundo”, concluye.
La reforma de la Ley 6 en Panamá será determinante para definir un mercado eléctrico más equitativo y eficiente. Las consultas públicas y los ajustes normativos de 2025 serán el escenario clave para dar respuesta a las preocupaciones del sector y consolidar un futuro energético sostenible.
EDF Renewables, empresa de origen francés con más de 70 años de experiencia en el sector energético, participó del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que se realizó en Chile y detalló los retos y oportunidades que atraviesa la industria renovable en el país.
Matias Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile, reafirmó la apuesta de la compañía por un mercado al que consideran “clave” y “super atractivo”, a pesar de todas las dificultades regulatorias y operativas que enfrenta el sector, en el camino de la transición hacia un futuro energético más limpio
“Estamos adaptando nuestra estrategia para considerar todos los puntos en el negocio, como el curtailment o la evolución del almacenamiento, y tratamos de estar participando activamente en las distintas tecnologías”, ratificó frente a una sala llena de más de 400 líderes de las renovables de la región.
«Tenemos un pipeline de desarrollo y de hecho incorporamos proyectos en tramitación ambiental. Creemos mucho en la complementariedad de las tecnologías y en la diversificación tecnológica y espacial. Esa será la clave”, agregó.
Cabe recordar que EDF Renewables está presente en Chile desde el 2014 y ya cuenta con 770 MW de capacidad eólica y solar instalada (incluyendo la planta fotovoltaica CEME 1 que fue desarrollada por Generadora Metropolitana, empresa subsidiaria entre EDF Chile y AME) más un pipeline de desarrollo que supera el 1 GW de potencia.
A ello se debe añadir que avanza decididamente en el desarrollo de proyectos de baterías BESS asociados a sus parques renovables, o mismo proyectos de almacenamiento de larga duración, como por ejemplo el bombeo a gran escala.
“Miramos los proyectos solares con almacenamiento y en la diversificación hay valor. Por ello tratamos de incorporar bastante energía eólica porque hay un valor en proyectos que logren generar energía, complementando la gran capacidad fotovoltaica”, complementó.
“Por el lado de la eólica, estará a merced de lo que podamos incorporar conforme las restricciones de territorio. Pero los proyectos grandes en el sur estarán en torno a 200 MW de capacidad y en el norte podemos hacer solares muchos más grandes”, apuntó.
A pesar de ese ímpetu por continuar con un porfolio de renovables en el país, Steinacker reconoció que existen ciertas preocupaciones regulatorias tras lo ocurrido en 2024, donde uno de los principales temas normativos fue el proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, el cual generó incertidumbre en el sector.
“Tuvimos un 2024 perdido en regulación y me encantaría que en 2025 pasemos del proyecto de ley de estabilización tarifaria y nos enfoquemos en temas importantes, como los vacíos regulatorios asociados a la reforma a la distribución, incorporación de transmisión y en el mercado mayorista”, subrayó.
“Debemos seguir avanzando en la regulación que permita clarificar las condiciones de operación, la modernización del sistema de permisos para dar certeza a los accionistas y mantener el pipeline de proyectos renovables, ya que Chile tiene una gran oportunidad de convertirse en un suministrador local y en un puntal internacional para la electromovilidad y el hidrógeno”, concluyó.
El compromiso de GCL con la innovación tecnológica se reafirma con su apuesta por el silicio granular FBR, una solución que no solo optimiza la eficiencia del sector fotovoltaico, sino que también responde a la creciente demanda de sostenibilidad en la industria.
En el marco del Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Vitor Rodrigues, director técnico para Latinoamérica e Iberia de GCL, detalló los avances más destacados de esta tecnología y sus implicancias ambientales.
“El proceso en Siemens emite 75% más de CO2 que el proceso FBR. Por eso la gran parte de los fabricantes de módulos nos compran silicio”, afirmó Rodrigues, destacando que la tecnología también contribuye al ahorro de costos en la producción.
Según datos de GCL, cada 10.000 toneladas de silicio granular fabricado bajo este método reducen aproximadamente 389.000 toneladas de CO2 en emisiones. Además, las mejoras técnicas en el proceso CCZ permiten una disminución de 19% en los costes de fabricación de la materia prima.
La trazabilidad como clave de la sostenibilidad
Un aspecto destacado por Rodrigues fue el creciente enfoque en los criterios ESG (ambientales, sociales y de gobernanza), tanto por parte de las normativas internacionales como de los inversionistas.
“En 2026 en Europa entrará en vigor una directiva que va a obligar a controlar las emisiones. Significa, si yo produzco con más emisiones, voy a tener más aranceles a mis productos importados de Europa”, señaló. Para GCL la trazabilidad no solo es una exigencia legal, sino una ventaja competitiva.
“En GCL estamos ayudando no solo a GCL, pero a todo el sector, bajando el 75% de las emisiones de CO2 en el tipo de silicio”, indicó Rodrigues, resaltando también los esfuerzos por implementar auditorías de procesos con empresas de prestigio como TÜV Rheinland. “Hemos tenido auditorías del proceso porque lo podemos hacer, somos totalmente integrados, desde la mina hasta el módulo”, puntualizó.
Innovación tecnológica y desafíos del sector
El mercado fotovoltaico enfrenta retos significativos, entre ellos la necesidad de adaptar las soluciones tecnológicas a proyectos específicos. De acuerdo con Rodrigues, “el módulo se ha tornado una commodity”.
“Estamos aquí tres fabricantes y los tres estamos hablando de TOPCon N-type. Es una commodity y entonces, ¿dónde tenemos que hacer la diferencia? Es, por un lado, a nivel de diseños”, indicó en el marco de FES Colombia.
Para atender esta diversidad, GCL ofrece un portafolio versátil que incluye módulos para grandes proyectos, empresas y aplicaciones domésticas, todas soluciones compatibles con diversos componentes del ecosistema energético.
Con miras a continuar innovando, Rodrigues adelantó que la próxima gran revolución será la tecnología Tandem con Perovskita, que GCL planea introducir en el mercado en 2026.
“Creemos en GCL que la próxima tecnología la vamos a poner en el mercado en 2026. Vamos a tener los primeros proyectos con 2 GW de clientes. En nuestra opinión, será la Tandem con Perovskita. ¿Qué significa? Que vamos a soltar un poco la dependencia del silicio, porque el silicio compite en otras áreas, vamos a pasar a utilizar el 50% del silicio que utilizamos hoy”, explicó.
Chemik Group, empresa con 25 años de experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, fue una de las grandes firmas que acompañaron el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que se realizó en Chile.
La compañía de origen español ya ha suministrado 25 GW en más de 40 países a lo largo de cinco continentes y busca posicionarse aún con mayor fuerza, de modo que proyecta un gran crecimiento en 2025, apalancado en mercados estratégicos como Chile, Colombia y México.
“Durante el 2024 crecimos un 50% y para 2025 tenemos la previsión de otro 50%. El mercado americano tira mucho para Chemik y la oportunidad de poder estar en varios países a la vez nos facilita ese crecimiento”, destacó Héctor Erdociain, Chief Strategy Officer (CSO) de Chemik, durante el panel de debate “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur”.
Además, remarcó la importancia de su portafolio de productos, especialmente aquellos diseñados para optimizar costos y facilitar la implementación de proyectos solares, como por ejemplo las soluciones “Chekness” y “String Plus”, a fin de brindar eficiencia y sostenibilidad”.
El Chekness permite monitorizar la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión. Este equipo, lanzado en 2022, ha alcanzado 4 GW instalados en proyectos globales y ha demostrado su efectividad en operaciones a gran escala, como un proyecto de 465 MW en Perú.
“Es una solución no invasiva que se alimenta de su propio módulo solar y facilita el monitoreo de los strings directamente, reduciendo tiempos y costos”, explicó Erdociain. Y cabe recordar que sólo en su primer año, este producto generó ventas de 30.000 unidades y alcanzó 1,5 GW de instalación.
Por su parte, el String Plus, lanzado en 2024, representa un avance significativo en la configuración de strings, ya que permite evitar la tensión de circuito abierto, aumentando la capacidad de cada string y optimizando los recursos del proyecto.
“Al introducir dos módulos más por string consigues que cada 28 string te ahorres dos trackers. Por lo tanto hay menos strings, cableados, zanjas y menos superficie real para introducir la misma potencia. Todo ello permite ahorrar un 4 o 5% del capex total del proyecto”, precisó ante un auditorio de más de 400 líderes del sector energético de la región.
El crecimiento sostenido de Chemik también se refleja en su capacidad de diversificar su presencia en la región, de modo que Chile es un mercado clave donde ya cuenta con 1,5 GW de suministro de productos de cableados, cajas de protección y diversas patentes.
“Mientras que en Colombia tenemos un portafolio completo y en México estamos ayudando a los desarrolladores a hacer sus proyectos más sostenibles”, aseguró Erdociain, a la par que aclaró que la compañía también ha logrado penetrar en Puerto Rico, donde actualmente suministra tableros en un proyecto de 220 MW en sistemas de almacenamiento, cumpliendo con normativas estrictas como la UL N°891.
Con un crecimiento del 50% registrado en 2024 y una proyección similar para el próximo año, Chemik Group refuerza su liderazgo en América Latina, consolidando su presencia y en la búsqueda de posicionarse como un referente clave en la transición hacia energías más limpias y accesibles.
En el marco del Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Marisol Neira Ardila, directora de cuentas clave para Latinoamérica de ZNShine, destacó los avances tecnológicos de la compañía en el desarrollo de módulos fotovoltaicos.
Fundada en 1988 e incorporada al sector fotovoltaico en 2007, ZNShine se ha consolidado como un fabricante Tier 1 desde 2015. Según comentó su referente en Latinoamérica, uno de sus principales diferenciales es el desarrollo de un revestimiento de grafeno para sus módulos.
«Lo que nos diferencia es que estamos trabajando el grafeno en el vidrio de nuestros paneles, lo que está ayudando a que los periodos de mantenimiento se acorten y eso lleve a un mejor cierre financiero en los proyectos», afirmó Neira Ardila en FES Colombia.
El grafeno, reconocido como el nanomaterial más delgado, ligero y resistente del mundo, confiere propiedades hidrofílicas y autolimpiantes a los módulos. Esto permite que el vidrio recubierto repele el polvo y la suciedad, reduciendo drásticamente la necesidad de limpieza.
ZNShine ofrece soluciones fotovoltaicas para diversas aplicaciones, desde residenciales hasta parques solares. Con módulos de alto rendimiento que alcanzan potencias de entre 360 y 700 vatios y eficiencias de entre el 20,5% y el 22,5%, la compañía asegura que hay un panel adecuado para cada tipo de proyecto. Sin embargo, su enfoque principal está en proyectos de gran envergadura, donde las innovaciones como el grafeno muestran su máximo potencial.
Neira Ardila resaltó la importancia de la colaboración y comunicación dentro de la industria para que la tecnología fotovoltaica siga imponiéndose como competitiva en el escenario global.
«Es importante tener mucha comunicación con los clientes y con los fabricantes de los otros componentes, eso también está jugando un papel supremamente importante para que todo se acople y se dé un buen cierre financiero en los proyectos», señaló.
Según la ejecutiva, esta sinergia es clave para garantizar que las innovaciones tecnológicas sean integradas de manera óptima en los proyectos. «Es importante entender los proyectos desde residencial, comercial, industrial y gran escala. Son diferentes, los componentes son diferentes y si hay una buena comunicación, así como va evolucionando la industria, la tecnología de paneles, pues también la de ellos», añadió.
Un enfoque hacia la sostenibilidad
ZNShine no solo innova con sus desarrollos tecnológicos, sino que también lidera en sostenibilidad acoplando su estrategia de negocios a una economía circular. Con programas de reciclaje como PV Cycle, la compañía garantiza que hasta el 98% de los materiales de los paneles desechados sean reutilizados, de acuerdo con Neira Ardila.
«Pertenecemos al programa de PV Cycle y ese programa tiene ya puntos de recolección en Brasil y en México que están disponiendo de esos paneles y ese 98% de ese material vuelve a reciclarse en un panel nuevo de una manera muy, muy satisfactoria», subrayó la referente de ZNShine.
Además, destacó que iniciativas locales, como una en Medellín, están empezando con experiencias de reciclaje tanto de paneles como de baterías, mostrando que la economía circular en la industria fotovoltaica es una realidad.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de TotalEnergies?
Una empresa como TotalEnergies está acostumbrada a tomar el “riesgo precio”, el petróleo y el gas (LNG en particular) cotizan mundialmente, además de manejar riesgos técnicos, geológicos y logísticos, entre otros. El gran desafío está en la estabilidad de las reglas de juego. Así que creo que es importante contar con condiciones macroeconómicas y regulatorias claras y sostenibles a largo plazo, es un dato clave para la competitividad. Estas reglas tienen que ver en particular con el acceso a divisas para pagos de deuda, servicios y dividendos, como también con la revisión de impuestos, precios y regulaciones que incentiven la inversión.
En un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando TotalEnergies?
Dada el crecimiento de la población a nivel mundial, sabemos que la demanda de energía seguirá creciendo. Al mismo tiempo, debemos asegurar que esa demanda sea abastecida de manera más asequible, confiable y limpia. Cada país transitará este cambio de paradigma de manera distinta, con desafíos y oportunidades particulares en base a sus necesidades y recursos. Lo que tiene Argentina a su favor es que cuenta con abundantes y excelentes recursos en todas las energías.
En TotalEnergies nuestro objetivo para los próximos años es generar más energía a través de una estrategia multienergías. Buscamos producir más energía con menos emisiones y abastecer así esa demanda que seguirá creciendo a nivel global. Con esta visión, nos basamos en 2 pilares: seguir produciendo hidrocarburos, por un lado, y desarrollar una actividad de generación integrada con presencia en toda la cadena de valor, con activos flexibles y energías renovables. Con esta estrategia apuntamos a ser Net Zero en gases efecto invernadero para 2050, junto con la sociedad.
Por otro lado, mirando hacia como operamos nuestras plantas, nos hemos comprometido a bajar las emisiones de GEIs de nuestros sitios (“Alcance 1 y 2”). Apuntamos a bajarlas de un 40% para 2030 en comparación a 2015. En la misma lógica de excelencia operacional, apuntamos a un “nearly zero methane” teniendo en cuenta que este gas tiene un poder de calentamiento mucho más importante que el CO2.
Concretamente en Neuquén, estamos construyendo una línea de alta tensión para electrificar nuestra planta de Aguada Pichana Este. Con unos 40km y más y 20 MUSD, esta inversión permitirá transformar esta planta completamente. También abasteceremos la demanda eléctrica de la planta con energía verde dedicada (parque solar “Amanecer” que opera TotalEnergies Renovables).
En Tierra del Fuego, donde somos el principal operador en el offshore y contamos con dos plantas procesadoras en el sector norte de la costa de la provincia, estamos desarrollando un sistema híbrido con energía eólica.
Para verificar el efecto de estos proyectos, TotalEnergies desarrolló la tecnología AUSEA (Airborne Ultralight Spectrometer for Environmental Applications), que permite medir emisiones en las 5 plantas que opera en la Cuenca Neuquina y en la Cuenca Austral.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
El recurso de Vaca Muerta es de clase mundial, todos estamos de acuerdo. El desafío está en la infraestructura de transporte para evacuar la producción hacia los mercados. Y también para hacer llegar los insumos necesarios para la actividad dentro de las cuencas; agua, arena, equipos, etc. La condición necesaria para liberar la potencialidad de Vaca Muerta es repensar a la Argentina como un país exportador de energía. Repensar la infraestructura, las regulaciones en toda la cadena, el esquema de exportación e importación, la disponibilidad de equipos, proveedores, servicios y logística, entre otros aspectos.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Argentina está conectada con ductos para poder exportar más de 76 millones de metros cúbicos de gas natural por día, y hoy exportamos menos de 20. Vemos un gran potencial para aumentar las exportaciones a nivel regional. Hace falta desarrollar oportunidades concretas con Brasil. Es lo que hicimos en noviembre de este año, cuando firmamos el primer contrato operativo internacional para viabilizar la exportación de gas natural argentino a Brasil a través de Bolivia. Este acuerdo es resultado de un trabajo coordinado que venimos haciendo hace tiempo entre tres empresas líderes en la región.
A través de Uruguayana, de Paraguay o de Bolivia, donde ya existen 30 MMm3/d de capacidad de gasoducto que nos conectan, el año que viene podríamos estar exportando entre 4 y 10 MMm3/d, con el Gasoducto Norte terminado. Y por qué no, también a Bolivia, que tiene sus campos convencionales en declino y está recorriendo el camino inverso a la Argentina, camino a ser importador neto de gas. El mercado regional es una low-hanging fruit que podemos empezar a aprovechar ya mismo. Y eso estamos buscando desde TotalEnergies en Argentina.
¿Qué rol juega Fénix en este contexto?
Fénix aporta opciones a nivel país: es la gran ventaja que tenemos estando presentes en ambas cuencas, neuquina y austral. Esta opcionalidad crea valor. Con una inversión de 700M USD, Fénix es el proyecto de energía convencional más grande en el país. Implementado en un tiempo récord de dos años, el primer pozo entró en producción en septiembre y está dando 5 millones de metros cúbicos de gas por día. A principios del 2025 conectaremos los dos restantes para llegar a los 10 millones de m3/d de gas natural de producción diaria adicional a la matriz energética argentina, el equivalente al 8% de la producción nacional
Además, ese gas que se extraerá de Fénix será acondicionado con mano de obra local e inyectado al gasoducto General San Martín, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país. Gracias a la aplicación de tecnología avanzada, la producción del gas natural será de muy baja intensidad de gases de efecto invernadero. Es por ello por lo que Fénix cuenta con una intensidad de carbono de 9kgCO2E/boe. Estamos cerrando un año de mucho crecimiento, con Fénix como nuestro gran hito. En paralelo, nos encontramos analizando nuevas oportunidades siempre con foco en el mercado regional, donde vemos un gran potencial de desarrollo en el corto plazo.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Tecpetrol?
La fluctuación de precios del petróleo y gas, en tanto se den en condiciones de libre mercado y estén alineados con los precios internacionales del petróleo, no afectan negativamente la planificación y competitividad de la empresa; salvo en los casos de crisis en el mercado internacional de petróleo que no es la situación actual.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Tecpetrol para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
Al mismo tiempo que estamos involucrados activamente en el desarrollo de nuestros recursos hidrocraburíferos, participamos activamente en proyectos relacionados con la transición energética entre los que se destacan los vinculados con el litio en Argentina.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
Para continuar aumentando la producción de petróleo y gas de la cuenca Neuquina, es esencial la ampliación de la capacidad de transporte de petróleo y gas desde allí. En 2025 se terminarán las ampliaciones de Oldelval para el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales y de la terminal marítima de Puerto Rosales. Luego se prevé realizar una ampliación adicional de Oldelval en este mismo tramo y la construcción del oleoducto Vemos desde Allen a Punta Colorada (Río Negro). Adicionalmente será necesaria la ampliación de la capacidad de transporte de petróleo desde Rincón de los Sauces hasta Allen. En transporte de gas se proyecta ampliar el gasoducto GPM y construir un nuevo gasoducto desde Neuquén hasta la Carlota (Córdoba) para una mayor capacidad de transporte hacia el Centro y Norte del país en el marco de la reversión del gasoducto Norte. Esto permitirá abastecer de gas esta zona del país ante la terminación de las importaciones de gas desde Bolivia y también concretar exportaciones adicionales de gas al Norte de Chile y a Brasil a través de Bolivia o de otras rutas alternativas.
¿Cómo inciden las políticas fiscales actuales, como los esquemas de subsidios o impuestos al sector, en las decisiones de inversión y en la rentabilidad de los proyectos?
La alta carga fiscal conspira contra las decisiones de inversión y la rentabilidad de los proyectos. Entendemos que el Gobierno tiene planificada una reducción para promover mayores inversiones. El RIGI es un buen paso de reducción de carga fiscal para los proyectos incluidos en este régimen pero falta que estas reducciones se generalicen a todas las actividades; entendemos que este es un objetivo del Gobierno. Las restricciones aún existentes en el mercado de cambio (cepo) también impactan negativamente en las decisiones de inversión pero estas restricciones se han comenzado a eliminar y entendemos que las restantes se eliminarán durante el 2025.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Estamos participando activamente de los mercados de exportación de petróleo y gas. Las exportaciones de petróleo se dirigen desde hace muchos años a numerosos mercados del exterior mientras que las exportaciones de gas por ahora están concentradas en los mercados regionales (Chile principalmente y Brasil en los próximos años). Sin embargo, a mediano y largo plazo, planificamos también participar en las exportaciones de LNG.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
Si bien nuestro foco está en el desarrollo de recursos ya descubiertos, participamos en la exploración off shore como no operadores. Los principales obstáculos para estos proyectos son los largos plazos desde las primeras inversiones hasta la puesta en producción en caso de éxito y, dependiendo de la localización de los proyectos, la falta de infraestructura de transporte.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Shell ?
La competitividad es la clave para poder desarrollar Vaca Muerta al máximo nivel. El acceso a divisas y contar con precios en línea con los internacionales son dos de los puntos básicos que necesita el sector para desarrollarse al máximo porque son condiciones que están presentes en todos los demás países con los que queremos competir.
En un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Shell para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
Shell tiene la meta de transformarse en una compañía con cero emisiones netas para 2050. Para eso, en Argentina tenemos un ambicioso plan de descarbonización de nuestras operaciones en Neuquén, con el que ya alcanzamos varios hitos. Uno de ellos es la erradicación de las emisiones de Alcance 2 por compra de energía para nuestras actividades de procesamiento. En los últimos años electrificamos nuestras plantas en Sierras Blancas y construimos 60 km de líneas de alta tensión para abastecerlas con energías renovables que demandamos de la red nacional a través de un acuerdo con Genneia. Nuestra meta es generar más energía y más limpia para abastecer la demanda de energía, que va a seguir creciendo en el mundo, cumpliendo al mismo tiempo con la transición.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
La infraestructura de transporte de crudo ha sido el principal desafío técnico a la hora de escalar proyectos en Vaca Muerta en los últimos años. Hoy podríamos estar produciendo mucho más en toda la cuenca si no existiera esa limitación. Pero la industria se ocupó de ese cuello de botella y ya está en marcha varios proyectos para ampliar la red de transporte y abrir nuevas vías de exportación competitivas. Hacia adelante, no se llega a un millón y medio de barriles, o el número al que apuntemos, sin vencer otros desafíos, como tener un capital humano capacitado para entregar un trabajo seguro y competitivo.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
El crudo argentino es muy bueno. Es muy demandado por los clientes. El desafío para conquistar esos mercados es que vean a la Argentina como proveedora segura y confiable en el largo plazo. Vamos camino a eso.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
Actualmente estamos produciendo 50.000 barriles de petróleo diarios y tenemos planes de llevar ese número a 70.000 en el corto plazo. Llevamos invertidos más de 3.000 millones de dólares en la cuenca, cerca de 600.000 este año, y si seguimos viendo una mejora del entorno de inversión y competitividad tenemos planes para multiplicar esos números.
¿Qué impacto tiene para su empresa la posibilidad de extender las concesiones por 20 años?
En principio, la extensión de la licencia permitirá reafirmar el cabal cumplimiento de las obligaciones por parte de tgs, su incuestionable responsabilidad y compromiso con el servicio público de transporte de gas natural, con la comunidad en la que desarrolla sus actividades, con el ambiente, y con quienes trabajan formando parte de la compañía. Al inicio de las actividades de tgs en el año 1992, la capacidad de transporte del sistema era de 43 MMm3/d. A lo largo de estos años, hemos ejecutado obras de ampliación que permitieron casi duplicar esa capacidad que hoy alcanza un total de 82 MMm3/d en términos de entregas de gas natural, incorporado más de 2.600 km de cañerías y duplicando la capacidad de compresión instalada, que permiten en la actualidad abastecer más del 60% del gas consumido en nuestro país.
Además, año a año, hemos realizado fuertes inversiones en mantenimiento para preservar el estado de la infraestructura, e incorporamos nuevas tecnologías y mejores prácticas para garantizar la seguridad, eficiencia y confiabilidad de las operaciones. No obstante, es importante resaltar no solo el compromiso asumido por tgs en la operación de su sistema de transporte licenciado, sino también puntualizar su involucramiento y proactividad en el desarrollo de infraestructura energética en general. Un claro ejemplo son las inversiones en infraestructura midstream ejecutadas por tgs en Neuquén que impulsaron el desarrollo de las reservas de Vaca Muerta que hoy permiten saturar los gasoductos troncales.
Como es de público conocimiento, la reciente ampliación del Gasoducto Perito Moreno propuesta por tgs bajo la figura de Iniciativa Privada, que contempla además obras de ampliación en el sistema de transporte licenciado, no hace más que reforzar la vocación inversora de tgs en obras de infraestructura estratégicas que contribuyen al interés público nacional, y al crecimiento económico y social de Argentina.
En ese sentido, la extensión del plazo de licencia por 20 años resulta fundamental para viabilizar obras de ampliación de transporte, considerando que involucran inversiones de capital intensivo y requieren largo plazo de recupero para lograr tarifas competitivas para el usuario final, y que además tienen un fuerte impacto positivo por su contribución al desarrollo de la industria energética con recursos propios.
¿Consideran que el marco regulatorio actual es adecuado para garantizar la estabilidad durante este nuevo período de concesión?
La actividad regulada de transporte se rige bajo la Ley 24.076, la “Ley del Gas”. Por lo tanto se cuenta con un marco regulatorio; el problema es que no ha sido respetado a lo largo de la historia de tgs.
Es por eso que hoy resulta clave recrear el ambiente de confianza y certidumbre que despierte nuevamente el interés de las Licenciatarias de retomar el rol inversor, para ofrecer a la sociedad un servicio seguro, confiable y de calidad, operando con un marco regulatorio que sea sostenible a largo plazo.
Todo el sector energético e industrial necesita contar con reglas claras y previsibles, estabilidad fiscal, condiciones tributarias y cambiarias que atraigan la inversión y faciliten el acceso al financiamiento. Solo así Argentina podrá aprovechar la ventana de oportunidad de explotar sus inmensos recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta en el período de transición energética que atravesamos.
En ese sentido valoramos las recientes medidas adoptadas por el Gobierno Nacional tendientes a promover la inversión y el desarrollo. El desafío de Argentina será respetar los marcos regulatorios a través del tiempo, es decir sostener y dar continuidad a las políticas energéticas a largo plazo.
¿Tienen proyectos que podrían beneficiarse del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?
En junio de este año, hemos elevado al Ministerio de Economía una propuesta de obras que involucran 700 MM U$S de inversión, que incluyen la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno para aumentar su capacidad de transporte de 21 MMm3/día a 35 MMm3/día desde Tratayén hasta Salliqueló, y una ampliación complementaria en el sistema regulado de tgs para que el gas natural incremental acceda a las áreas GBA, Litoral y Norte del país en el invierno 2026.
La Iniciativa Privada de tgs ha sido declarada por el Gobierno de Interés Público Nacional, por los significativos beneficios en la balanza comercial de más de 700 MM U$S por año y ahorros ficales de más de 500 MM U$S por año, todo ello por sustitución de importaciones de energéticos.
La ampliación propuesta en el Gasoducto Perito Moreno será adjudicada por el Gobierno en el marco de un proceso de Licitación Pública que encarará a tal efecto. En caso que tgs resulte adjudicada desarrollará el proyecto bajo el Régimen de Incentivos de Grandes Inversiones.
¿Qué inversiones planean realizar si se confirma la extensión de la licencia?
Más allá del resultado de la licitación de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, en la cual tgs podrá o no resultar adjudicada, tgs financiará y ejecutará la ampliación de su sistema regulado bajo el amparo de su licencia y en los términos de la Ley del Gas, para que el gas natural puesto en Salliqueló acceda a los usuarios, asegurando de esta manera los objetivos de abastecimiento y el interés público perseguido.
Adicionalmente, tgs continuará invirtiendo en obras y trabajos que apunten a la seguridad y confiabilidad del sistema, y encarará un proceso de modernización tecnológica de las operaciones y del negocio adecuado al nuevo contexto, lo que se traduce en calidad del servicio y satisfacción de nuestros clientes.
¿Consideran que los incentivos fiscales y aduaneros son suficientes para atraer nuevas inversiones al sector?
Considero que el Gobierno Nacional ha dado pasos ciertos para recrear condiciones de confianza en Argentina con el objetivo de atraer inversiones. Ya son varias las empresas del sector que inscribieron o inscribirán próximamente sus nuevos emprendimientos de manera oficial en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que ofrece condiciones de previsibilidad, incentivos fiscales y jurídicos durante 30 años, los que resultan fundamentales para lograr la competitividad de los proyectos, y disminuir riesgos de recupero de inversiones de gran magnitud. También ha sido considerado de sumo valor las medidas adoptadas por el Gobierno que flexibilizan las importaciones y exportaciones, en un marco de libre mercado y alineamiento con los precios internacionales, que permitirá reducir las distorsiones actuales.
Por ultimo destacar que, tgs continuará trabajando fuertemente para reforzar su posicionamiento y protagonismo como “Integrador” de todos los eslabones de la industria energética, desde la boca de pozo hasta los centros de consumo, entendiendo que la integración coordinada genera una sinergia virtuosa que da valor a los productores, a los consumidores, a la compañía y al País en su conjunto.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Excelerate Energy para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
En Excelerate Energy creemos que la transición energética es un proceso que el mundo ha encarado de modo muy responsable y para Argentina, como país productor de gas y potencial exportador de GNL es también una gran oportunidad económica.
En este sentido, tenemos estrategias integrales para garantizar la sostenibilidad de la operación de nuestra empresa y acompañar así, con un impacto positivo, los esfuerzos que realiza el mundo para reducir las emisiones de carbono.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Nuestra empresa tiene la capacidad de consolidar el offtake de GNL argentino en los principales mercados del mundo. En este sentido, vemos que el desarrollo de Vaca Muerta y de proyectos de GNL, que comienzan a mostrar avances nos permiten pensar en el país como un exportador. La demanda hacia el 2030 crecerá de forma importante y tenemos la capacidad de tener un rol central en este contexto.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Aconcagua Energía?
Es positivo que el mercado local refleje el precio internacional, dado que acopla la visión de inversión a los pronósticos de todos los analistas del mundo. La clave está, entonces, en acompañar este proceso con una política fiscal y un marco regulatorio estable que ofrezca incentivos para fomentar inversiones estratégicas.
En Aconcagua Energía, trabajamos en escenarios de precios variables y ajustamos nuestra planificación estratégica para optimizar la producción y reducir costos; la volatilidad de precios representa tanto un desafío como una oportunidad para las empresas que gestionan eficientemente sus recursos y miran al futuro. Y nuestro modelo de negocios integrado nos permite hacer frente a los diferentes escenarios que se puedan presentar.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando su empresa para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
En Aconcagua Energía, adoptamos una visión integral que equilibra la producción de hidrocarburos con una transición energética que tiene como objetivo la sostenibilidad. Entendemos que la transición debe ser ordenada y pragmática, para no afectar el desarrollo económico ni la competitividad del país. Entonces, nuestra estrategia incluye la inversión en proyectos de energía renovable, lo que nos permite reducir la huella de carbono de nuestra actividad. Además, estamos comprometidos con la eficiencia energética y la modernización de nuestras operaciones para minimizar el impacto ambiental, mientras garantizamos la competitividad de nuestros productos y en definitiva la sustentabilidad del negocio.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
Independientemente que hoy Aconcagua Energía no se encuentra operando en la formación Vaca Muerta, sí podemos mencionar que los principales desafíos se encuentran en términos de infraestructura, transporte y logística; estos siguen siendo los cuellos de botella en los sistemas de oleoductos, gasoductos y la falta de vías de evacuación de la producción. En ello se está trabajando y vemos también un gran fomento por parte de los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Mendoza, las plazas donde nosotros operamos, que están alineados con las iniciativas privadas que han tomando cartas en el asunto y cada provincia busca trabajar para que rápidamente se desarrolle la infraestructura que elimine los cuellos de botella.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para Argentina, pero su desarrollo requiere de inversiones significativas en infraestructura. La construcción y finalización de los nuevos gasoductos y oleoductos, así como la ampliación de los puertos para la exportación hará que ese problema comience a resolverse. La industria necesita de la planificación a largo plazo y la continua coordinación entre el sector público, el privado y todos los actores que conforman el entorno (incluyendo cámaras, sindicatos, empresas, gobiernos) para superar estos obstáculos trabajando de manera articulada.
¿Cómo inciden las políticas fiscales actuales, como los esquemas de subsidios o impuestos al sector, en las decisiones de inversión y en la rentabilidad de los proyectos?
Aconcagua Energía, al igual que otras empresas del sector, requiere un marco fiscal claro y predecible que impulse la inversión en infraestructura y exploración, sin distorsionar los precios de los productos. Solo con un enfoque diferenciado y estratégico podemos asegurar la rentabilidad y sostenibilidad de los proyectos a largo plazo. Las políticas fiscales, como los subsidios y los impuestos, juegan un papel fundamental en la toma de decisiones de inversión. Si bien los esquemas de subsidios pueden tener un impacto positivo a corto plazo, en el largo plazo generan distorsiones que afectan la competitividad del sector. Por otro lado, los impuestos y tasas elevados sobre la producción o las exportaciones dificultan la rentabilidad de proyectos clave, lo que no alienta la inversión y deja sin desarrollar reservas que podrían dar la respuesta laboral a las cuencas convencionales maduras del país.
En este sentido, creemos que es necesario un RIGI específico para las zonas o áreas de explotación convencionales (diferencial frente a los no convencionales), que permita reconocer las particularidades y desafíos propios de estos yacimientos que ya tiene muchos años de desarrollo y el margen de rentabilidad es muy inferior a los yacimientos no convencionales (que además, cuentan con incentivos fiscales a la medida). Una adecuación tributaria para este tipo de desarrollos, por ejemplo, podría ofrecer incentivos fiscales y normativos ajustados a las características de las áreas convencionales, facilitando la inversión en exploración y desarrollo de nuevas reservas.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
La apertura de nuevos mercados internacionales para la exportación es una gran oportunidad para posicionar el crudo y gas argentino a nivel global. En este contexto, estamos enfocándonos en mejorar la calidad y eficiencia de nuestros productos, para ser competitivos en mercados internacionales. Además, estamos invirtiendo en la reducción de la huella de carbono de nuestros proyectos, lo cual es cada vez más relevante en un mundo que prioriza la sostenibilidad y en el cual inversores y compradores cada vez son más exigentes con los controles que se realizan para tener una trazabilidad de la producción.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
En el corto y mediano plazo, estamos comprometidos con la exploración y desarrollo de nuevas reservas en áreas convencionales, particularmente en nuestras concesiones de Mendoza, Neuquén y Río Negro. Recientemente, obtuvimos la prórroga por 10 años más para una parte de nuestras áreas en Río Negro (las que operamos a través de un acuerdo con VISTA) y también nos adjudicaron el bloque Payún Oeste, en Mendoza, el cual cuenta también con una ventana de oportunidad a la formación Vaca Muerta. Aunque no descartamos la incursión en áreas no convencionales en el futuro, nuestra prioridad sigue siendo el desarrollo de campos convencionales, donde todavía hay mucho por desarrollar y producir, si consideramos que cerca del 40% de la producción nacional de hidrocarburos proviene de este tipo de yacimientos.
En este sentido, estamos invirtiendo en nuevas tecnologías para mejorar la eficiencia de la perforación y reducir los costos de producción, con un enfoque claro en maximizar la rentabilidad de nuestros proyectos convencionales.
También estamos certificando nuestros procesos para garantizar la confiabilidad en nuestra gestión operacional. En cuando a los principales obstáculos para avanzar en estos proyectos incluyen la falta de profundidad y plazo de financiamiento local, la limitación en la infraestructura para el transporte de hidrocarburos y a veces la falta previsibilidad regulatoria, variables esenciales para incentivar la inversión a largo plazo en estas áreas. A pesar de estos desafíos, seguimos apostando al sector convencional, con una mirada optimista sobre el futuro energético de Argentina, y seguimos invirtiendo en el desarrollo de estos recursos estratégicos para el país, y contribuyendo al desarrollo de nuestras comunidades, a través de la implementación de programas y el acompañamiento de actividades que agreguen valor social.
¿Solicitarán la prórroga de la concesión de acuerdo a la modificación de la Ley 24.076 por la “Ley Bases”?
Si, para el año entrante, nuestra expectativa central es la de lograr un dictamen favorable a nuestra solicitud de extensión de la Licencia de distribución por veinte años más. Recordemos que las Licencias otorgadas en 1992 tendrán un primer hito en 2027, año en que se producirá el vencimiento de la misma y en el que las licenciatarias que así lo deseen pueden solicitar, ad referéndum de lo que dictamine el Poder Ejecutivo, una extensión de esta por el lapso mencionado.
¿Qué ajustes o modificaciones esperan que se incluyan en la próxima revisión quinquenal para garantizar la sostenibilidad del servicio?
Esperamos que la nueva pauta tarifaria, emergente de un proceso de revisión quinquenal, permita establecer valores adecuados, que no sólo cubran todos los costos de prestación de servicio, sino que también sean accesibles para los usuarios, promoviendo un equilibrio entre sostenibilidad empresarial y bienestar del cliente. Tenemos confianza en que se abre un nuevo capítulo en nuestro sector, donde se dejen atrás años de funcionamiento irregular del marco regulatorio, y se normalice el negocio y la prestación del servicio en todos los aspectos.
¿Qué impacto prevén que tiene en la morosidad de los usuarios la quita de subsidios?
Los niveles de morosidad se mantienen en términos históricos.
¿Qué estrategias están considerando para mejorar la eficiencia operativa y reducir costos en un contexto de menor subsidio estatal?
Luego de varios años con actualizaciones tarifarias que no acompañaron el índice de inflación, las recomposiciones tarifarias de este último año, nos permitió tener los ingresos necesarios para continuar brindando un buen servicio, realizar las inversiones necesarias y desarrollar nuestros programas corporativos. Cabe aclarar que ni distribución ni transporte tienen subsidio del Estado. Lo único que está subsidiado es el costo del gas.
Dados los cambios del marco regulatorio y las restricciones en materia cambiaria que aún persisten, ¿cómo están gestionando las inversiones a largo plazo para garantizar la sostenibilidad y modernización de sus operaciones?
Desde la perspectiva de PCR, que somos una compañía de capitales nacionales, no hemos dejado nunca de asumir nuestros compromisos de inversión en nuestros proyectos en el país ante las restricciones cambiarias. En ese contexto pusimos en marcha 3 parques eólicos el último año y también realizado fuertes inversiones en nuestras áreas de producción y exploración de hidrocarburos en La Pampa y Mendoza. Para adelante tenemos un fuerte compromiso inversor para la construcción de unos 440MW eólicos sumado a unas obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico en la provincia de Buenos Aires y en la actividad petrolera adquirimos las áreas Llancanello del proyecto Andes de YPF.
Ambas iniciativas requieren importantes inversiones de la compañía que vamos a llevar adelante los próximos años. De todas maneras, entendemos que la eliminación de las restricciones cambiarias seguramente mejorarán las condiciones de la Argentina sobretodo para que aparezca una mayor oferta de financiamiento internacional proveniente de multilaterales y de bancos de desarrollo para asistir en este tipo de proyectos de empresas sólidas y con propósitos ajustados a la transición energética de la Argentina.
Respecto al marco regulatorio, en la actividad hidrocarburífera los cambios que introdujo la ley Bases fueron positivos para estimular la exportación de crudo y asimismo el sinceramiento de los precios de los combustibles contribuyeron a que en el mercado interno, la comercialización de petróleo también registre valores que mejoraron la rentabilidad del sector. En lo que refiere al mercado eléctrico, el marco general no registro cambios significativos a excepción de las tarifas que se ajustaron luego de muchos años de retraso y subsidios.
El actual esquema tarifario aún contiene un alto grado de subsidios, ¿cómo afecta esta política a la rentabilidad de su empresa y qué propuestas considera viables para lograr un equilibrio entre accesibilidad para los consumidores y sostenibilidad financiera para el sector?
El esquema tarifario eléctrico está en un sendero de normalización y las autoridades dieron los pasos posibles de ajustes para darle sostenibilidad al sistema en su conjunto. La sociedad entendió que muchos años se vivió una irrealidad en cuanto a las tarifas de los servicios y esta decisión fue necesaria para asegurar el suministro para evitar una crisis energética.
¿Es suficiente la infraestructura existente para lograr un abastecimiento adecuado?
Hoy la Argentina tiene una fuerte restricción en infraestructura eléctrica de transmisión para que pueda ingresar nueva generación al sistema. Es un enorme desafío, más aún si el país inicia una fase de crecimiento económico con lo cual sería un cuello de botella para un abastecimiento confiable para la industria, más allá de la vocación del sector eléctrico de invertir en nueva generación renovable. Confiamos en que se pueda dar prioridad a este aspecto en el corto plazo y se evalúen todas las posibilidades como si se despejó en la industria gasífera con la construcción del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner.)
¿Qué impacto tiene para su empresa la posibilidad de solicitar nuevas autorizaciones de transporte sin plazo?
Tiene un impacto muy favorable, dado que disipa la incertidumbre que existía en el pasado sobre la obtención o no de la extensión y permite así planificar y ejecutar con tiempo nuevas inversiones en infraestructura de transporte que requieren períodos largos de amortización.
¿Qué inversiones planean realizar si se confirma esta extensión?
Tenemos en nuestros planes invertir, en los próximos cinco años, unos 1.200 millones de dólares para seguir ampliando la capacidad de transporte de nuestro sistema y para obras de renovación de nuestros ductos actuales que incluye, entre otros, cambios de tramos por más de 200 Km.
¿Consideran que el marco regulatorio actual es adecuado para garantizar la estabilidad durante este nuevo período de concesión?
Si, lo consideramos razonable.
¿Tienen proyectos que podrían beneficiarse del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?
Si, actualmente tenemos dos proyectos muy avanzados en carpeta que podrían beneficiarse del RIGI.
¿Consideran que los incentivos fiscales y aduaneros son suficientes para atraer nuevas inversiones al sector?
No. Vemos con mucha preocupación el impacto negativo que tiene el impuesto a las ganancias, actualmente vigente, que castiga impositivamente los saldos de deudas en moneda extranjera de las empresas. Esto va a total contramano de lo que se pretende con el RIGI. Hoy se está gravando impositivamente la deuda en moneda extranjera cuando el tipo de cambio crece en menor medida que la inflación. No se pueden hacer grandes inversiones en infraestructura sin tomar préstamos a largo plazo en moneda extranjera, por lo que los potenciales beneficios del RIGI no compensan la carga impositiva que se pretende hoy con el impuesto a las ganancias vigente. Esperamos que el Gobierno revise esta situación y se modifique rápidamente, de lo contrario, tomar deuda a largo plazo en moneda extranjera genera mucha incertidumbre fiscal.
¿En cuánto tiempo estima que las operadoras lograrán completar la capacidad de transporte que adicionará Duplicar al tramo Al-PR?
De acuerdo con la información que nos aportan nuestros clientes y el potencial de crecimiento de la producción no convencional de la cuenca neuquina, estimamos que para fines del año 2026 se estará completando la capacidad de transporte que adicionará el proyecto Duplicar cuyas obras concluirán en marzo del año 2025.
¿Cuál es su opinión sobre el estado actual de la industria en general?
Entendemos que el país se encamina hacia condiciones muchos más favorables, que en otras épocas, respecto al mercado de la energía.
¿Qué evaluación hace sobre el impacto de las medidas del gobierno en este primer año?
Creemos que el gobierno viene generando situaciones muy propicias para las inversiones, con todas las leyes y desregularizaciones puestas en marcha hasta el momento, aunque aún falta.
¿Cómo fue el desempeño de su empresa en este 2024?
Nuestra empresa, si bien redujo algunos horarios, transito el 2024 con obras importantes. Preparándonos para lo que nosotros creemos será un gran 2025, hemos agregado 4000 m2 más de naves productivas a los 9500 m2 ya instalados e incorporado una cabina de granalla y pintura que nos permitirá asegurar un acabado superficial de 600Ton/ Mes en un solo turno. Asimismo también nos encontramos evaluando la adquisición de un Robot de soldadura para vigas electrosoldadas, Tanques y estructuras
¿Qué perspectivas de expansión y desarrollo proyecta para su empresa?
Siempre estamos en búsqueda de nuevos mercados y atento a las posibilidades que vemos aparecerán en Argentina hemos entablado nuevamente contactos con nuestros parientes de CIMOLAI CONSTRUCCIONES en Italia, para establecer alianzas estratégicas
¿Qué criterios ESG (Social and Governance) aplican para priorizar la sostenibilidad en su modelo de negocio?
Siempre estamos trabajando en ese sentido y realizando mejoras para proteger el medio ambiente, como la adquisición de la cabina de granalla y pintura automática
¿Qué factores a su criterio obstaculizan o es necesario destrabar para impulsar la industria de la energía de la región?
Creemos que hay que seguir desregularizando el mercado, con acuerdos sindicales modernos que den sustentabilidad a las empresas, entre otras cosas y con un cambio de paradigma importante en lo cultural
¿Cuál es su prospectiva para el país en los años venideros?
Ojalá que el cambio cultural tan necesario para dar vuelta los fracasos, pueda sostenerse en el tiempo. Y que todos los que de una u otra forma aportamos algo para nuestro país, nos convenzamos de una vez por todas, que el esfuerzo, la calidad institucional y la seguridad jurídica son los pilares fundamentales para el crecimiento de una sociedad moderna, equilibrada y sin pobreza.
¿Cómo está viendo la situación del mercado?
Para nosotros como sector, la situación del mercado resulta desafiante. Por un lado, acompañamos decididamente las medidas macro, que son importantes y auguran esperanza, por el desarrollo de Vaca Muerta y donde todas las petroleras y en especial YPF con su plan 4x 4, marcan un norte, con la consiguiente expansión de la matriz energética de nuestro país. Pero desde la coyuntura sufrimos una pérdida de rentabilidad en nuestros negocios, de raíz multicausal, que nos preocupa. Ello deviene de que las variaciones en el precio de los combustibles no han acompañado la inflación; la caída de ventas interanuales en los meses de agosto, setiembre y noviembre fueron importantes; y el diferimiento de cargas impositivas, han mellado nuestros negocios.
¿Qué expectativas tiene respecto a 2025?
Esperamos que la reactivación económica nos permita recuperar los niveles de venta, y apostamos a ello. En todo caso, entendemos necesario, aggiornar los contratos vigentes de los operadores con las petroleras, que mantienen su estructura desde hace décadas, de modo de recomponer la ecuación económico financiera alterada en este tiempo, en forma justa, y tomando en cuenta el cambio copernicano de nuestros negocios, donde las billeteras virtuales; los requerimientos salariales; la estructura de nuestros costos; y en definitiva nuestro futuro, están sometidos a nuevas variables, que requieren un diálogo maduro, y de una reconversión estructural de nuestra parte, para resolver las asimetrías planteadas. En este contexto la posibilidad del autoservicio aparece como una herramienta útil a desarrollar en el futuro.
¿Cuáles son los temas que más les ocupan a los estacioneros actualmente?
Más allá de la coyuntura a la que ya hicimos mención, nos ocupa poder tener certeza en la transición energética en marcha, poder ser actores centrales de la nueva matriz energética, que con mucha fuerza se está impulsando en el país. Para ello necesitamos tener previsibilidad y diálogo, ahondar la interacción con los estamentos gubernamentales, petroleras, y demás actores del sistema, que nos permitan ir modernizando y haciendo más competitivos nuestros negocios. Debemos acompañar el crecimiento y transformación derivados de la mayor disponibilidad de recursos energéticos, como el gas, en un nuevo circulo virtuoso que proyecte nuestros negocios hacia el futuro. En ese contexto, el expendio de GNC al transporte de cargas y de pasajeros, son una oportunidad de negocio importante para el sector.
¿Considera que la gran competencia que se está dando entre marcas potenciará al total de las Estaciones de Servicio o dejará a muchas en el camino?
La competencia ha venido para quedarse y es muy positiva. Ello redunda siempre en un crecimiento, en la necesidad de ser mejores y prestar servicios integrales y de mayor excelencia. Y ese rumbo nos parece inexorable para crecer como empresas y como país. Debemos en ese proceso contemplar la situación particular de nuestras estaciones, que puedan quedar debajo de la línea de flotación, como consecuencia de este proceso. Competir es el eje, pero debemos generar valor en las estaciones de baja rentabilidad. Sino el crecimiento sería para unos pocos, y no podemos como sector permitirlo. Debe ser una competencia inclusiva, ello requiere creatividad y mucho esfuerzo de nuestras cámaras de acompañamiento a esos colegas, con nuestras estructuras profesionales tanto regionales como provinciales, que les permitan aprehender los nuevos desafíos de la Argentina. El nuevo mercado lo debemos construir entre todos.
*Presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina. (CECHA) Presidente de la Asociación Mendocina de Expendedores de Nafta y Afines. (AMENA)
¿Cuál es la visión y alcance de 360Energy en la industria de la energía solar?
360Energy nace a partir de nuestra convicción de que la energía solar será el principal vector de la transición energética mundial. Bajo esa visión es que hace más de 10 años trabajamos en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala. 360E es una compañía solar integrada. Abarcamos el diseño, desarrollo, construcción y operación de los parques, como así también la comercialización de la energía. Hemos sido la primera compañía de la industria en utilizar paneles bifaciales y la primera en instalar un sistema de almacenamiento de energía conectado al SADI. Operamos en la industria solar de nuestro país proveyendo energía renovable tanto a Cammesa como así también a importantes industrias AAA de nuestro país bajo el programa MATER.
¿Cuáles son los últimos hitos de crecimiento o instalación dentro del país? ¿En qué cifras se encuentran hoy en día?
Hemos inaugurado recientemente el Complejo Solar 360Energy La Rioja con más de 120MW. El mismo está compuesto por tres parques contiguos, siendo uno de los más importantes en Argentina destinado al abastecimiento de energía renovable a empresas bajo MATER. Nuestros planes son continuar creciendo en este segmento y en el programa de RenMDI a través de potenciales proyectos en las provincias de La Pampa, Buenos Aires y Entre Ríos. Es importante destacar que de los proyectos adjudicados bajo el programa RenMDI, los de 360E han sido los únicos adjudicados con almacenamiento. A nuestros planes de crecimiento en Argentina se suman los proyectos que desarrollaremos para la firma Stellantis con destino de abastecer con energías renovables sus plantas automotrices de Palomar y Córdoba. A la fecha 360E cuenta con más de 247 MWdc en operación y 300+ MW bajo desarrollo en el país.
¿Qué significa para ustedes la alianza con el Grupo Stellantis?
Es un orgullo para 360E que uno de los grupos automotrices líderes del mundo nos haya elegido para acompañarlos en un proyecto tan importante y ambicioso como es la descarbonización de sus operaciones a nivel mundial. Para 360Energy es una oportunidad de crecimiento y una oportunidad de expansión formidable que pone en valor el prestigio y la calidad del trabajo que hemos desarrollado durante estos años en la industria de las energías renovables en Argentina. Estamos desarrollando más de 10 proyectos para abastecer de energía renovable a plantas industriales de Stellantis en Argentina, Brasil, México, España e Italia por más de 500 MW de potencia. Estos proyectos contarán con diferentes tipos de tecnología y, en algunos casos, incluirán también sistemas de almacenamiento de energía e hidrógeno verde. Adicionalmente, estamos explorando otras oportunidades en esos países que nos permitan expandir aún más nuestras operaciones bajo esquemas similares para abastecer a otras industrias.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrenta la industria solar en Argentina para su desarrollo y expansión?
El segmento de a gran escala en la industria solar está alcanzando un nivel de madurez significativo en Argentina, con más de 5 GW instalados en un corto período de tiempo. No obstante, el crecimiento futuro de la industria dependerá en gran medida de la inversión en infraestructura de redes de transporte, un aspecto crucial para garantizar resultados exitosos en el sector. Asimismo, es importante se mantengan políticas públicas que permitan a las energías renovables continuar desarrollándose en nuestro país y que permita aprovechar la potencialidad de recursos que sin duda es muy superior comparado con la gran mayoría de los otros países; y no debemos desaprovechar. Finalmente, vemos también en el corto plazo un crecimiento exponencial de los sistemas de almacenamiento, por lo que es necesaria una regulación específica que permita administrar y remunerar los beneficios que esta tecnología puede brindar, no solo a la demanda, sino también a la estabilización del sistema eléctrico.
¿Qué medidas administrativas serían clave para impulsar el crecimiento de la industria de energía renovable en Argentina?
La receptividad de las grandes demandas por la energía renovable ha sido importante en este último tiempo. Hoy hay más de 600 demandantes en la industria que comprendieron la competitividad de costo que tiene la energía solar y el valor intrínseco que conlleva en la descarbonización de sus operaciones. Argentina es aún tierra fértil ya que hay muchas oportunidades de negocio para explorar y explotar, pero es condición necesaria contar con mayor inversión en infraestructura de transporte. Es necesario trabajar en cuestiones arancelarias que faciliten el acceso a la tecnología, establecer políticas que fomenten la accesibilidad a los proyectos renovables. La estabilidad en los pagos y la cadena de suministro son fundamentales para mantener precios competitivos en un mercado dinámico.
Finalmente, la estabilidad macroeconómica es vital para una industria capital-intensivo como el requerido para nuestra industria. Un entorno de económico estable y favorable son pieza fundamental para atraer mayor inversión, acceder a tasas de financiamiento competitivas y brinden certeza y estabilidad jurídica.
Valmec es una de las empresas líderes en la fabricación de válvulas y soluciones para el control de fluidos. ¿Cuál cree que es el ADN de la filosofía que la ha conducido y la sostiene desde su fundación hace 47 años?
En la fabricación de válvulas, el mercado de Oil&Gas es una guía importante porque las compañías petroleras exigen todos los días la mejor calidad. Ahí no se puede “vender humo” porque el producto es testeado por inspecciones y auditorías. De ahí, nace la filosofía “mejora continua”, que es una frase muy corta pero en ella está el ADN de los productos de Valmec. También la inversión permanente en tecnología de máquinas y herramientas de mecanizado, junto con los diseños, nos llevó a obtener un producto de gran calidad; actualmente uno de los mejores que se fabrican en la República Argentina y todo Sudamérica.
Teniendo en cuenta que en los inicios de Valmec existía una fuerte política de importaciones ¿Cómo ve el panorama actual con la aparición de China como actor más que relevante?
El panorama actual es más difícil. En aquellos años, todavía se tenía en el subconsciente de los argentinos que los productos chinos eran de mala calidad. Tal vez, alguien recuerde la historia de los famosos “paraguas de Hong Kong”. China no era un referente. Actualmente, un producto chino es de muy buena calidad, o por lo menos, la mayoría lo son. Entonces, no podemos competir directamente con ellos porque los precios de nuestra materia prima son terriblemente superiores. Sin embargo, en Valmec tenemos una ventaja importante sobre el producto chino; la calidad garantizada y el servicio post-venta. Nosotros en 2024, tuvimos entre 6 a 8 reclamos de productos “no conformes” en un volumen de 80.000 unidades fabricadas. Lógicamente, trabajamos para el 100% de conformidad, sin embargo, esas cifras logradas son muy importantes y una garantía para los clientes.
Desde los comienzos de Valmec ¿Cuáles fueron las señales que advirtieron en el mercado respecto a la demanda de los materiales para la fabricación de válvulas ?
Valmec comenzó fabricando válvulas de bronce y algunos pocos modelos de acero roscados. Con el paso del tiempo, construimos y nos mudamos al complejo industrial de Tortuguitas, en la Provincia de Buenos Aires, que es nuestra sede actual. En ese momento, comprendí que el 80% del mercado demandaba válvulas de acero y el 20% restante era una mezcla entre acero inoxidable y bronce. Es muy diferente mecanizar acero o acero inoxidable que mecanizar el bronce, que es un material muy noble. Teniendo en cuenta esa diferencia fundamental, desde ese momento, comenzamos a darle prioridad al acero, adquiriendo la mejor tecnología disponible para su mecanizado.
A partir de lograr un producto de calidad, Valmec ha mantenido un compromiso empresario verdadero, con mejora continua ¿Cree que estos son los pilares fundamentales para lograr la excelencia?
Sí, es muy importante agregar a esto los recursos humanos. Fundamentalmente, nuestros pilares son, un buen equipo de trabajo con profesionalismo, sumando la tecnología de punta y la mejora continua. La capacitación de nuestro personal y superarnos día a día en los servicios al cliente es muy importante; hoy Valmec no tarda más de 48 horas en viajar a cualquier parte del país y algunas horas más en el caso de otros países para solucionar cualquier problema técnico que un cliente haya tenido con un producto. Gracias a nuestro sistema de gestión de la calidad, tenemos muy pocos inconvenientes.
Como resultado de ese Sistema de Gestión de la Calidad para productos y servicios, lograron 8 certificaciones internacionales y una rápida aceptación de los mercados. ¿Cómo fue el proceso para llegar a esta distinción que confiere solidez a la marca ?
No hay que confundir diseño del producto con calidad. El proceso de lograr ocho certificaciones es arduo; preparar toda la organización para que los auditores externos certifiquen la calidad de un producto es bastante complejo, sin embargo, nosotros lo hemos logrado con esfuerzo y los resultados pueden verse. En la fabricación de válvulas, es fundamental mantener la capacitación del personal porque no es sencillo enseñar estos procesos de la noche a la mañana. Esto se logra con el tiempo; convencer al personal para adaptarlo a una cultura de trabajo asociada siempre a la mejora continua y a la calidad.
Argentina es un país que exige desafíos constantes y Valmec continúa día a día creciendo y apostando al futuro. ¿Tener un instinto de superación puede ser la base para encarar ese camino de dificultades?
Sin instinto de superación y sin la apuesta de mejorar día a día, semana tras semana, no es posible crecer. Encontrar en el trabajo que hacemos, aunque sea una pequeña mejora, es muy importante. En Argentina, no hay otra posibilidad de crecer si uno no se supera todos los días.
Reconozco que los primeros productos de Valmec necesitaban mejoras y me pasaba muchas horas al día pensando cómo lograr esos cambios; por ejemplo, la creación del asiento contenido que se aplica en las válvulas de vapor y añadió un sinónimo de calidad a nuestra marca. En ese momento, la competencia no logró tener resultados eficientes y la más importante empresa productora de aceites de oleaginosas me convocó porque no encontraba una solución a la medida. Y nosotros se la dimos. Fue como una jugada maestra de ajedrez cuya estrategia provino de analizar el asiento de la Serie 600 para gas. Le propuse al cliente que revisara periódicamente la válvula y progresivamente, fuera alargando el tiempo de revisión. El asiento de la válvula nunca falló. Esa fue una gran apuesta que nos aseguró un éxito enorme.
Valmec es una marca argentina asociada a la calidad y a la seguridad. ¿Existe en esto un orgullo como creador de una marca nacional que perdura en el tiempo ?
No utilizaría la palabra orgullo, pero si diría que existe una satisfacción personal muy importante y más recordando todo el esfuerzo que fue crear Valmec y establecer su marca. El orgullo está más cerca del ego, creo que lo que he sentido personalmente es una enorme satisfacción de haber podido lograrlo.
Responder con una marca argentina a las necesidades de un mercado que demanda soluciones cada vez más exigentes, seguras y sostenibles; además de satisfacción ¿Cree que formando parte de Valmec, existe un sentido de pertenencia al sentir que un producto argentino es distinguido y reconocido?
Existe un fuerte sentido de pertenencia. Nuestros productos son muy reconocidos; por ejemplo, el caso de una petrolera de Colombia. Esa empresa reconoce a nuestro producto por la garantía que le brinda y la seguridad de no tener ningún incidente. Ellos nos compran todas las válvulas de alta exigencia, como son las de serie ASME 900 y 1500. Eso demuestra que en la Argentina, se pueden hacer cosas de muy buena calidad y desde luego, refuerza el sentido de pertenencia. Siempre tengo en mente al equipo profesional de Valmec; cada uno de ellos, siente ese sentido de pertenencia y van aprendiendo a superarse con el transcurrir del tiempo, para lograr mejores diseños y desde luego, mejores productos. Nuestro presente es un ejemplo de todo eso.
Valmec es una empresa que siempre está comunicando innovación y crecimiento ¿Considera que actualmente está protagonizando una nueva etapa de expansión?
Sí, el proceso de expansión existe; ampliamos nuestro complejo industrial de Tortuguitas a 9.000 m², hemos incorporado nuevos centros de mecanizado en los últimos años, que hacen posible fabricar cuerpos de válvulas hasta 24”, en series ASME hasta 2500. También instalamos un centro de soluciones integradas en Neuquén, con una superficie total de 6.600 m², cerca del yacimiento Vaca Muerta, entre muchas otras mejoras.
Siendo su fundador ¿Cómo se siente ocupando en Valmec, un lugar de referencia e inspiración para el futuro de las nuevas generaciones?
Me siento satisfecho. Está vigente un proceso para reciclar los recursos humanos durante los últimos diez años; se hizo con bastante paciencia y resultó bastante efectivo. Considero que es necesario; que las nuevas generaciones vengan con ideas renovadas, pero continuando la misma filosofía. Esta nueva etapa la está llevando adelante con bastante firmeza mi hijo Leandro, que es el actual conductor de la empresa. No es fácil hacerlo, pero lo está logrando muy bien.
A partir de los cambios constantes y desafíos por venir, ¿Cómo cree que Valmec se adaptará en los próximos años y cómo está preparándose para afrontarlos y volver a superarse?
Hablar de futuro es bastante difícil. Creo que casi habría una sola filosofía; de existir el futuro como concepto, es el motor que te lleva a seguir mejorando los diseños y continuar adquiriendo tecnología para que cada día, la vida útil del producto sea mejor. Por ejemplo, el aporte de productos metálicos sobre algún otro metal; tecnología que no existía en Argentina 10 años atrás y que Valmec va a adquirir para mejorar la vida útil de su producto y para intervenir en otros nuevos mercados, como los que demandan metal-metal en las válvulas.
Para las aplicaciones de Oil&Gas, es muy importante que logremos fabricar la válvula con asientos metálicos y piezas recubiertas con productos como carburo de tungsteno y algunos otros complementos que mejoren la performance de la esfera. Otro punto importante es, mejorar el diseño en todos los aspectos posibles, seguir invirtiendo en la tecnología para obtener menores costos y continuar siempre con la mejora continua para lograr la mejor calidad jamás fabricada, como parte de nuestra filosofía. Ese es el único camino para el futuro.
Las expectativas de crecimiento del sector energético y minero continúan traccionando a paso firme un sinfín de inversiones, tanto en las industrias relacionadas con ambos sectores, así como también en proveedores de insumos que lideran la oportunidad única que vive el país de generar infraestructura de primer nivel, soluciones de vanguardia y nuevos puestos de trabajo. En este contexto, CIMC Wetrans, el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores, experimentó un crecimiento sostenido apalancado en un plan de expansión que incluyó la incorporación de nuevos servicios y productos, así como también el desembarco en algunas de las plazas más estratégicas de nuestro país.
A las oficinas en Buenos Aires, enfocadas en dar respuesta a los proyectos corporativos, y en Córdoba, destinadas a atender la demanda del centro del país, se sumaron las de Salta y Neuquén, que desde la primera semana de diciembre comenzaron a funcionar con personal local.
Nuevas oficinas
En el caso de Neuquén, el nuevo showroom se encuentra en construcción en el Parque Industrial Río Neuquén, un entorno propicio para visualizar las soluciones que cubren los requerimientos de los proyectos de Oil&Gas, incluyendo por ejemplo el estratégico yacimiento de Vaca Muerta, según precisaron desde la firma.
Por su parte, la oficina de Salta Capital apunta a dar respuesta a las iniciativas de minería y energías renovables.
Soluciones
Dentro de todas sus soluciones que ofrece la compañía, se destacan la construcción modular a partir de módulos de alta gama o edificios modulares que apuntan a transformar zonas desérticas en ciudades 100% operativitas.
También, la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos habitacionales completamente nuevos y desmontables para proyectos que demanden campamentos, más de 150 tipos de contenedores que incluyen dry y reefers para almacenamiento de muestras, químicos y reactivos.
A su vez, los contenedores offshore y onshore para operaciones de exploración y producción de petróleo y gas en alta mar y contenedores que se integran con equipos que requieren sistemas de almacenamiento de energías renovables y generación de energía respaldando la transición hacia fuentes de energía limpias y sostenibles, que se suman a tanques para gas líquido refrigerado, trailers y semitrailers para todas las industrias.
Innovación
Además, a esta oferta de soluciones se suma el Autoparking System, una nueva división que trae al país la tecnología patentada por CIMC en estacionamientos robotizados.
Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseveró: “En lo personal, espero que haya un verdadero cambio a partir de esta oportunidad. Ante todo, tenemos la posibilidad de generar trabajo en las provincias que necesitan un crecimiento poblacional y por consecuencia económico e impulsar una infraestructura que promueva una mejor calidad de vida capitalizando la competencia que propone el gobierno nacional para ser más exigentes, y por lo tanto mejores, en cuanto a los productos y servicios a ofrecer».
La ejecutiva aseguró: «Trabajamos para integrar nuestra industrialización de avanzada y ser parte de la modernización y sustentabilidad para nuestro país.”
Un contenedor por minuto
Respecto a las ventajas competitivas, desde la compañía informaron que en sus plantas modelos se produce un contenedor por minuto, un total de 1440 contenedores por día, los cuales se entregan nacionalizados, bajo certificantes internacionales. Esta capacidad de producción se suma a la rapidez de instalación y su viabilidad económica, remarcaron.
Respecto al balance de este año, Romina Parquet afirmó: “Este año tuvimos la oportunidad de demostrar quienes somos y la magnitud de todo que hacemos. En otras palabras, un holding multinacional que por sobre todo tiene la visión y la capacidad para traer a nuestro país la tecnología que aún no tenemos e integrarla a la mano de obra local, en cada una de las industrias y provincias que así lo requieran, a partir de la oportunidad que se abre por los proyectos vinculados al RIGI”.
Además, sostuvo: “Somos una empresa con una gran facilidad de adaptación a los cambios que apoya todo lo que implique crecimiento. La diversificación local y nuestros lanzamientos de productos ininterrumpidos responden a esta demanda actual y apuntan a brindar no sólo equipos confiables y de alta calidad sino también un servicio post apuntalado por un equipo local e internacional indispensable para lo que hacemos».
Por último, Parquet mencionó: «Nuestros 20 años de trabajo en conjunto con China avalan no solo la trayectoria de nuestras empresas sino mi compromiso con la comunidad China en honor al apoyo que nos han dado en todas las crisis y han sabido esperar este momento, nuestro momento”.
Axion Energy y la Dirección Operativa del Comité Ejecutivo de Lucha contra la Trata, del Ministerio de Seguridad de la Nación, firmaron un acuerdo para sumar su red de estaciones de servicio a la campaña que dicho Comité Ejecutivo lleva adelante para alertar sobre el riesgo de captación y explotación de personas por parte de redes y organizaciones de tratantes dedicadas a tal fin.
Las estaciones de servicio de Axion Energy fueron pioneras en capacitar a su equipo en la prevención de trata de personas a través de un programa en conjunto con el ministerio de Seguridad que busca informar, educar y generar un cambio significativo en la percepción y acción frente a esta grave problemática.
Con la firma del acuerdo entre Verónica Toller, directora Operativa del Comité Ejecutivo para la Lucha contra la Trata y Explotación de Personas, y Agustín Agraz, vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy, se relanzó el trabajo conjunto para sumar acciones destinadas a implementar políticas, planes y herramientas en materia de capacitación y difusión del flagelo de la trata de personas.
“Las estaciones de servicio son clave para la prevención de la trata”, indicó Verónica Toller. “El rol de quien atiende en dichas estaciones puede llegar a ser clave y de mucha ayuda en la identificación de posibles situaciones de trata. Este vínculo con Axion Energy es fundamental”, aseguró.
Agraz, por su parte, puso énfasis en que “la primera etapa de la capacitación de nuestros vendedores de playa sobre prevención de trata de personas ha sido realmente un éxito porque más del 90 % han realizado el curso que hemos brindado en conjunto con el Ministerio de Seguridad. Estamos convencidos de que podemos seguir por este camino, con las capacitaciones y acciones conjuntas para que nuestras estaciones de servicio sigan cumpliendo con su rol social en cada lugar donde están instaladas”, concluyó el vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy.
La trata y la explotación de personas constituyen una de las más graves violaciones a los derechos humanos. Es sin lugar a dudas una problemática social cuyo combate debe potenciar los esfuerzos que realizan el sector público, la sociedad civil y el sector privado.
En este sentido, Axion Energy reafirma su compromiso de colaborar activamente en la erradicación de este flagelo, fomentando un entorno ético y seguro en sus estaciones, y uniendo esfuerzos para garantizar la protección de la dignidad y los derechos de todas las personas.
Argentina puede ser un polo global de energía, aprovechando gas, petróleo y renovables. Con infraestructura y políticas federales, impulsará un crecimiento económico y social sostenible y bien federal
El potencial energético argentino: motor de un crecimiento económico y social
Una persona entra a su casa después de un día de trabajo, enciende las luces, deja sus pertenencias al cerrar la puerta y se cambia de ropa. Afuera hace frío, por eso recurre a la calefacción para acondicionar el ambiente. Se lava las manos y va a prepararse una comida. Abre la heladera, saca lo que necesita y enciende la cocina. A la par, prende la TV para hacerse compañía y enterarse de las noticias más resonantes del día. Mientras, lentamente, se cocina la comida y se toma una ducha caliente.
En esos pocos 15 minutos, esa persona utilizó agua corriente, energía eléctrica y gas natural, y pudo disponer de esos recursos al instante que lo requirió. Tal vez, no nos damos cuenta de cuánto dependemos de esos tres servicios básicos, esenciales, ni tampoco de cuánto depende el desarrollo argentino. Incluso, cuánto más podríamos crecer si utilizáramos inteligentemente los recursos de los que goza nuestro país.
Si bien es indispensable contar con la riqueza natural necesaria para generar energía -ya sea solar, eólica, hidroeléctrica, gas natural, petróleo, nuclear, etc.- la industria energética en Argentina (y en el mundo) requiere de un gran esfuerzo para que esos recursos estén a disposición de los usuarios residenciales, comerciales e industriales. No olvidemos que debemos abrirnos al mundo especialmente en la exportación de Energía, Minería, Alimentos y Nuevas Tecnologías.
En los últimos cinco años y con Vaca Muerta como motor, la producción de gas natural en Argentina se incrementó en torno al 17%1 . Sin embargo, la producción gasífera del yacimiento neuquino ascendió más del 60%. Esto implicó que, de aportar alrededor del 30% del total producido, Vaca Muerta actualmente produce más del 40% del total del gas natural argentino. Por su lado, la energía eléctrica sufrió un traspié en los años de Pandemia y, aun así, en los últimos cinco años, subió en torno al 9% 2. Estos datos demuestran que tanto la industria gasífera como la eléctrica están en desarrollo, pero lento, para las posibilidades reales de crecimiento que sus recursos naturales permiten.
Un verdadero país Federal
Un país no solamente es el territorio que queda dentro de las fronteras que se han determinado anteriormente, sino el resultado de la suma de fortalezas y debilidades, de las competencias de su gente y de sus capacidades de organizarse y asistirse entre sí para vivir armoniosamente.
En cuestión energética, nuestras fortalezas son muchas: Argentina tiene potencial para desarrollar un parque eólico de excelencia; tiene a su vez muchas posibilidades de explotar la energía solar; agua, ríos y caudal para crecer aun más en energía hidroeléctrica; y tiene el segundo depósito de shale gas del mundo y el cuarto de petróleo no convencional. Asimismo, cuenta con una capacidad técnica para desarrollar todo ese potencial energético y una vasta experiencia en el sector. Dentro de nuestras debilidades, se encuentran la infraestructura y, muchas veces, las decisiones políticas que llevan a pensar al país en forma mezquina y no en forma federal, que sería ideal para su crecimiento.
Para ello, debemos tener la capacidad de mirar hacia adelante, poniendo en juego todas las variantes y, a la vez, no tenemos que dejar de pensarnos como país. Si no lo hacemos federalmente, si no entendemos que el desarrollo regional es vital para el federalismo, nunca podremos aprovechar plenamente nuestras fortalezas ni sortear nuestras debilidades.
Infraestructura y buenas decisiones: los desafíos a futuro
A nivel infraestructura, el mayor desafío es liberar todas nuestras potencialidades. En ese sentido, debemos ser inteligentes en los proyectos que se desarrollen, para que contribuyan a abrir la economía, generar trabajo y a que nos posibiliten explotar nuestras fortalezas, como el potencial energético argentino.
Esto implica, en primer lugar, reforzar el transporte eléctrico a nivel nacional y, sobre todo, a nivel regional. Esto nos permitiría, por ejemplo, aprovechar los recursos de la Patagonia y desarrollar esa región tan rica. Por otro lado, es indudable la riqueza minera -con el litio, cobre, etc. como principales recursos- y la necesidad de repotenciar el transporte eléctrico brindando la infraestructura necesaria para generar ingresos al país en forma equilibrada. Al mismo tiempo, permitiría robustecer un sistema que es uno de los pilares fundamentales para el desarrollo, procurando mirar al futuro con nuevas tecnologías electro intensivas.
Con una mirada aun más amplia, Argentina puede ser un polo energético. Así como antes fue pensada como el Granero del Mundo, Argentina hoy puede ser abastecedora de energía. No únicamente de energía eléctrica a nivel nacional, sino fundamentalmente de gas y petróleo a nivel mundial. Justamente, el otro punto para desarrollar es la infraestructura gasífera. La tecnología nos permite hoy avanzar en la explotación de yacimientos de gas y petróleo no convencionales; por eso, Vaca Muerta pasó a ser una realidad. Argentina tiene un potencial gasífero sumamente importante a nivel mundial y un tiempo acotado para su extracción dada la transición energética que se transita.
En este sentido, debemos ser inteligentes y sostener el crecimiento de una industria, la gasífera, que potencia a todas las otras, que es el motor de un crecimiento que Argentina necesita y puede lograr. Para ello, hay que sumar infraestructura pensando en los núcleos poblacionales y, fundamentalmente, en los núcleos productivos y de exportación.
No olvidemos que el gas natural es un recurso, también, para la generación eléctrica. Para ello, insistimos en el desarrollo y la integración regional, para fortalecer las regiones y ponerlas en competencia con otros lugares del mundo. También, para desarrollar vías y logísticas de exportación, ya sea a través de gasoductos, como puede ser hacia Uruguay y Brasil en forma directa, o con plantas de GNL, en Río Negro y/o en Buenos Aires, para el mundo.
El desarrollo energético es indispensable para el crecimiento argentino. Y ello solo será posible si tomamos decisiones contundentes y realizamos inversiones significativas, que consoliden una nueva Argentina.
*Presidente de Transnoa y Presidente de Gasnea
Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC. ︎
Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación ︎
Calfrac refuerza el desarrollo de Vaca Muerta con servicios de fractura, coiled tubing y cementación de clase mundial, apuntalando su cadena de abastecimiento y trabajando con proveedores locales para superar desafíos logísticos y potenciar el crecimiento energético argentino
En Calfrac estamos profundamente comprometidos con el desarrollo sostenible de Vaca Muerta. Nuestro propósito es acompañar su crecimiento con servicios de Fractura, Coiled Tubing y Cementación de clase mundial. En el desarrollo de nuestras actividades y con el objeto de acompañar el crecimiento energético trabajamos en conjunto con nuestros proveedores locales, las autoridades y actores clave del sector buscando sinergias e implementando mejoras continuas para superar los desafíos estructurales que enfrenta esta región estratégica para Calfrac a nivel mundial.
Uno de los mayores retos que enfrentamos hoy consiste en optimizar nuestra cadena de abastecimiento para asegurar la provisión del equipamiento necesario que nos permita atender la creciente demanda de servicios especializados. Los niveles de competitividad y la dinámica de Vaca Muerta han generado un incremento exponencial en la necesidad de maquinaria técnica, repuestos y servicios y la necesidad de garantizar su disponibilidad en los tiempos operativos requeridos y en las condiciones de calidad acorde a los estándares de Calfrac.
Para ello Calfrac se apalanca en el desarrollo de proveedores locales a fin de incrementar su capacidad operativa y atender las necesidades que demanda la industria complementando su cadena de valor con la importación de determinado equipamiento específico y de mayor tecnología con plazos de fabricación restringidos por las capacidades actuales de fabricación nacional. La alta demanda sobre los fabricantes locales suele extender los plazos de entrega de la maquinaria, lo que dificulta responder de manera ágil a las oportunidades del mercado.
Las dificultades para contar con el equipamiento a tiempo y acompañar en consecuencia el incremento de actividad en la cuenca neuquina impactan en las oportunidades de crecimiento y requieren mayor flexibilización en la importación de equipos reacondicionados disponibles en otros mercados que podrían utilizarse para cubrir necesidades críticas, permitiendo la incorporación de tecnología de manera inmediata mientras se consolida la capacidad local de producción. Potenciales cuellos de botella en la cadena de suministro dificultan afrontar nuevos desafíos y ponen en riesgo la capacidad de acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta frente a otras cuencas a nivel mundial.
Desde Calfrac, entendemos que resolver este desafío es clave para seguir impulsando la industria energética en el país. Confiamos en que, a través de un trabajo colaborativo entre el sector privado, las autoridades y los proveedores locales, podremos encontrar soluciones que equilibren el desarrollo industrial nacional con la necesidad de disponer de equipos de forma ágil.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para el crecimiento energético de Argentina y la región. Superar estas barreras permitirá no solo potenciar su desarrollo, sino también fortalecer la posición del país como referente global en la producción de hidrocarburos no convencionales. Estamos convencidos de que, con diálogo, innovación y esfuerzo conjunto, podremos lograrlo.
*Director General / Calfrac Well Services Argentina
Pronósticos fallidos y planes imperfectos conviven en la historia. De Vaca Muerta a Silicon Valley, los planes, aunque desordenados, han logrado sortear azares y definir futuros.
Escribir para fin de año es un clásico que perdura. Balances y augurios son los textos más frecuentes, sabiendo que los augurios son una forma abierta o encubierta de pronóstico. Y en este punto, muchos no somos muy proclives a revisar nuestros pronósticos/augurios previos. Resulta más cómodo revisar el ajeno, porque el propio suele dar molestias, por decirlo elípticamente.
Otra actitud es hacer balances, que parece más fácil si sólo fuera eso. Pero nos tentamos con propuestas, acompañadas de vaticinios de futuros torcidos de no cumplirse las mismas. Con lo cual, volvemos al punto previo acerca de los pronósticos. Como sabemos, de escuchar y leer, el pronóstico pretende saber cómo será el futuro. O al menos, aproximar. Tarea reservada a los dioses, para los creyentes o en gran medida dominada por el azar para los agnósticos. Sin embargo, los humanos queremos pronosticar y ser pronosticados. Aunque nos adviertan, cual Tu Sam, que puede fallar.
Caso Vaca Muerta
No parece necesario hacer un estudio exhaustivo de los innumerables vaticinios, acerca de lo que iba ocurrir con el desarrollo de Vaca Muerta si se tomaba tal o cual medida económica, o no se tomaba, o la interna o las primarias o, lo que fuera. De pronto miramos para atrás y vemos esto La tentación me llevó a preguntarle a un grupo de jóvenes, qué país veían en el gráfico y si estaban dispuestos a proponer inversiones en el mismo. Obviamente no podía ser Argentina. Excepto por el 2020 y la pandemia COVID-19 que afectó a todo el mundo, no se perciben los hitos notables que cualquiera se animaría a mencionar. Usando la jerga de los abogados del ex pos facto, todos los pronósticos tendrán su justificación.
Caso PUNTOCOM y punto
Después de 1995, muchos vaticinaron el fin de la hegemonía de las industrias tradicionales (acero, petróleo, etc.), que serían superadas por las nacidas del Silicon Valley y sus desprendimientos. Lo decían las bolsas de valores, con las acciones creciendo por encima del resto. Pero también lo fundamentaban analistas económicos y políticos. De pronto todo cambió y pareció ser una burbuja. Hoy, NASDAQ es una de las bolsas de valores más importantes de EEUU. Nadie puede negar el poder de los hard y los soft en el mundo actual, pero ya no se pronostica en lo inmediato que la industria y las guerras se hagan con bits. Mientras Bernard Madoff (el Lobo de Wall Street) retroalimentaba la burbuja con pronósticos, el U.S. Department of Defense seguía alimentando planes para desarrollar IA, ciencias de datos, electrónica ultracompacta, etc. Y la Security Industry Association (SIA) los sabía aprovechar bien. Lo que se pinchó fue la burbuja, no los planes.
Caso Fin de la Guerra Fría
Hubo mayoritaria coincidencia, casi abrumadora, en que la caída de la URSS y sus satélites era la entrada a un mundo abierto y más pacífico. La amenaza permanente de guerra nuclear se terminaba. Sólo faltaba acomodar a algunos dictadores molestos que, casualmente o no, estaban parados sobre inmensas reservas de hidrocarburos. Y algún que otro desajuste menor, como la guerra de los Balcanes en el medio de Europa.
No vimos, o no quisimos ver, que la “guerra fría” mutaba pero seguía cumpliendo con una de las más famosas máximas de Carl Philipp Gottlieb von Clausewitz: “La guerra es la continuación de la política por otros medios”. Sólo faltaba ponerse de acuerdo acerca de cuál sería la política de las potencias. A principios de 1992 eran EEUU y UE. A China se le daba poca importancia. Pero China tenía su política, la viéramos o no. Hoy la vemos.
Entre 1990 y 2009, excepto Ucrania y Finlandia, todos los países europeos que poseían fronteras con Rusia o Bielorrusia se incorporan a la OTAN o ya lo estaban (caso Turquía). Y, lo que es más importante, mayoritariamente poseían bases militares de la alianza. Basta acordarse de la crisis de los misiles, Cuba (1962) https://es.wikipedia.org/wiki/Crisis_de_los_misiles_de_Cuba para ver cómo reacciona un país importante al que le apuntan misiles desde 150 km de su frontera y a 1700 km de su capital. El mapa precedente es incompleto, porque no muestra el resto del mundo y el encierro por oriente sobre Rusia. Y China. Desapasionadamente, se podría pensar que la última jugada (propuesta de incorporación de Ucrania a la OTAN) era un “falta envido y truco”. El resto es la monstruosidad de la guerra. ¿Qué ameritaba este juego de pinzas a través de la OTAN? Una vez más planes y pronósticos que no parecen acoplados.
China ataca Kamchatka (the economy, stupid)
Después de la Revolución Cultural y el inicio de la Reforma Económica China (1978) hasta comienzos de este siglo, China era sólo la mano de obra barata más masiva y disciplinada del mundo. Al menos eso daban a entender políticos, economistas y empresarios, montados sobre las rentabilidades que obtenían las empresas occidentales que instalaban fábricas en China.
Un día cualquiera una empresa china comienza a ofrecer el mismo producto del que antes sólo era el proveedor de la fabricación con know-how externo. Y otro día, fabricantes chinos terminan vendiendo componentes que usa el sistema militar norteamericano. Está claro que los que pronosticaban ese avance antes de 1992 no eran tenidos muy en serio. Ni siquiera por los propios gobiernos de EEUU y Europa. Mientras tanto el gobierno chino tenía planes, los ejecutaba y corregía.
Plan no mata pronóstico, pero….
Parece poco razonable que una empresa no haga planes. Aunque luego de comprobar que los planes se desvían, pocas veces se ajustan. Porque un plan contiene pronósticos, y ya sabemos que los pronósticos no suelen cumplirse totalmente porque dependen en gran medida de hechos que llamamos azarosos1 . Es así que los planes están para atravesar pronósticos. Los planes nunca se cumplen, aún así pueden subsistir y concluir con logros esperados e inesperados. Los pronósticos pasan, los planes quedan. En los casos analizados -a vuelo de pájaro- podemos ver que Vaca Muerta fue parte de un plan, tal vez desordenado y desprolijo, ayudado por situaciones externas (precios y guerras) que logró sortear pronósticos pesimistas, bastante válidos. El caso del Silicon Valley, mucho antes de formarse NASDAQ, es fruto de un plan militar que tuvo éxitos y fracasos, a la hora contrastar sus propios pronósticos. Sin embargo, nadie duda que la idea de acelerar el desarrollo de la industria de los semiconductores, permitiendo la difusión de productos hacia la industria civil, fue altamente exitoso, más allá de cualquier pronóstico.
El caso de la OTAN y el de China, nos podrían hacer pensar que el plan de la OTAN no fue solo cercar a Rusia. ¿Ir por sus recursos? Después de todo, los planes militares se basan en la ocupación de territorios. ¿O sólo mantener acorralado al oso ruso? ¿Ese corral incluye a China? Porque es China la verdadera amenaza comercial y económica. Y no se puede dejar librada al azar y los pronósticos sin planes. Vale para la OTAN, Rusia y China. Y vale también para Argentina. La vida sigue y veremos qué nos depara. Mientras tanto, a tratar de disfrutar.
Surge la mañana de un nuevo año
Las cosas están limpias, ordenadas. El cuerpo gastado se renueva en espuma. Todos los sentidos alertas funcionan. La boca está comiendo vida. La boca está atascada de vida. La vida escurre de la boca, mancha las manos, la vereda. La vida es gorda, oleosa, mortal, subrepticia.
Carlos Drummond de Andrade
1 En la medida en que entendamos que el azar es la causa ignorada de un efecto conocido (después de Voltaire)
* Profesor de Instalaciones de Producción en Facultad de Ingeniería UBA
Argentina podría liderar la producción global de SAF gracias a su abundante materia prima y experiencia en biocombustibles. Un marco normativo y estándares internacionales armonizados son clave para su desarrollo
Hace un par de ediciones del Anuario de Energía&Negocios que vengo escribiendo sobre un tema que considero está siendo escasamente analizado en Argentina: los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés).
Sin lugar a duda, los SAF son la nueva ola de innovación en materia de biocombustibles y son la herramienta fundamental para descarbonizar al sector aéreo. La aviación es un sector de difícil descarbonización, donde las posibilidades de desarrollo de nuevos paradigmas, como la electricidad o el hidrógeno, que reemplacen a las turbinas de combustión son escasas, especialmente en trayectos medios y largos, donde se concentran el 73 % de las emisiones del sector.
La cadena de valor de la aviación, agrupada en IATA, tiene como objetivo ser carbono neutral al 2025 y para ello se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.
El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo con la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 180 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol). El desafío abre una oportunidad destacada para Argentina, básicamente porque el país tiene materias primas abundantes, económicas y muy sostenibles y una importante tradición en biocombustibles y certificaciones que se pueden aprovechar para desarrollar la cadena de valor del SAF.
Para producir este tipo de combustibles limpios hay dos materias primas que pican en punta por la madurez tecnológica, la disponibilidad de materias primas abundantes y sostenibles y por sus costos:
Los aceites vegetales y grasas animales, a través de la ruta tecnológica HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids). Cabe destacar que Argentina es el principal exportador de aceite de soja del mundo, con grandes excedentes para producir SAF.
Los azúcares y almidones, a través de la ruta ATJ (Alcohol to Jet). Argentina, además de producir caña de azúcar y ser el segundo exportador de maíz (cereal con gran contenido de almidones) del mundo, posee desarrollada una cadena de valor de alcohol muy interesante, gracias a que el país mezcla bioetanol con naftas.
Argentina tiene un crushing de poroto de soja que hace años opera muy por debajo de su capacidad. Si operara a capacidad plena (70 millones de toneladas), el país podría producir el aceite de soja necesario para producir más de 12 millones de metros cúbicos de SAF, esto es la mitad de la SAF que el mundo necesitará en el 2050. Claro que este número es solamente indicativo del gran potencial, la capacidad real es inferior ya que hay demanda de otros mercados que se necesitan abastecer, pero da un orden de magnitud de las oportunidades de desarrollo de este nuevo negocio.
Lo mismo ocurre con el maíz: el país exporta 35 millones de tonelada sin procesamiento. Fermentando el almidón de dicho maíz, para luego destilarlo y deshidratarlo, se puede producir el bioetanol necesario para finalmente producir casi 9 millones de metros cúbicos de SAF.
El país cuenta con un sector agropecuario de punta, que produce materia prima con una intensidad de carbono muy baja: este activo ambiental es cada vez más remunerado y especialmente importante en el caso del SAF, donde cada gramo de CO2 que se mitiga otorga beneficios monetarios.
En el mundo ya hay 140 aeropuertos que despachan regularmente SAF, 11 rutas tecnológicas aprobadas para la producción de este producto, 53 mil millones de litro bajo acuerdos de offtake entre productores y consumidores (aerolíneas y vendedores de combustibles), 359 plantas de producción anunciadas o en construcción y 42 mil millones de dólares de inversión en el tema.
Para el desarrollo del SAF hay dos condiciones muy importantes sobre las que se puede avanzar: la primera es contar con un marco normativo. La experiencia reciente de Brasil con la ley promulgada Combustibles del Futuro puede servir como un buen marco de referencia, especialmente por haber sido una ley con mucha participación de los sectores involucrados.
La segunda condición es trabajar a nivel internacional para establecer y armonizar estándares de sostenibilidad a escala mundial. El panorama actual de los estándares y mecanismos de certificación de SAF está fragmentado, y esta falta de armonización complica el desarrollo de un mercado fluido, transparte y abundante. El esquema CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) de la Organización de Aviación Civil Internacional para SAF en la aviación demuestran avances, pero enfrentan desafíos frente a la aparición de regulaciones que no están alineados con los criterios de sostenibilidad de este esquema. Especialmente, la política REFUEL de la UE que entrará en vigor el 1 de enero de 2025, prohíbe expresamente el consumo de SAF proveniente de materias primas muy abundantes en nuestra región (como almidón de maíz, caña de azúcar y aceite de soja).
Armonizar los estándares de CSA a nivel mundial es esencial para demostrar su efectividad en la reducción de emisiones de GEI y demás criterios de sostenibilidad, esencial para promover prácticas comerciales justas. Los criterios de neutralidad en el uso de materias primas y tecnologías son esenciales para el desarrollo de mercados basados en criterios de sostenibilidad que puedan ser demostrados y basados en ciencia.
El desafío para el sector de la aviación es mayúsculo: la oportunidad que el país tiene para ser un proveedor global de SA
*MSc Agustín Torroba Especialista Internacional en Biocombustibles Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura
La Argentina, con recursos renovables en Patagonia y amplia industria podría abastecer a Europa de hidrógeno a gran escala, porque tiene el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno
El despegue definitivo de la economía del hidrógeno a nivel mundial presenta aún grandes incógnitas: no hay demanda real en el corto o mediano plazo, no hay grandes proyectos de producción de H2 ni tecnologías de electrolización que permitan grandes economías de escala, no hay infraestructura para el transporte y almacenaje de hidrógeno y sus derivados, no hay esquemas de certificación bien establecidos que permitan acreditar las emisiones asociadas.
Todas estas cuestiones generan un marco de incertidumbre que no permite establecer precios competitivos para el comercio intercontinental ni establecer las condiciones necesarias para atraer inversiones.
Sin embargo, algunas cosas son seguras. La primera de ellas es que Europa – y en particular Alemania – está apostando fuerte al desarrollo de esta nueva industria de la energía. La principal explicación para este interés es la endeble seguridad energética europea que se puso en jaque con el conflicto ruso-ucraniano y con el disparo del precio del GNL a nivel mundial. Esta política de transición se traduce en programas de incentivos, anuncios de planes de infraestructura, desarrollo de equipos críticos de tecnología europea, algunos proyectos piloto, investigación.
También se sabe que para Europa será más barato el hidrógeno producido localmente pero que este hidrógeno no va a alcanzar. En particular, Alemania planea importar alrededor del 40% del Hidrógeno que prevé consumir para 2050. Para cubrir la demanda prevista se está planificando la construcción y adaptación de nueva infraestructura en todo el continente europeo.
En este sentido, la prioridad en el abastecimiento la tendrán las regiones europeas con buena capacidad eólica o solar (España, Escocia, Escandinavia, plantas offshore). En estos casos, el costo de producción será más elevado que los costos que se pueden alcanzar en otras zonas periféricas con condiciones excepcionales, como puede ser la Patagonia Argentina. Pero se minimizan los costos asociados a la producción de derivados del hidrógeno, a la conversión y/o reconversión, al transporte ultramarino y al almacenaje.
La segunda alternativa más barata, de acuerdo con los estudios, sería el transporte de H2 por cañerías a alta presión desde centros de producción relativamente cercanos o desde hubs de importación en el continente europeo (equivalente al transporte por gasoducto). Esta alternativa es competitiva para una distancia no mayor a 3500 km, aproximadamente, y plantea incluso el desarrollo de numerosas cañerías submarinas.
La región en la mira como primera proveedora de Europa
Lamentablemente la Argentina no podrá exportar su producción a través de cañerías de alta presión, ámbito en el que cuenta con una amplia trayectoria análoga en gas natural. Para distancias mayores, el hidrógeno deberá transportarse en forma de algún derivado: amoníaco, metanol, H2 líquido criogénico, LOHC (líquidos orgánicos portadores de hidrógeno), combustibles sintéticos y otras alternativas que podrán aparecer en el futuro. Y eso, como ya se mencionó, implica costos adicionales tanto en inversiones de capital como en la operación. Basta mirar la planificación de la infraestructura europea y las ecuaciones de costos para entender que no es América Latina la región estrella para la exportación hacia Europa sino el norte de África.
No resulta llamativo que haya sido Egipto el ganador de la subasta de H2Global, mediante la cual se adjudica un contrato por 397 millones de euros para abastecer amoníaco renovable a la Unión Europea a un precio de 1 euro por tonelada hasta 2033. Con dos claras vías de exportación en Marruecos y Túnez, África se posiciona en forma competitiva por su cercanía y su buen factor solar. La primera fase permite incentivar la oferta hasta tanto se desarrolle la infraestructura de abastecimiento por ducto hasta el corazón de Europa.
Entonces cabe preguntarse cuál es la oportunidad de América Latina, y en particular Argentina, en este contexto. La respuesta es el volumen. Si observamos los anuncios de exportación planificados para 2030 se ve claramente cómo la potencialidad productiva de Latino América y Australia supera notablemente la de las otras regiones. Y esto se debe a la disponibilidad de espacio, algo tan fundamental para el desarrollo de los proyectos de energías renovables.
Las grandes extensiones de tierra en la Patagonia Argentina, disponibles para estos proyectos, permiten llevar el potencial de producción de H2 a valores únicos en el mundo, pudiendo suplir el remanente de la demanda europea de forma confiable. Es natural además pensar que ese continente buscará medios para fortalecer su seguridad energética, complementando las importaciones por cañería, que dependen de una compleja operación transnacional, con cargamentos de derivados líquidos de H2.
La carta clave de la Argentina
En resumen, dados los volúmenes de importación planificados por Europa se espera que habrá un lugar para el desarrollo de una alternativa Latinoamericana. Pero esto no podrá materializarse en el transporte de cañerías de alta presión, campo en el que la Argentina es punta en la región. Se deberá recurrir a alguno de sus derivados, algo que muchas veces lleva al desarrollo del concepto de “hidrógenoquímica”, en comparación con la petroquímica.
Vale decir que, a diferencia de otros productos, la exportación de hidrógeno implicará una industria en sí misma. Incluirá líneas de transmisión eléctricas, sistemas de cañerías de alta presión, sistemas auxiliares de planta, sistemas de tratamiento de agua, etc. Esto sólo puede llevarse a cabo con una red robusta y madura de proveedores de equipos y servicios, programas de operación y mantenimiento, talleres de reparaciones y repuestos locales, con personal capacitado y técnicos especializados, experiencia operativa y de diseño en general.
Por este motivo, la notable historia industrial argentina – en particular en el área energética y petroquímica – es el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno. En este sentido, la Argentina aventaja a otros países de la región por contar un andamiaje sólido en términos técnicos y experiencia operativa, lo que constituye la otra materia prima necesaria y fundamental para el desarrollo de esta economía: la materia humana.
La Argentina posee la estructura de un país productor de energía, con un nivel académico reconocido a nivel mundial, a la altura de los principales centros europeos. No será complejo, dada la trayectoria y la capacidad local, transitar la curva de aprendizaje marcada internacionalmente para introducirse en la economía del hidrógeno. Y en cambio, a diferencia de otros países de la región, podrá producir resultados concretos con mayor velocidad.
*Ingeniera mecánica especialista en gas natural y transición energética
Argentina enfrenta cambios y desconcierto en su sector energético. Los anuncios presidenciales sorpresivos, la infraestructura saturada y la falta de rumbo, frenan un desarrollo vital para el país
Indudablemente, y como señalamos en la columna de este mismo Anuario a fines del año pasado, estamos viviendo tiempos de ruptura y cambios en la Argentina, y estos se reflejan en la conducción del sector energético. Comencemos por el desconcierto. Varios motivos nos descolocan respecto de lo que racionalmente es común en materia de conducción de un sector tan complejo como el energético.
El primero de ellos es que, conmemorando el primer año de gestión, el Presidente anuncia que en muy poco tiempo vamos a conocer el plan nuclear de esta gestión, remarcando la intención de construir la cuarta central nuclear (Atucha 3) y, más ambicioso aun, un proyecto de gran alcance de construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR, por sus siglas en inglés) para alimentar centros de procesamiento de datos (big data) para inteligencia artificial (IA) en la Patagonia, y destaca que la Argentina tiene una máquina de este tipo en desarrollo desde hace mas de tres décadas: el Proyecto CAREM.
Leyendo el párrafo anterior uno se asombra de la enormidad y la potencia de estos anuncios, y ante la pregunta de un alumno de posgrado de Economía de la Energía que inocentemente lanza: ¿no es una buena idea?, se hace difícil poner en duda la palabra presidencial.
Algunas constataciones: casualmente unos días antes en una reunión convocada por uno de los think tank más prestigiosos del país para hablar precisamente del futuro del sector nuclear en el país, ninguno de los especialistas allí reunidos, incluyendo funcionarios nacionales del área, estaban anoticiados de este anuncio, e inclusive muchos de ellos fundamentaron porque el proyecto CAREM no era viable.
Primera conclusión: este formidable anuncio debe provenir de usinas ajenas al pensamiento del sector nuclear argentino, o quizás seguirá el camino de otros anuncios ambiciosos que nunca se concretaron (el tren bala a Rosario, o la nave espacial que en pocas horas nos depositaria, desde un centro de lanzamiento en el Noroeste de la Argentina, en Tokio).
Segundo motivo de desconcierto: siguiendo probablemente las sugerencias y antecedentes de profesionales experimentados en el sector energético, la segunda Secretaria de Energía de esta gestión, que asumió hace pocas semanas, anunció que el gobierno llamaría a licitación para la construcción de un sistema de transmisión eléctrica en extra alta tensión, en este caso con amplios fundamentos técnicos y económicos, para comenzar a resolver el problema de la saturación comprobada del mismo y su incapacidad de sostener el abastecimiento ante eventos de falla imprevista en alguna línea o subestación.
El proyecto lleva la denominación de AMBA1, y ha sido estudiado detalladamente por los actores del sector eléctrico y por los bancos multilaterales de crédito, que aprobaron líneas de financiación especifica para llevarlo adelante. Incluso se había avanzado en un esquema de financiación a través de un cargo especifico pagado por la demanda. Sorpresivamente, en los últimos días del año, el ministro de Economía indicó que esta licitación no iba a tener lugar, porque los mecanismos de financiamiento no responden a las directivas del Gobierno.
Se podrían continuar agregando motivos al desconcierto, pero en honor a la brevedad es mejor pasar a las incertidumbres. La primera de ellas tiene que ver en cómo se podrán concretar una serie de proyectos que están en cartera en las empresas privadas y sostener un ritmo continuo de inversiones, si la infraestructura necesaria se encuentra saturada y es obsoleta.
A titulo de ejemplo mencioné anteriormente el sistema de transmisión eléctrica, al que podríamos agregarle la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Este es un tema muy importante, porque de estas decisiones dependen grandes proyectos de exportación regionales e internacionales.
La continuación de la construcción del sistema de abastecimiento de gas natural desde Vaca Muerta, cuya primera etapa es el gasoducto ahora denominado Perito Moreno, se encuentra indefinida. La segunda etapa podría unir Saliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, o quizás podría ser el proyecto que TGS pretende que sea licitado por el Gobierno, construyendo plantas compresoras en el tramo existente para incrementar la capacidad actual de transporte en 19 millones de m3/día. O ambos proyectos. Este sistema completo permite transportar casi 40 millones de m3/día, abasteciendo la demanda interna y los proyectos de exportación regionales.
Muchas preguntas sin respuestas
Este verano, CAMMESA nos anticipó que en determinadas condiciones de temperatura e hidraulicidad, el sistema eléctrico no podrá abastecer la demanda máxima si no recibe aportes de importación del orden de los 2.500 MW (desde Brasil y en menor medida Uruguay), El gobierno luego de algunos pasos en falso y hesitaciones diseñó un plan de contingencia que estaría por implementar. Muy buena decisión, me dice un amigo, pero ¿qué hacemos el año que viene? Porque la demanda va a seguir aumentando y no hay previsto nueva generación de base y transporte eléctrico. ¿Cuál es el plan? Seguimos con las incertidumbres.
En febrero, la Argentina tiene que presentar ante la Secretaria Permanente de Naciones Unidas para el Cambio Climático, la tercera Contribución Nacional Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), en función de las obligaciones contraídas en el Acuerdo de Paris (2015). Esta nueva NDC tiene que ser mas ambiciosa que la anterior, como establece dicho Acuerdo.
Pero la Argentina retiró a su delegación de las negociaciones que se llevaban adelante en la COP28 en Bakú, y no firmó la declaración final de este encuentro. El sector energético juega un papel relevante en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, pero no hay indicios que se esté trabajando en forma coordinada con las áreas de Cancillería y Medio Ambiente para elaborar un documento de semejante importancia.
¿O es cierto que Argentina está pensando en retirarse del Acuerdo de Paris, como algunos insinúan? Veremos en febrero si se cumplen los compromisos o entramos en falta (para alivio de algunos no vamos a ser los únicos si así sucediera).
Trascendió que hace pocos días, en una reunión de alto nivel de la OCDE, el Ministro de Desregulación, planteó a los representantes de los países desarrollados, que estos deberían reconocer a la Argentina su aporte a la lucha contra el cambio climático, por su rol como proveedor de litio y próximamente cobre, minerales muy demandados para la transición energética.
Argumentos novedosos y poco convincentes, que permitirían que por ejemplo China haga un planteo similar por ser el mayor proveedor de minerales críticos, aerogeneradores, paneles fotovoltaicos y autos eléctricos, siendo al mismo tiempo el mayor contaminador global.
Antes de cerrar con una breve conclusión, agrego el componente de optimismo. Este año, la industria del petróleo y del gas natural va a aproximarse, o va a superar los récords históricos de producción de ambos hidrocarburos, confirmando la realidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, y dando vuelta de forma significativa la balanza comercial energética y apuntando a mejores resultados en los próximos años, lo que dará seguramente un aire fresco a la economía argentina, que lo necesita casi con desesperación.
Por ahora la industria del petróleo no tiene techo. Las empresas con YPF a la cabeza están construyendo la infraestructura de exportación necesaria para alcanzar objetivos muy ambiciosos que permitan la exportación de mas de 500 mil barriles/día hacia fines de esta década, o antes.
En el caso del gas natural, la situación es diferente. Hay fuertes cuellos de botella para incrementar la producción en los niveles objetivo que plantean las empresas, y el desconcierto y la incertidumbre pueden jugar en contra de los mismos. Para la Argentina sería muy importante que se concreten las exportaciones de gas natural, que demostrarían la competitividad de nuestro gas en el mundo. Para ser competitivos, el gas en boca de pozo, debería tener un precio similar al del golfo de México en los Estados Unidos (Henry Hub), contra quien competimos, de acuerdo a afirmaciones en nuestro Seminario Anual de altos ejecutivos de la industria.
Si el precio del gas en boca de pozo es similar al Henry Hub, el beneficio para el mercado interno seria sustancial, ya que no es posible pensar en precios distintos para exportación y para abastecimiento interno. Reduciría el costo de la industria, de la generación eléctrica y la factura de los servicios de electricidad y gas para los consumidores. Es el gran desafío de la economía energética argentina.
Otro sector que tiene una dinámica muy potente es el de las energías renovables. En los últimos doce meses se han incorporado mas de 1000 MW eólicos y fotovoltaicos al Sistema Argentino de Interconexión, y hay en cartera proyectos de inversión que triplican esa cantidad. Pero la insuficiencia de infraestructura conspira para que se pueda desarrollar todo su potencial. Muchas expectativas y oportunidades para los argentinos que no pueden ser dejadas a merced de las “fuerzas del cielo”.
La estructura institucional del sector público en el área energética tiene que ser reforzada, para desarrollar una estrategia y una hoja de ruta que permita tender los puentes que vinculen a todos los componentes de lo que hoy podemos denominar como “archipiélago corporativo” que hoy define el funcionamiento del sector. Las empresas definen sus estrategias con el objetivo de maximizar su renta. Pero la sumatoria de las rentas individuales, no necesariamente dan como resultado un valor positivo para el bien común.
Un hilo conductor entre los objetivos públicos y las empresas es imprescindible para que se puedan desarrollar plenamente y en forma coordinada todos los proyectos que el sector energético puede llevar adelante.
Pero volvemos al desconcierto y la incertidumbre, un Gobierno que no cree en el papel del Estado, difícilmente pueda despejar las incertidumbres planteadas, y si le agrega actitudes desconcertantes, y anuncia planes inconsistentes, estas incertidumbres continuarán creciendo dificultando el proceso de toma de decisiones de las empresas y de los ciudadanos.
*Ing. Gerardo Rabinovich / Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”
La energía en 2024 refleja desafíos heredados y falta de planificación estratégica bajo el gobierno Milei. Sin plan director, el sector enfrenta incertidumbre en inversiones, transición energética y abastecimiento interno seguro
El panorama energético al finalizar 2024 presenta interrogantes futuros relacionados con la crítica situación del sector – en gran parte heredada- y su probable evolución en el próximo trienio. El discurso y las decisiones adoptadas hasta el presente por el gobierno generan incertidumbres.
Está diagnosticado que el sistema necesita la expansión de su infraestructura física; ello requiere fuertes inversiones en toda la cadena de valor desde la producción de petróleo y gas y energía eléctrica en todas sus formas, hasta las redes de transmisión y distribución de los servicios públicos. Los precios deberían ser fijados en mercados competitivos permanentemente auditados por “Defensa de la Competencia” y otros organismos de control; y esta situación no se cumple en Argentina actual ni existen informes oficiales sobre este tema.
Los Entes Reguladores son fundamentales para la fijación de las tarifas justas y razonables de los servicios públicos que incluyen el transporte; la distribución por redes y la comercialización de gas natural y de energía eléctrica. Un tema que no puede ser dejado de lado es la necesidad de los subsidios energéticos en cantidad necesaria para garantizar a aquellas personas con dificultades el consumo de energía que garantice su inclusión social. Y el Estado debería prever por vía presupuestaria al financiamiento de las partidas correspondientes para tal fin.
Sin embargo, al finalizar 2024 el gobierno no ha logrado todavía dar los lineamientos del Plan de Inversiones públicas y privadas que va a impulsar para asegurar el abastecimiento del mercado interno en forma segura en los próximos 5 años. Tampoco definió los precios y tarifas con los cuales los mercados serán efectivamente abastecidos. Es también una incógnita que el Estado omite develar el monto de subsidios necesarios para ayudar a la pobreza y a la pobreza externa a acceder al consumo de energía; y al financiamiento de los mismos. Esto es inadmisible si tenemos en cuenta que la inflación se ha reducido – con enormes sacrificios- y el tipo de cambio está en condición estable. Lo hecho en el año muestra que el Gobierno comenzó sin un programa energético explícito. El Presidente de la Nación se definió a sí mismo como un “negacionista del cambio climático”. No es el único político argentino ni el único presidente del mundo que lo ha hecho. La experiencia en este siglo muestra que el negacionismo incluye a políticos mundiales relevantes, presidentes de países importantes y sobre todo a gran parte del empresariado mundial ligado a las industrias productoras de hidrocarburos, y el carbón; y muchas veces también a sus fieles empleados. Es muy grave que Argentina no haya participado de la COP 29 en Azerbaiyán; y ello, además de inexplicable, introduce dudas fundadas sobre las formas en que Argentina cumplirá en el futuro con los compromisos asumidos por el país en la cumbre de Paris en 2015 referidos a la Transición Energética para controlar el cambio climático en el presente siglo. El no cumplimiento de las obligaciones asumidas llevan asociadas las posibles represalias políticas o económicas que el incumplimiento podría acarrear para nuestro país en formas de sobrecostos, cierre de mercados para nuestras exportaciones sobre todo en el continente europeo.
El Gobierno en su primer año no ha hecho ningún anuncio que indique que el Estado tenga la idea de elaborar un “Plan Estratégico Director para la Energía de mediano y largo plazo” del cual la Argentina carece desde hace más de 20 años y que es imprescindible para proyectar las inversiones tanto públicas como privadas y desarrollar los proyectos de las nuevas obras a encarar en forma prioritaria para asegurar el abastecimiento pleno y seguro de nuestra “demanda energética” que hoy no es ni pleno ni seguro. Es claro que sin contar con un Plan Director nacional consensuado y aprobado que explicite los objetivos nacionales estratégicos de mediano y largo plazo no habrá ni inversiones públicas ni privadas en el futuro. Es imposible por ejemplo contestar en diciembre de 2024 si Argentina construirá algún día, y en alguna parte alguna nueva central nuclear; o alguna nueva central hidroeléctrica de escala mundial como lo ha hecho en el pasado; así como tampoco es posible contestar si se ampliará o no el Sistema de Transmisión Eléctrica de Alta Tensión en 500 KV que tiene un déficit crónico de inversión diagnosticado que debería ser resuelto.
Lo anterior debe ser entendido como un listado no exhaustivo de cuestiones estratégicas que el gobierno no encaró ni anunció en su primer año de gobierno; un período en que se produjeron cambios de conducción importantes en la Secretaría de Energía y también en los Entes Reguladores sin que se hayan aplicado todavía reorganizaciones eficientes, que oportunamente habían sido anunciadas, como la unificación de los Entes Reguladores de gas y la electricidad en un solo Ente.
Un tema relevante, que motivó el 23 de septiembre el desprolijo anuncio por parte del Jefe de Gabinete de Ministros de cortes de electricidad en el AMBA. El funcionario dio por hecho que en el verano se producirían cortes de energía en los días de máximas temperaturas. Inexplicablemente el ministro coordinador hizo suyos los conceptos de un informe técnico de Cammesa que consignaba que el sistema eléctrico nacional tendría una demanda en el verano del orden de 31500 MW en los días más tórridos; y que esa demanda no podría ser satisfecha por el sistema en las condiciones actuales del parque de generación eléctrica. El IAE Mosconi viene estudiando este tema desde hace varios años y lo ha denunciado antes de ahora alertando a los gobiernos de turno de ese problema en ciernes. Pero lo cierto es que los anuncios oficiales fueron desprolijos y poco didácticos, el Secretario de Energía puso un poco de orden y racionalidad circunscribiendo los eventuales cortes a los días de máximo calor; y anunciando, correctamente cortes rotativos sobre la Industria en caso de ser ello necesario; evitando con ello el pánico social. Los anuncios fueron imprecisos, y el gobierno no fue al fondo del problema para explicar las soluciones técnicas de fondo que deben ser implementadas para resolver el inconveniente en forma definitiva. En opinión del IAE Mosconi resolver ese problema requerirá la instalación de no menos de 2500 Mw de potencia en el AMBA e inversiones en la ampliación de la Red de 500 KV que vinculan el AMBA con el resto del sistema interconectado nacional. Se trata de inversiones importantes postergadas y su concreción requiere años y decisiones de financiamiento que todavía no están siquiera estudiadas.
Es necesario puntualizar que el cambio del primer Secretario de Energía del gobierno que se produjo con el anuncio oficial de los cortes, no se tradujo, lamentablemente, en una mejor explicación oficial sobre la solución definitiva del importante problema planteado, ni sobre la inversión necesaria; ni tampoco sobre el plazo que demandaría la puesta en marcha de las obras para resolver el problema en forma definitiva.
Hago contar por último que 2024 transcurrió sin que el gobierno nacional pudiera definir la situación del vencimiento de los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas firmados por 30 años a partir de 1993 por el gobierno del Presidente Menem. Esos contratos vencieron en 2023 y corresponde adoptar una política pública consensuada sobre este importantísimo tema que permanece en un limbo sin definiciones por parte del actual gobierno. Esas indefiniciones son las mismas que tuvo el gobierno del Alberto Fernández. El IAE MOSCONI se pronunció en reiteradas oportunidades sobre la inconveniencia de continuar con el sistema de concesiones en las grandes centrales hidroeléctricas del Comahue. El Instituto promueve, en cambio, la firma de Contratos de Operación y Mantenimiento con empresas privadas por 10 años con posibilidad de renovación mediante licitaciones públicas. Al mismo tiempo el IAE MOSCONI promueve que para las centrales que hayan cumplido con su vida útil, su propietario – el Estado nacional- encare las inversiones de extensión de la vida útil de las mismas con créditos de los Bancos de Inversión de los que Argentina es socia como el BID y el Banco Mundial continuando con la muy exitosa política de la ex empresa Hidronor SA en la construcción de las más importantes centrales hidroeléctricas argentinas.
Por otra parte el sector de los hidrocarburos – el otro gran sector que de la Energía- ha mostrado en el año en curso un mayor dinamismo que el sector eléctrico en cuanto a posibles inversiones. Ese dinamismo se ha basado básicamente en una gran actividad del sector privado basado en la aprobación de la Ley de Bases. La fuerte actividad se centraliza en el yacimiento de Vaca Muerta y particularmente en los grandes proyectos gasíferos de exportación de gas natural licuado. El proyecto más importante ha sido el de YPF con la empresa malaya Petronas en la primera parte del año un gran impacto político con la expectativa de una inversión comprendida entre 30.000 y 50000 millones de dólares y una exportación de gas natural nunca vista ni imaginada en la historia energética argentina.
Sin embargo dicho Proyecto no demostró hasta ahora su viabilidad integral; no fue presentado a la sociedad, ni a la política en Argentina y en definitiva todo indica que requiere un mayor esfuerzo y compromiso del Estado en lograr la maduración de este y otros proyectos similares demostrando la factibilidad técnica, económico, financiera y tarifaria.
Es importante mencionar dos aspectos que merecen ser destacados que introducen un cambio en el funcionamiento del sector energético. El primero de ellos es que parece existir una política no oficial que el Gobierno tolera impulsada por los inversores argentinos y extranjeros de privilegiar una excesiva primarización de nuestra economía energética. Existe un enorme interés por producir petróleo y gas de Vaca Muerta para exportarlo -sin aun conocer la viabilidad de acceder a los mercados mundiales con precios competitivos- ; esa política se genera en un país como Argentina en donde hoy no existen todavía mercados energéticos argentinos competitivos para la comercialización de dichos productos.
*Presidente del Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi
Primer año de Milei: un enfoqueen estabilizar la economía priorizólas emergencias macroeconómicas,dejando desafíos pendientes en energía.Avances iniciales prometen mayorinversión y exportaciones clave
2024, primer año de la gestión del presidente Milei, se caracterizó por priorizar y resolver la emergencia macroeconómica ante la situación de colapso que dejó el cuarto gobierno K. Como corresponde durante una situación de emergencia de estas características, todas las decisiones en distintas áreas del gobierno se subordinaron a las consignas establecidas por el Ministerio de Economía, responsable primario de estabilizar la economía del país. Afortunadamente casi se ha logrado esa estabilización y la economía argentina ha salido del quirófano.
Ahora bien, resuelta la emergencia económica cuya superación demandó grandes sacrificios a la ciudadanía, en particular a la de clase media y postergaciones en áreas claves para la recuperación del país, es necesario comenzar sin dilaciones a atender la situación de las restantes áreas de la actividad socio económica seriamente afectada por el intervencionismo estatal con sus secuelas de corrupción, desinversión y capitalismo de amigos. En energía, esa puesta a punto debe iniciarse con un saneamiento económico que le permita brindar al país productos y servicios en cantidad calidad y precio, acorde con sus enormes recursos, para mejorar eficiencia en el sector productivo y calidad de vida a la gente.
Afortunadamente el Gobierno durante 2024 ha avanzado bastante en ese sentido eliminando subsidios en forma parcial y actualizando transitoriamente tarifas de los segmentos regulados, siempre, por lo que se dijo antes, con la autorización de Economía en función de la evolución del IPC y del equilibrio fiscal, en ese orden. Ese avance es destacable si se tiene en cuenta el estado deplorable de las cuentas del sector en diciembre 2023 fruto del populismo energético impuesto por los gobiernos K donde se inventaron costos, se redujeron tarifas hasta significar solo un 20% de esos costos manipulados y se intervinieron los precios del crudo y combustibles, trampeando las disposiciones vigentes.
El sector energético argentino en los últimos 20 años se ha financiado casi con exclusividad, mediante ingresos que no fueron genuinos, no provenían de los usuarios y tampoco reflejaban costos económicos de esos productos y servicios. Además, los subsidios por más de USD 150.000 millones otorgados discrecionalmente no cubrían inversiones en los segmentos regulados y las desalentaban en los no regulados. La tormenta perfecta para el desabastecimiento: exacerbación de la demanda y caída de la oferta. Al inicio del segundo año de gestión, en energía queda mucho por hacer para poner en condiciones un sector con recursos que por su magnitud exceden en gran medida a las demandas locales y regionales. Las restricciones de la emergencia que condicionaron los cambios y ajustes en energía durante 2024, en 2025 serán menores y es de esperar que para el inicio 2026 ya no influyan en las decisiones del sector.
Claro que siempre que se mantenga el ritmo de las desregulaciones, se aliente la competencia, se afiance la apertura de la economía, se fortalezca la seguridad jurídica y respeten las instituciones, entre otros requisitos que hacen al clima de negocios e inversiones. Este comentario no es ocioso teniendo en cuenta el pasado político institucional de la Argentina donde las estrategias de poder circunstancial preponderaron sobre las de crecimiento y desarrollo de mediano y largo plazo, máxime en años electorales.
La Ley Bases, el RIGI y las desregulaciones que encara el Gobierno, están generando las condiciones para que vengan las cuantiosas inversiones privadas que requiere el sector energético para recuperar el terreno perdido en lo que va del siglo y monetizar, en los plazos que marque la transición energética, los recursos de petróleo y gas de escala mundial que yacen bajo tierra sin valor.
Solamente para aggiornar el servicio eléctrico se requieren unos USD 25.000 millones y para comenzar a exportar gas al mundo en su única forma posible, como gas natural licuado o GNL e incrementar las de crudo, estamos hablando de inversiones anuales durante los primeros cinco años en promedio de USD 15.000 millones.
Si lográramos hacer esto, la energía dotaría al país un servicio de gas y electricidad seguro y con costos inferiores a los de la región, aumentando la productividad de nuestra economía. Por otra parte, se iniciaría un proceso exportador de petróleo y gas como GNL inédito par nuestro país, generando divisas que, en menos de una década, pueden superar a las generadas por el campo.
Para que esto ocurra, Argentina debe recuperar la confianza del mundo luego de la triste performance populista de los últimos 80 años en los que tuvimos 7 defaults, decenas de sentencias adversas en tribunales internacionales por incumplimiento de contratos, inflación crónica que le agregó en realidad 16 ceros a nuestra moneda, la economía mas cerrada del mundo y lo que es mas grave el cambio con cada gobierno de las reglas de juego. Es decir, una carencia patológica de Políticas de Estado.
En paralelo a la eliminación de los condicionantes, mencionados aquí en forma sintética, se deberá reformular la estructura del área de energía del Gobierno adecuada durante las gestiones K al intervencionismo, la prebenda y la corrupción. En función de los nuevos objetivos a establecer para el sector, se debe pensar en una nueva estructura que actúe como catalizador de inversiones privadas.
* Emilio Apud, Ingeniero consultor, ex Secretario de Energía.
La producción de Vaca Muerta en 2024presentó un saldo positivo dado que en el año se llevaron a cabo 17.796 etapas de fractura en la formación con el objetivo de aumentar el nivel de actividad de los pozos. Esta cantidad representó un incremento del 20% en comparación con 2023, año en el que se alcanzó un total de 14.722 fracturas, un dato que resulta clave para medir la actividad económica del sector hidrocarburífero.
Durante el último mes de 2024, las operadoras realizaron 1.227 etapas de fractura, lo que marcó una baja del 21% respecto al mes anterior, según se desprende de un informe elaborado por el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello.
El nivel de actividad
En enero de 2023, se alcanzaron 1351 fracturas y en febrero 1348. En marzo la cifra llegó a 1643 y en abril se contabilizaron 1694 etapas. A su vez, en mayo las empresas realizaron 1572 fracturas.
La disminución de la actividad durante mayo estuvo vinculada a la movilización de un set de fractura de Halliburton. Se trata de un equipo -que habitualmente opera para Shell, Chevron y otras compañías- quehabía sido derivado para realizar el Pozo Maypa X-1 del proyecto Palermo Aike en Santa Cruz.
Incremento
En junio se alcanzó una cifra histórica en la cuenca Neuquina con un total de 1703 fracturas. En ese mes, YPF rompió su propio récord con 886 etapas y se convirtió en la principal operadora.
Asimismo, en julio se registraron 1658 etapas de fractura y en agosto 1465. Al mes siguiente, se alcanzaron 1403 y en octubre hubo una merma en el nivel de actividad y se llegó a un total de 1226. Por último, en noviembre se realizaron 1494 fracturas.
Halliburton fue la compañía de servicio con más punciones con un total de 428, seguida por Schlumberger, con 292. A estas dos empresas le siguieron Tenaris (262), Calfrac (162) y Weatherford (83).
Resultados y proyecciones
Delas 1.227 etapas alcanzadas en diciembre del año pasado, 711 fueron realizadas por YPF. En segundo lugar, se ubicaron Pan American Energy y Tecpetrol con 162 etapas cada una. Luego, Phoenix Global Resources con 100 etapas de fractura, Pluspetrol -que recientemente adquirió los activos de ExxonMobil en la formación- con 83 punciones y Vista con nueve.
Los resultados obtenidos en 2024 se alinearon con las proyecciones de los informes realizados durante el año por Fucello en los que se estimaba un total de 18.000 etapas de fractura, en línea con el objetivo de alcanzar en 2030 un millón de barriles de petróleo diarios extraídos de Vaca Muerta. Además, para este año se espera que haya un incremento de las etapas de fractura cercano al 37%, con un total de 24.000.
Los cambios legales de 2024 y la Ley Bases transformaron la industria energética, impulsando Vaca Muerta y nuevas exportaciones. Una oportunidad histórica que exige ya políticas públicas estables y visión de largo plazo sin descuidar lo convencional.
El año 2024 fue, sin dudas, un año de cambios en los aspectos legales y regulatorios de la industria energética, en particular para la actividad del petróleo y el gas. También representó una transformación en ciertos principios que habían regido la actividad durante los últimos años. Estos cambios ocurrieron en un contexto de crecimiento sostenido de la industria, que la convirtió en una isla rodeada de otros sectores aún afectados por los desafíos de la macroeconomía argentina.
La denominada “Ley Bases” fue, sin lugar a dudas, la principal fuente de cambios para la industria y resultó en la modificación más significativa de la Ley de Hidrocarburos en décadas, inclusive desde su sanción en 1967. Si bien algunas modificaciones son de menor relevancia y otras requerirán un análisis detallado a medida que se implementen en conjunto con las distintas provincias, ciertos cambios resultan estratégicos para atraer inversiones y permitir el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta. Entre ellos se destacan: (i) la liberalización de las exportaciones de crudo y gas, que revirtió el principio del autoabastecimiento del mercado interno y habilitó las exportaciones, y (ii) la adopción de medidas para lograr una convergencia gradual entre los precios de los hidrocarburos —principalmente el crudo— en el mercado doméstico y en el internacional.
Ambos puntos resultan esenciales para impulsar y promover proyectos petroleros a gran escala, como lo demanda actualmente Vaca Muerta. Además, tienen características y efectos similares a los establecidos por los decretos de desregulación de principios de la década del ‘90, que permitieron alcanzar récords históricos en volúmenes de producción y niveles de inversión.
Estos cambios, en conjunto con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), generan un contexto favorable para el desarrollo masivo de Vaca Muerta y aseguran la disponibilidad de volúmenes de petróleo crudo y gas natural que ya no tienen, ni tendrán, consumo en el mercado interno. Esto hace imprescindible la implementación de proyectos de exportación de hidrocarburos a gran escala.
Durante los últimos años, estos proyectos fueron sometidos a extensos análisis y debates. Los inversores siempre sostuvieron que era necesario contar con un marco legal y jurídico especial que protegiera estas inversiones de gran escala, las cuales no llegaron a la Argentina en los últimos 25 años. Con la entrada en vigencia del RIGI, estos proyectos adquirieron un mayor impulso. De hecho, algunos ya han iniciado etapas concretas de desarrollo, como el proyecto Vaca Muerta Sur, que solucionará los cuellos de botella actuales y futuros en la infraestructura de transporte de la Cuenca Neuquina.
Vale la pena resaltar que todos estos cambios, proyectos e impulsos se centran casi exclusivamente en los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta, mientras que poco o nada atienden las necesidades de la producción convencional y de otras cuencas productivas.
El cambio de principios que rige actualmente la actividad petrolera, en comparación con el modelo de los últimos años, donde se implementaban planes de subsidios o beneficios a los que las empresas debían aplicar mediante procesos burocráticos con pagos demorados y fragmentados, resulta positivo y destacable como principio general.
Sin embargo, genera preocupación el abandono de políticas públicas que permitan el desarrollo del convencional o, al menos, la preservación de sus niveles de producción. Tal vez la actividad convencional no demande planes de estímulo basados en subsidios, sino simplemente la reducción parcial de cargas como regalías, bonos de prórroga, aportes complementarios, cánones sobre superficie remanente y obligaciones de abandono de pozos en plazos irrazonables, entre otras exigencias que, para una actividad con rentabilidad marginal, resultan insostenibles.
Si bien la producción convencional de hidrocarburos no tiene un impacto comparable con Vaca Muerta en la balanza comercial y en los niveles de producción, su aporte es significativo. Impulsa la actividad de contratistas, el empleo y las operadoras medianas o juniors, lo que genera beneficios exponenciales para las zonas de operación y contribuye a una industria más amplia, participativa y competitiva. Esta situación, que debería ser atendida por las autoridades nacionales, exige principalmente la acción de las autoridades provinciales, quienes son la contraparte clave para implementar las soluciones necesarias.
Cabe destacar también la urgente necesidad de estabilización de la macroeconomía argentina, condición fundamental para atraer nuevos actores, empresas de servicios, inversiones y financiamiento genuino. Esto no sólo implica normalizar el mercado cambiario y el mercado de deuda, sino también, y quizás lo más desafiante, garantizar la persistencia en el tiempo de ciertos cambios estructurales.
Regresando al contexto actual de entusiasmo y optimismo de la actividad no convencional, el 2025 se presenta como un año que marcará un hito. Se esperan volúmenes históricos de producción a nivel nacional, el inicio de la concreción de proyectos de inversión y una balanza comercial positiva para la industria energética.
Esto representa, sin duda, una oportunidad histórica no sólo para la industria, sino principalmente para la Argentina. Sin embargo, los argentinos conocemos bien estas oportunidades únicas que tantas veces han sido desaprovechadas o arruinadas por decisiones y medidas desafortunadas. Aunque la tendencia de crecimiento parece irreversible, la historia demuestra que nada es definitivo y todo puede cambiar.
Nos encontramos ante una oportunidad que no debemos desaprovechar. Si bien su éxito depende en gran medida de las políticas públicas actuales y de las que puedan implementarse en los próximos años, también es nuestra responsabilidad, como actores de esta película, cuidar, proteger y defender la oportunidad que nos toca vivir.
*Bernardo Bertelloni es abogado, especializado en la industria del petróleo y gas. Es socio de Martelli Abogados, un estudio jurídico dedicado a la industria energética y a los recursos naturales.
Mientras el petróleo y gas impulsan exportaciones y superávit, el sector eléctrico enfrenta urgencias. La recuperación demanda tarifas eficientes, inversión privada y un mercado competitivo.
El sector de petróleo y gas está en plena expansión. La meta del millón de barriles de petróleo de Vaca Muerta va camino a cumplirse con el significativo impacto que tendrá en la balanza comercial. Las obras para evacuar el petróleo están en curso de ejecución o licitadas (rehabilitación del gasoducto trasandino OTASA, duplicación del oleoducto de Oldelval, nuevo oleoducto Vaca Muerta Sur). El petróleo de Vaca Muerta viene con gas asociado y hay que buscar nuevas demandas en la Argentina, en la región y en el mundo (GNL). Las principales empresas están aplicadas a esa búsqueda, y aunque el proyecto de YPF con Petronas entró en un cono de sombras, surgen proyectos alternativos para complementarlo o sustituirlo. Está terminada la primera etapa de la reversión del gasoducto del Norte y se evalúan exportaciones de gas a Brasil vía Bolivia, o potenciando el vínculo por Uruguayana mediante el cierre del anillo con un ducto que una Uruguayana con Porto Alegre.
El proyecto de PanAmerican con Golar de exportación de GNL a través de un barco de licuefacción sigue con fecha de largada para el 2027( ya se acoplaron con participación accionaria Pampa Energía e YPF) . Y continúa la lista de proyectos asociados al desarrollo intensivo de Vaca Muerta. Desde el off shore de Tierra del Fuego el proyecto Fénix entra en plena etapa de desarrollo y explotación, mientras Equinor y sus socios con la evaluación del pozo seco Argerich se proponen seguir investigando el potencial de la plataforma continental argentina. La exploración puede deparar otras buenas sorpresas y de haber descubrimientos comercialmente explotables la producción convencional dejaría de debatir la trayectoria de su curva de declinación. El Plan Andes de YPF sigue en etapa de negociación con las provincias, pero augura nuevos actores en la explotación de yacimientos marginales. A todas estas buenas noticias se suman proyecciones de un superávit de balanza comercial energético de unos 10.000 millones (casi duplica los 5.500 de este año) y una reducción de los subsidios de otro medio punto del producto (bajando a unos 3.000 millones de dólares), lo que tiene como contracara la recuperación de los precios y tarifas de gas y electricidad para que recuperen sus costos económicos y la implementación de una tarifa social focalizada. Por último, pero también de mucha importancia: empiezan a sumarse proyectos dentro del RIGI. Donde también hay proyectos eléctricos como el del parque solar El Quemado en la localidad de Las Heras, Mendoza.
Por contraposición todos los especialistas subrayan los serios problemas que atraviesa la industria eléctrica, con urgencias y pronósticos de fallas si el verano es caliente, y con la mochila de plomo de reconstruir un mercado después del estropicio que llevó adelante el populismo energético. Un sector descapitalizado, con algunas inversiones clave para enfrentar la emergencia, y con un debate estancado sobre la agenda para alcanzar los objetivos de una transformación estructural.
Hay que proceder a la reorganización industrial del mercado eléctrico con el cronograma y la secuencia necesaria para que los cortes de luz y la calidad del servicio dejen de ser noticia. Las condiciones de largada para reconstruir el mercado ya no son las de los años 90, y hay que recordar la metáfora de Heráclito: “Nadie se baña dos veces en el mismo río”. Metáfora sobre el devenir de la realidad y sobre las particularidades de cada cambio que lo vuelven único e irrepetible. Antes del cambio de los 90 el sector eléctrico argentino estaba integrado verticalmente, y tenía una presencia excluyente de empresas del estado que canalizaban inversiones públicas con tarifas que no recuperaban costos. Los déficits de las empresas impactaban en las cuentas públicas. La privatización de las empresas fue concomitante con la desregulación del mercado. Con la ley 24065 se procedió a la desintegración vertical de la industria (unbundling) y a la conformación de un mercado mayorista donde interactuaban generadores con grandes usuarios y distribuidores, vinculados por un sistema de transporte troncal y regional (SADI). El despacho físico y económico tomaba como referencia un precio mayorista eléctrico que reflejaba los costos marginales de generar electrones.
A las tarifas finales se trasladaban precios estacionales para amortiguar la variabilidad. Las tarifas reguladas de transporte recuperaban costos operativos, y las ampliaciones del sistema dependían de la inversión privada y del financiamiento con fondos provenientes de cargos de congestión. Las distribuidoras recibían una tarifa que remuneraba su base de inversión y los costos operativos, y eran responsables de las inversiones para ampliar el sistema y mantener una calidad del servicio, o responder con multas por la energía no suministrada.
La organización del mercado de los 90 funcionó, y su operación fue planteando la necesidad de algunos ajustes: en las ampliaciones de transporte troncal las señales de mercado llegaban tarde y los cargos de congestión no alcanzaban para financiar las nuevas obras. La contractualización del mercado era baja, lo que impedía la articulación de contratos aguas arriba (entre generadores y productores de gas natural). Había restricciones de acceso al mercado mayorista, con un rol restringido para los comercializadores. Tampoco había una planificación orientativa de la evolución del sector, ni estándares de calidad comparados dentro de las reglas de mercado. Por eso, cuando cae la convertibilidad y estalla el sistema de precios, la transición se hace traumática, peor sin la previsión de un mecanismo de tarifa social. Pero ante el desafío de mejorar, el populismo fue cambiando todo para asfixiar y destruir el mercado. Su reconstrucción depende ahora de: 1) Fijar un rumbo consistente y una estrategia de largo plazo; 2) Recomponer las señales de precios y tarifas; 3) Reparar el funcionamiento institucional.
El artículo 161 de la ley 27742 (Ley de Bases) da algunas pautas del rumbo a seguir. El objetivo es el funcionamiento competitivo y eficiente del mercado con un rol excluyente para la inversión privada. Tras ese objetivo hay que proceder a la liberación secuencial de franjas de demanda a la libre comercialización (empezando por los grandes usuarios), permitir el acceso a la modalidad de contratos libres para nuevos emprendimientos, traspasar PPA (contratos de venta a CAMMESA) a algunas distribuidoras, y potenciar el rol de los comercializadores para dar opciones a los usuarios cautivos, incorporando tecnología de medición inteligente para promover la interacción de oferta y demanda. Respecto a los precios hay necesidad de volver a un precio mayorista único que remunere el costo medio total de la oferta (con despacho físico marginal), y aprovechar la revisión tarifaria integral para terminar con el galimatías de la segmentación por ingreso y bloque de consumo.
Una sola tarifa residencial y una tarifa social focalizada en quienes la necesitan con límites de consumo subsidiado. Los costos de la generación se beneficiarán con un precio de gas doméstico a la baja por el desarrollo masivo de los recursos de Vaca Muerta. Hay inversiones en transporte que no pueden demorar y puede que requieran algún financiamiento público. Las otras inversiones habrá que emprenderlas con iniciativa privada, concesiones a 20 años, modalidad contractual BOT (construir, operar y transferir al final de la concesión) y repago a repartir entre generadores y demanda. CAMMESA debe volver a su rol de comercializador mayorista organizando las transacciones para asegurar un despacho seguro y económico. Hay que analizar la conveniencia de integrar los despachos físicos de electricidad y gas, y hay que proceder a la unificación de los entes reguladores (artículo 162 de la ley de Bases). Tomará un tiempo, pero un sector eléctrico recapitalizado se sumará a un sector energético pujante.
Griselda Lambertini, Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA, reflexiona acerca de la importancia de contar con una ley nacional de hidrógeno de bajas emisiones para habilitar la participación de Argentina como exportador de derivados en el mercado global de largo plazo,en concordancia con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley 27.742.
El año que pasó
Desde el ámbito académico, podemos afirmar que el año que pasó ha sido fructífero en términos de divulgación del rol del hidrógeno de bajas emisiones en los escenarios energéticos futuros y de la potencialidad de Argentina para convertirse en proveedor mundial de combustibles sintéticos, en un contexto en el que los países -con distintas nomenclaturas y motivaciones- continúan desarrollando tecnologías y productos vinculados a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e instrumentos cada vez más sofisticados para el financiamiento climático. En este sentido, durante 2024, desde la Universidad de Buenos Aires pudimos participar de muchos foros, programas y capacitaciones centradas en la producción, transporte, almacenamiento, comercialización y uso del hidrógeno y sus derivados. La Unión Europea y la Plataforma H2 Argentina organizaron dos Foros de Hidrógeno Verde con asistencia multitudinaria: en abril en Comodoro Rivadavia y en agosto en El Calafate, presididos por los respectivos gobernadores de Chubut y Santa Cruz. En el auditorio del BID en Buenos Aires, el CEARE organizó, a pedido de la Secretaría de Energía, dos talleres con audiencia especializada del ámbito nacional e internacional para considerar los aspectos regulatorios y los posibles incentivos para el hidrógeno de bajas emisiones. En la tradicional Semana de la Energía organizada por la OLADE y el BID (este año la cita tuvo lugar a fines de octubre en Asunción), nos tocó participar como panelistas del debate acerca de los tiempos de desarrollo y del grado de cumplimiento de las metas y expectativas para el despliegue del hidrógeno. La misma conversación tuvo lugar en las reuniones de Madrid, Buenos Aires y La Jolla, convocadas por el Instituto de las Américas de la Universidad Californiana en San Diego (UCSD). La Cámara de Comercio Argentino-Alemana (AHK) organizó distintos eventos, incluyendo su Foro Anual de Hidrógeno y el anuncio formal del financiamiento otorgado al primer proyecto en Argentina (provincia de Santa Cruz) por el programa alemán H2Upp. A fines de octubre, participamos del Encuentro de Combustibles Sintéticos organizado en Y-TEC. En noviembre de 2024, el programa de colaboración tecnológica TCP-Hydrogen de la International Energy Agency (IEA) eligió Buenos Aires como sede de su reunión global, en reconocimiento a la activa participación en ese programa de la empresa nacional Hychico, que produce hidrógeno verde desde 2009 en la provincia de Chubut.
Al mismo tiempo, el International PtX Hub (un consorcio financiado por la GIZ de Alemania y que tiene como socios al CEARE, la Fundación Torcuato Di Tella, el think tank Agora, la Asociación Química Alemana – DECHEMA y la Secretaría de Energía de la Nación) desarrolló diversos estudios sobre demanda de hidrógeno y derivados, fuentes de carbono sostenible para la producción de combustibles sintéticos, infraestructura de puertos, regulaciones, aspectos sociales y ambientales, guías para la evaluación del impacto ambiental. Estos estudios sirven como insumos para evaluar el potencial de Argentina y llevar el conocimiento a las jurisdicciones locales, dueñas del recurso (eólico, solar) que integran el primer eslabón en la cadena de valor del hidrógeno renovable. En efecto, en los dos últimos años realizamos capacitaciones train-the-trainer en Ushuaia, Río Gallegos, Trelew, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Salta. Los contenidos de estos cursos intensivos de dos días encontraron su máximo desarrollo en la primera edición del “Programa de Actualización sobre la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones”, una carrera con modalidad virtual, de 5 meses de duración, implementada entre julio y noviembre de 2024 por el CEARE y con apoyo de la GIZ.
Todas las actividades mencionadas se realizaron con el impulso y el apoyo financiero de la agencia de cooperación internacional de Alemania (GIZ) y su cámara de comercio bilateral (AHK), la Unión Europea, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras entidades que valoran la posibilidad de que Argentina se convierta en un socio poderoso, debido al altísimo factor de capacidad de nuestros recursos naturales, la ubicación alejada de los conflictos geopolíticos y un entorno que va ganando confiabilidad a partir de la mejora y estabilización de los indicadores macroeconómicos.
También desde nuestro país, distintos agentes públicos y privados conciben el desarrollo de esta línea de negocios (los PtX) como una oportunidad para realizar exportaciones estratégicas, profundizar la mejora en la balanza comercial energética, aumentar la inversión extranjera directa, crear empleos de calidad, desarrollar toda la cadena de proveedores asociados a las nuevas tecnologías, fortalecer las economías provinciales y aumentar las capacidades locales de I+D. Así lo están viendo Y-Tec, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Consejo Federal de Inversiones (CFI), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Gerencia de Innovación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA), las cámaras eólicas (AAEE – Asociación Argentina de Energía Eólica y CEA – Cámara Eólica Argentina), las administraciones de puertos como Bahía Blanca y Quequén, además de las empresas con proyectos en el sector. Al cuadro de las ventajas comparativas que presenta Argentina como candidata para la recepción de las grandes inversiones que se requieren para el desarrollo de las oportunidades de negocio con hidrógeno (abundancia y calidad de sus recursos, zona de paz, estabilización macroeconómica), le estaría faltando un factor -en apariencia- más sencillo de controlar: el establecimiento de un marco regulatorio que oriente a los inversores y dé señales de compromiso y estabilidad en las políticas públicas.
El camino regulatorio
En la región, Argentina fue pionera en la visualización del hidrógeno como vector para el almacenamiento de energía y la sustitución de combustibles fósiles. En 2006 (es decir, 10 años antes de que el Congreso Nacional ratificara el Acuerdo de París y adhiriera a sus propuestas para proveer a la reducción de emisiones), Argentina aprobó la Ley N°26.123 que establecía un “Régimen para el Desarrollo de la Tecnología, Producción, Uso y Aplicaciones del Hidrógeno como Combustible y Vector de Energía”. Sin embargo, esta ley -que finalizó su vigencia en 2021 sin que se hubiere reglamentado- no preveía la condición de que el hidrógeno fuera de bajas emisiones. Los incentivos tampoco alcanzaban a las aplicaciones del hidrógeno como insumo para la producción de químicos y otros derivados, que es donde hoy radica su principal atractivo.
Siguiendo un orden cronológico, en 2017 la Ley No 27.430 introdujo el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) con el objetivo de gravar las emisiones producidas por los combustibles fósiles y para incentivar la mezcla con biocombustibles. Sin embargo, el IDC no aplica al gas natural, al GNL, al GLP ni al aerokerosene. Además, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio, el precio de carbono implícito en el impuesto es actualmente inferior a US$ 2 por tonelada de CO2eq, muy por debajo de la valorización original en torno a los US$ 10/ton de CO2eq. Por eso, este impuesto no modifica conductas y, en este sentido, en Argentina no tenemos un precio del carbono que opere como incentivo negativo para la implementación de soluciones de descarbonización. En relación con el precio del carbono, Argentina tampoco cuenta con un mercado regulado de derechos de emisión. Cabe destacar que la primera versión del proyecto de Ley de Bases contenía un capítulo destinado a la implementación de un mecanismo ‘cap and trade’, mediante el cual se facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión a cada sector y subsector de la economía, compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones comprometidas en el Acuerdo de París. También se preveía el otorgamiento gratuito de los derechos de emisión y la creación de un mercado para su comercialización, junto con una plataforma de registro de las transacciones. Este instituto podría haber significado el establecimiento progresivo de un precio del carbono que incentivara y financiara, aunque sea parcialmente, la introducción de las tecnologías de transición. Aunque el ‘cap and trade’ quedó finalmente fuera de la Ley 27.742, con el apoyo del BID, se trabajaron iniciativas en el ámbito de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para el estudio y la implementación de este tipo de esquema.
Volviendo al marco regulatorio específico para el hidrógeno, desde el vencimiento de la Ley No 26.123 de 2006 ingresaron en el Congreso Nacional varios proyectos 1, entre los que cabe destacar (i) el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo Nacional en mayo de 2023, que acompañó la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos en septiembre del mismo año; y (ii) un proyecto que presentó inicialmente el diputado Gustavo Menna, que se fue adecuando en las sucesivas presentaciones de los legisladores Ignacio Torres y Pamela Verasay, para confluir en el proyecto trabajado en el ámbito de la Plataforma H2 Argentina, y que finalmente resultó en la versión presentada en octubre de 2024 por la diputada Ana Clara Romero de Chubut. Con respecto a las principales características del proyecto de ley de hidrógeno de mayo de 2023 preparado por la Secretaría de Energía de Flavia Royón, cabe destacar la propuesta de un régimen de promoción que tendría una duración de 30 años desde la entrada en vigencia de la ley, para las distintas etapas que componen la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones (verde, azul y rosa) y sus derivados. Este proyecto fue recibido con escepticismo por las partes interesadas. En especial, los potenciales inversores consideraron que el régimen presentaba ciertas barreras como: (i) los requerimientos de contenido mínimo local de dudosa posibilidad de cumplimiento; (ii) el aporte obligatorio de los inversores a un fondo para el desarrollo de proveedores (FONDEP) que, en lugar de ayudar al financiamiento de los proyectos, implicaba desde el comienzo un cargo adicional a la inversión; (iii) la mención a los derechos de exportación, que contrariaba las expectativas de una industria destinada en un 80% al mercado global; (iv) el entramado de instituciones y autoridades de aplicación resultaba complejo, incluyendo la creación de dos nuevas burocracias como la AgenHidro y el Consejo Federal de Hidrógeno. En cuanto a la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno publicada en septiembre de 2023, se trata de un documento programático, no vinculante, pero que -en el contexto de otras 50 estrategias de hidrógeno publicadas en el mundo- es la forma de comunicar a los inversores, a las comunidades locales y a otros posibles socios, que efectivamente nos interesa diversificar la estructura industrial argentina mediante el despliegue de proyectos de hidrógeno de bajas emisiones, en cualquiera de sus formas de producción. Esta Estrategia permanece vigente y debería actualizarse en forma periódica. Es un instrumento que acompaña, pero no suple la existencia de un marco regulatorio específico, aprobado por el Congreso Nacional.
Entre tanto, en julio de 2024, la Ley No 27.742 aprobó el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que representa el mayor paquete de beneficios a la inversión ofrecidos por la República Argentina, al menos desde la década del ’90. En efecto, cumplidas las condiciones sobre montos mínimos y tiempos de desembolso, el RIGI prevé otorgar incentivos tributarios, cambiarios y regulatorios por un plazo de 30 años desde la aprobación del proyecto. Para la solución de controversias queda abierta la vía del arbitraje internacional. El RIGI ya está en marcha y se espera que ayude a viabilizar grandes inversiones en los sectores seleccionados, especialmente en el sector energético, hasta tanto se estabilicen las variables macroeconómicas y nuestro costo de capital alcance niveles comparables con los del mercado internacional. Sin embargo, el sector interesado en proyectos de hidrógeno ha manifestado la necesidad de realizar ciertos ajustes al RIGI para que queden contempladas las particularidades de esta tecnología que aún no ha alcanzado la madurez comercial. ¿Cuáles serían las adecuaciones necesarias del RIGI? Al respecto, el proyecto de la Plataforma H2 Argentina ya mencionado -y que resultó en la reciente presentación de la diputada Romero- optó por transcribir las cláusulas del RIGI, con modificaciones, como parte del proyecto de ley de hidrógeno, denominándolo Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO). Entre las modificaciones, se plantea la ampliación de la ventana temporal para la presentación de los proyectos.
En lugar de los 2 años que prescribe la Ley No 24.742, se propone un plazo para adherir de 10 años para proyectos vinculados a hidrógeno de origen renovable y de 5 años para proyectos vinculados a hidrógeno de bajas emisiones. En ambos casos, el Poder Ejecutivo podría prorrogar por única vez y por 10 años la vigencia de los plazos anteriores. Asimismo, para permitir el desarrollo de proyectos piloto o de demostración, se propone eliminar los montos mínimos de inversión. Se garantiza el derecho inmediato a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios, sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa del Banco Central. Se declara la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado. Se propone la creación de un Fondo Nacional de Hidrógeno, aunque sin obligación de que el Estado asigne recursos directamente a este fondo. Desde la óptica del Poder Ejecutivo, las modificaciones al RIGI generan reparos en cuanto a la discriminación que implicaría respecto de los demás sectores admitidos en el régimen y el carácter restrictivo de los beneficios a otorgar. En tal sentido, en el marco de la visita de la Comisaria de Energía de la Unión Europea en julio de 2024, el entonces Secretario de Energía Rodríguez Chirillo propuso la elaboración conjunta de una hoja de ruta para la implementación del Memorando de Entendimiento sobre Energía celebrado entre la República Argentina y la Unión Europea un año antes, para promover acciones conjuntas en materia de eficiencia energética, energías renovables, hidrógeno y GNL. En el caso del hidrógeno, desde la Secretaría de Energía se planteó la necesidad de contar con una ley específica para el sector, con contenido más bien regulatorio antes que de fomento. Las grandes inversiones podrían seguir amparándose en el RIGI, pero se requerían de todos modos precisiones sectoriales referidas a la autoridad de aplicación y al sistema de gobernanza; las normas técnicas y de seguridad aplicables a la producción, transporte y almacenamiento; el desarrollo de mecanismos de certificación, entre otras cuestiones que la industria necesita conocer para dotar de certidumbre a los proyectos y acceder a financiamiento.
¿Qué están haciendo el mundo y los vecinos?
Los estudios de regulación comparada indican que el impulso a las tecnologías propuestas para la reducción de emisiones en la industria y en el transporte proviene, básicamente, del establecimiento de un precio del carbono (las emisiones producidas o evitadas). Para cada una de las tecnologías y sus variantes (eficiencia, electrificación, captura de carbono, control de fugas de metano, reemplazo de combustibles fósiles por combustibles sintéticos, entre otras) existe un precio teórico del carbono tal que la torna viable.
Tal como ya mencionamos, ese precio del carbono puede resultar de la aplicación de un impuesto o de la interacción entre oferentes y demandantes en un mercado regulado de derechos de emisión (“cap and trade”). En el mundo se han implementado aproximadamente 40 regímenes ‘cap and trade’ con distintos alcances en cuanto a los gases y sectores cubiertos, los mecanismos de asignación de derechos, el nivel nacional o subnacional de implementación, entre otras características.
El más conocido es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE) de la Unión Europea, organizado inicialmente por la Directiva 2003/87, que estableció topes o caps mandatorios, sectoriales, anuales y decrecientes a las emisiones de gases de efecto invernadero (expresadas en toneladas de dióxido de carbono equivalentes – CO2eq), habilitando al intercambio de los certificados que representan los derechos de emisión. La lógica del RCDE se apoya en que las actividades económicas emisoras con potencial de reducción de emisiones a bajo costo podrán vender sus derechos de emisión a las actividades con alto costo de reducción, de modo que las metas conjuntas se alcances en forma más eficiente. A su vez, la interacción comercial entre agentes emisores da como resultado un precio del carbono (medido en €/ton CO2eq), que da la pauta de qué tecnologías podrán ingresar en el sistema. Incluso, cuando el precio de mercado del carbono no es suficiente para financiar determinada tecnología que las autoridades europeas están interesadas en fomentar (por ejemplo, la sustitución de hidrógeno gris en refinerías o en la producción de fertilizantes; la producción de acero de bajas emisiones, productos químicos, amoníaco verde, SAF), se considera el otorgamiento de un subsidio bajo la forma de los llamados ‘contratos de carbono por la diferencia’, que cubren la brecha entre el precio del carbono en el mercado y el precio real de descarbonizar.
El Programa H2 Global, financiado por Alemania y Países Bajos, ofrece también este tipo de subsidios a países extra-europeos, mediante la adjudicación, en subastas internacionales, de contratos de largo plazo (10 años) para la importación de amoníaco, metanol verde y SAF producidos fuera de Europa, con recepción en los puertos de Rotterdam, Hamburgo o Duisburg, para su reventa -a un precio inferior y a corto plazo (1 año)- a demandantes europeos. Por ahora, solo se adjudicó un contrato de este tipo a un proyecto de amoníaco ubicado en Egipto: la empresa Fertiglobe comenzará la producción de amoníaco renovable en su planta existente en Ain Sokhna, con entregas programadas a puertos europeos a partir de 2027. El contrato tiene un valor máximo de 397 millones de euros, con una provisión inicial de hasta 19,500 toneladas de amoníaco en el primer año y un total acumulado de 397,000 toneladas para 2033.
La política pública europea también se está ocupando de fijar un precio de carbono “hacia fuera”, con forma de impuesto y que merece nuestra atención por su impacto en la elegibilidad de los productos que serán admitidos en la Unión Europea. Ya ha comenzado, en su etapa informativa, la implementación del mecanismo de ajuste del carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés), que consiste en la imposición de un arancel a ciertos productos importados (cemento, hierro, acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno) de países sometidos a reglas sobre emisiones menos exigentes que las europeas. El valor del impuesto a pagar por los importadores europeos, dependerá de la cantidad de emisiones generadas por el producto no europeo y de la diferencia entre el precio del carbono en la Unión Europea y el precio o impuesto equivalente en el país de origen. Otros incentivos financieros hacia el interior de Europa incluyen las garantías a otorgar por el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para reducir el riesgo inicial de los proyectos. Existen, además, diversos programas de financiación como Next Generation EU, InvestEU y el Fondo de Innovación del RCDE que dan apoyo al desarrollo de la cadena valor del hidrógeno limpio. Desde el punto de vista de la creación de demanda, para determinados sectores, está por comenzar la vigencia de cuotas obligatorias de corte o mezcla con combustibles sostenibles. Es el caso del SAF (combustible sostenible de aviación, según sus siglas en inglés), que desde 2025 deberá mezclarse en un 2% con el combustible de origen fósil para todos los vuelos intra-europeos. El porcentaje es ascendente, hasta alcanzar un 20% en 2035 y un 70% en 2025. Esta cuota puede cumplirse con SAF producido por distintas vías, incluyendo los biocombustibles. La normativa indica que hacia 2050 el 70% obligatorio de mezcla con SAF deberá incluir un 30% de combustibles sintéticos (los que derivan de hidrógeno). En Estados Unidos, la Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 estableció un régimen de incentivos para la introducción del hidrógeno de bajas emisiones y otras tecnologías de transición, a través del otorgamiento de importantes créditos fiscales para estos proyectos, en relación con el potencial de mitigación acreditado y el nivel de los salarios de los trabajadores involucrados en el proyecto. De tal modo, los proyectos elegibles pueden acceder a créditos fiscales de hasta US$ 3 por kilo producido de hidrógeno limpio durante 10 años. Si bien la llegada del presidente Trump pone en duda la continuidad y el alcance de este régimen de promoción, ya están en marcha otros incentivos aprobados en 2021 por la Infrastructure Investment and Jobs Act, que puso a disposición 9500 millones de dólares para el desarrollo de hidrógeno limpio, incluyendo 8000 millones de dólares a asignar en los años fiscales 2022 a 2026 para contribuir al establecimiento de al menos cuatro hubs de hidrógeno limpio. Cuando nos enfocamos en los avances regulatorios y regímenes de promoción implementados en la región, las medidas resultan naturalmente más modestas y, en la mayoría de los casos, los avances están vinculados con las acciones de la cooperación internacional. En efecto, algunos países como Chile y Uruguay vienen desplegando una verdadera “diplomacia del hidrógeno”, con la expectativa de asociarse con los potenciales importadores para llegar antes al mercado y tomar ventajas del acceso temprano a la tecnología, a los contratos de largo plazo y a los instrumentos de financiación. Si buscamos en los ordenamientos legales internos, Brasil cuenta con la ley de hidrógeno bajo en carbono más completa de la región. A principios de agosto de 2024, el Congreso brasileño aprobó una ley que designa a la ANP – Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles como la autoridad de aplicación del sector de hidrógeno, y estableció incentivos tributarios y arancelarios para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, sin requisitos de montos mínimos de los proyectos ni diferenciación entre las posibles tecnologías para la obtención de la molécula con bajas emisiones. La misma ley prevé lineamientos exhaustivos para el desarrollo del sistema de certificaciones brasileño, compatible con los sistemas internacionales. Cabe tener en cuenta que los incentivos ofrecidos por la ley brasileña podrán solicitarse dentro de los próximos cinco años, que es también el plazo total de vigencia de la ayuda. A su vez, Colombia, Chile y Uruguay han designado mediante ley una autoridad de aplicación para el sector, dotando a dicha autoridad de facultades suficientes para determinar las normas de seguridad, regular aspectos ambientales de los proyectos y para implementar los mecanismos de certificación. Estos países también otorgan incentivos tributarios y aduaneros para la instalación de proyectos de producción de hidrógeno. Chile y Uruguay solamente para hidrógeno renovable; Colombia para hidrógeno de bajas emisiones sin distinción de tecnologías. Específicamente en Uruguay, el Decreto 268/2020 extendió a las inversiones en proyectos de hidrógeno renovable los incentivos de la Ley 16.906 sobre Inversiones y Promoción Industrial. Tales proyectos fueron decretados como prioritarios a los efectos de la asignación de los beneficios. La revisión de los antecedentes comparados indica que, para invertir en la República Argentina, en un marco que minimice las incertidumbres y otorgue seguridad jurídica, sería necesaria una ley que defina el marco regulatorio del hidrógeno, atendiendo a sus características objetivas y específicas. Si se propician las condiciones regulatorias adecuadas, se proyecta que a 2050 podríamos estar exportando unas 4 millones de toneladas de hidrógeno anuales en forma de derivados, manteniendo una producción de 1 millón de toneladas para aplicación en el mercado interno. Según la primera versión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023, estos volúmenes de producción significarían inversiones en torno a los 90.000 millones de dólares y la creación de 82.000 empleos.
¿Qué sigue para argentina?
La Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023 es apenas una manifestación de interés de Argentina en desempeñar un rol destacado en el futuro mercado de exportación de derivados del hidrógeno, que debería actualizarse periódicamente para reflejar los avances y los cambios que se vayan produciendo en las tecnologías y en el comercio internacional. La Estrategia es necesaria, pero no suficiente. Por otra parte, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley No 27.742 ofrece beneficios cambiarios, impositivos, tributarios y regulatorios a los que podrían acogerse los proyectos de hidrógeno elegibles para la exportación estratégica a largo plazo. Sin embargo, debido al estado de madurez tecnológica y a la existencia de mercados internacionales incipientes, se ha puesto en duda la adecuación de los términos del RIGI a las características propias del nuevo vector, especialmente en cuanto a la ventana de dos años para la adhesión de los proyectos.
Con o sin adecuación del RIGI a las particularidades del hidrógeno, entendemos que se hace necesaria una ley específica que apruebe el marco regulatorio para el desarrollo de la tecnología, la producción, el transporte, el almacenamiento, la exportación y el uso de hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados, como combustible y vector de energía, y como insumo para procesos químicos e industriales, en todo el territorio nacional. Uno de los primeros aspectos que deberá definirse en el texto legal es qué tipo de hidrógeno se busca regular y promover: ¿solamente el hidrógeno renovable o verde, o el hidrógeno de bajas emisiones sin importar la materia prima a partir de la cual se obtuvo? Si se promueven ambos, ¿habría que diferenciar el alcance de los incentivos en uno u otro caso?
Desde este lugar proponemos incluir al hidrógeno producido a partir de cualquier de los recursos naturales existentes en Argentina (fósiles con captura de emisiones, renovables, nuclear) y, eventualmente, el nivel de los incentivos podría establecerse en función de la reducción de emisiones, antes que según el origen de la molécula. Es decir, las distinciones, de haberlas, no se centrarían en el origen fósil o renovable del hidrógeno sino en el nivel de reducción de emisiones que se alcanza, lo cual implica al mismo tiempo una mayor oportunidad en términos de exportación. Tal es el criterio (nivel de emisiones reducidas) adoptado por la Inflation Reduction Act de los Estados Unidos para graduar la cuantía de los créditos fiscales a otorgar a los proyectos de producción.
Definido el objeto, será esencial determinar la autoridad de aplicación a nivel nacional. Para la gobernanza del sector se prefiere un esquema simple, desburocratizado, en cabeza de la Secretaría de Energía, con las interacciones necesarias con la Secretaría de Industria y Comercio, y la Subsecretaría de Ambiente. A esta autoridad de aplicación se le debería encomendar la identificación de las normas técnicas y estándares de seguridad aplicables a los proyectos, y el diseño y la adopción de un sistema de certificación ágil y transparente. Las normas técnicas y el esquema de certificación deberían basarse o ser coherentes con las normas y estándares que ya existen a nivel internacional; en particular, con aquellos vigentes en los países a los cuales Argentina podría exportar. Asimismo, dadas las grandes superficies que ocuparán los proyectos que se alimenten de energías renovables, será necesario permitir un acceso ordenado a los terrenos, mediante la extensión de las servidumbres de electroducto y los derechos de paso para los ductos que podrían transportar mezcla de hidrógeno con gas natural, o ser reconvertidos para el transporte de hidrógeno puro, como ya sucede en la costa del Golfo de los Estados Unidos y en Alemania. En materia ambiental y de permisos, habrá que realizar un trabajo significativo de coordinación interjurisdiccional. El Estado Nacional, con recursos de la cooperación internacional, podría contribuir con la elaboración de guías para la realización de las evaluaciones de impacto ambiental y la identificación de los permisos que se requieren para la instalación de los proyectos de hidrógeno. Tales guías puedan ser útiles para los inversores y para las autoridades locales. Es importante aclarar que nuestra posible ley de hidrógeno no requiere copiar ni emular los instrumentos creados en los países importadores. Por el contrario, nos toca generar regulaciones que habiliten la oferta, eliminando barreras para construir una línea de base que contemple todos los organismos, permisos y trámites necesarios para los proyectos de producción e infraestructura, a fin de detectar la ruta crítica de tramitación para el inicio oportuno de las operaciones. La coordinación de una “ventanilla única” para la habilitación y registro de los proyectos, entre la Nación y las provincias que adhieran, con respeto de las competencias locales, aumentaría la certidumbre y aceleraría los tiempos de implementación. La claridad de los pasos y plazos a seguir en la obtención de los permisos (ambientales y de seguridad), junto con el desarrollo de capacidades para evaluar de forma objetiva y normalizada los distintos proyectos, aportará certeza a las iniciativas. Finalmente, corresponde advertir que ninguno de los proyectos de ley en consideración (con o sin adecuación del RIGI) resuelve el problema de la demanda: la existencia de contratos de largo plazo extendidos por los tomadores del hidrógeno producido o sus derivados. Esta demanda será, como venimos sosteniendo, eminentemente internacional. Por ello, el marco regulatorio para Argentina no requiere necesariamente la imposición de un precio del carbono, ni el otorgamiento de subsidios, ni el establecimiento de cupos o cuotas. Es otro nuestro rol. Es necesario prepararse en términos de regulación, infraestructura, formación de capacidades; pero la regulación local no podrá suplir la materialización de los contratos de quienes se declaran importadores interesados. Esta indefinición de los off-takers es una situación común al resto de los países interesados en producir y exportar. Con más razón, mientras el mercado se desarrolla, será clave ponernos de acuerdo en un marco regulatorio que despeje incertidumbres y genere un entorno atractivo para las inversiones millonarias que implican el hidrógeno de bajas emisiones y las demás tecnologías de transición.
*Directora Académica en CEARE – UBA Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
1 Proyecto 4574-D-2021 de Martín Maquieyra, Proyecto S-2586/2021 de Martín Doñate y Claudio Rodas; Proyecto 3388-D-2022 de Rosana Bertone; Proyectos 3601-D-2021 de Alberto G. Menna y S-620/2022 de Ignacio Torres, Proyecto S-2171/2022 de Sergio N. Leavy y otros; Proyecto S-2198/2022 de Silvina M. García Larraburu y otros; Proyecto 5855-D-2024 de Ana Clara Romero.
El gas de Rusia dejó de suministrarse a través de Ucrania desde este miércoles 1 de enero, informó la corporación rusa de energía Gazprom. La empresa indicó que se vio “privada de la posibilidad técnica y jurídica” de suministrar gas a través de Ucrania.
“Finalizó la validez de los documentos firmados el 30 de diciembre de 2019: el acuerdo entre Gazprom y Naftogaz para la organización del transporte de gas ruso a través del territorio de Ucrania y acuerdos de cooperación entre los gestores de redes de transporte de gas rusos y ucranianos”, señaló la compañía en un comunicado.
Gazprom explicó que la decisión se tomó “en relación con la negativa reiterada y explícitamente expresada por la parte ucraniana” de prorrogar los acuerdos bilaterales.
Para Ucrania, el corte es un “·acontecimiento histórico”
Por su parte, el Ministerio de Energía ucraniano calificó la situación actual de “acontecimiento histórico”. El organismo escribió en una publicación en sus redes sociales que la medida se toma “en interés de la seguridad nacional”.
La empresa eslovaca de transporte de gas Eustream confirmó que se ha interrumpido el flujo de gas de Ucrania al país, según la prensa de ese país.
La portavoz de la Comisión Europea Anna-Kaisa Itkonen declaró el martes a Reuters que el cese del suministro de gas a través de Ucrania a partir del 1 de enero era esperado y la UE se estaba preparando para ello.
Según la agencia, Moldavia es uno de los países más afectados y tendrá que reducir su consumo de gas en un tercio. La noticia ha afectado a Transnistria, una república moldava autoproclamada donde ya se cortó la calefacción y el agua caliente.
Mientras tanto, Rusia sigue exportando gas a través del gasoducto TurkStream, en el Mar Negro.
El presidente (mandato vencido el 20 de mayo del años pasado) Volodímir Zelenski manifestó en más de una ocasión que Ucrania no prorrogaría el contrato de tránsito de gas ruso por su territorio y que no permitiría que Rusia “gane miles de millones adicionales” con él.
El presidente ruso, Vladímir Putin, recordó, por su parte, que es Kiev el que “recibe unos 700-800 millones de dólares al año” gracias al acuerdo. El dirigente afirma que no ve ningún problema en ello y que la empresa estatal rusa “Gazprom sobrevivirá a esto”.
Las reservas certificadas de gas natural de Bolivia han disminuido hasta los 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF) hasta el 2023, cifra que representa la mitad de lo registrado en 2018, cuando las reservas alcanzaron los 8,95 TCF, informó hoy martes la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El presidente de YPFB, Armin Dorgathen, en una conferencia de prensa atribuyó esta caída a una combinación de factores: errores en las certificaciones previas, consumo mayor al reemplazo, y una gestión deficiente en la reposición de reservas.
“Entramos al Gobierno pensando que había 10,7 TCF, pero esos recursos no existían”, afirmó Dorgathen, revelando inconsistencias históricas en las cifras reportadas en los distintos años cuando se presentaban aparentemente certificadas las reservas.
Para abordar estas disparidades, YPFB implementó por primera vez una certificación en dos años consecutivos con empresas diferentes. En 2022, la firma Ryder Scott reportó 4 TCF, mientras que, en 2023, DeGolyer and MacNaughton certificó 4,5 TCF.
Según Dorgathen, esta estrategia busca garantizar la “coherencia y congruencia” en los datos, dejando atrás décadas de cifras infladas y desinformación.
A pesar del declive actual, el panorama futuro podría ser alentador. Dorgathen destacó que Bolivia posee un potencial certificado de 30 TCF de gas aún por descubrir en las diversas cuencas del país. Proyectos como Mayaya, en el norte de la ciudad de La Paz, apuntan a reservas significativas, con estimaciones de 6,7 TCF en esa región específica.
“Estos 30 TCF representan el horizonte hacia el que debemos trabajar como país”, afirmó el ejecutivo, quien detalló que actualmente se ejecutan 57 proyectos de exploración, de los cuales 17 ya han mostrado resultados positivos.
Ratificó que la transparencia en las certificaciones y el enfoque en nuevos proyectos serán clave para consolidar su posición como un jugador relevante en el mercado energético regional.
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El Consejo de Ministros ha decidido mantener la prohibición de interrumpir los suministros de agua, luz y gas a los consumidores vulnerables. España – El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha aprobado mediante un Real Decreto-ley la prórroga de diversas medidas para proteger a los consumidores vulnerables y a la industria electro intensiva. De este modo, el escudo social en materia de energía continuará vigente para afrontar los posibles efectos del actual contexto geopolítico. Asimismo, se extienden las iniciativas dirigidas a impulsar la movilidad sostenible, con la continuidad de ayudas […]
El barril de crudo alcanzó su nivel más alto en tres meses, en este arranque de año. Los precios del petróleo suben hasta 2,1% y tocan máximos desde octubre, tras una reducción de los inventarios de crudo en Estados Unidos, lo que supone la sexta semana consecutiva a la baja.
El Brent, el petróleo de referencia en Europa y la Argentina, sube 1,8% y se sitúa en 76 dólares por barril, su nivel más alto desde el 14 de octubre.
De persistir el alza, podria llevar a las petroleras locales a elevar los precios en los surtidores. Los precios del petróleo cayeron un 3% en 2024, por segundo año consecutivo.
Ahora, se ven potenciados por el optimismo sobre el crecimiento económico chino en 2025, que podría aumentar la demanda del principal país importador de crudo del mundo.
En efecto, la demanda de diésel experimentó un incremento en las últimas semanas.
El crudo del mar del Norte incrementó su precio en casi dos dólares frente a la última negociación en el International Exchange (ICE), pues terminó 2024 en 74,64 dólares.
El Brent acumula un incremento de más del 7% desde que marcara u$s70,92 por barril el pasado 6 de diciembre, hace casi un mes.
Por su parte, el petróleo intermedio de Texas (WTI), de referencia en Estados Unidos, avanza 2,1% y alcanzaba los 73,19 dólares por barril tras cerrar el año en u$s71,72.
Estas subas se producen tras la publicación en los últimos días de dos informes que muestran nuevos descensos de los inventarios de crudo en Estados Unidos, lo que supone la sexta semana consecutiva a la baja.
Los datos publicados por el Gobierno estadounidense, a través de la Administración de Información Energética, indican que los inventarios decrecieron en 1,2 millones de barriles en la semana concluida el 27 de diciembre.
Otro informe, en este caso del Instituto del Petróleo Americano (API), también mostró una disminución de los inventarios, en este caso de 1,4 millones de barriles.
El cierre del 2024 deja en evidencia el avance y los desafíos del Proyecto Andes, la estrategia de YPF para revitalizar áreas maduras mediante su cesión a nuevos operadores. Aunque el plan ya ha generado importantes acuerdos en Chubut, Mendoza y Río Negro, todavía quedan bloques estratégicos por adjudicar. En Chubut, la petrolera estatal logró cerrar el año con todas sus áreas adjudicadas. Pecom adquirió los bloques El Trébol – Escalante y Campamento Central – Cañadón Perdido, comprometiendo una inversión superior a los 114 millones de dólares. Este movimiento marcó el regreso de la compañía como operadora en la provincia […]
La mayor parte de los proyectos que se encuentran en etapas de construcción, factibilidad y prefactibilidad, algunos de ellos ingresaría al RIGI. La Argentina cuenta con 23 proyectos mineros en operación. El principal producto de exportación minero es el oro, con exportaciones que superan los U$S 2.300 millones. Hasta el año 2022 la plata ocupó el segundo lugar en el valor de las exportaciones mineras. Sin embargo, a lo largo de los últimos años el litio fue ganando terreno, alcanzando en 2023 los U$S 849 millones. No obstante, detalla el informe de Economía & Energía (E&E), durante el corriente año […]
La petrolera de mayoría estatal firmó un contrato de ingeniería, compras y gestión de la construcción con la empresa Técnicas Reunidas. El proyecto de exportación de petróleo Vaca Muerta Oil Sur de YPF inició el 2025 con un nuevo contrato. Esta vez, será para desarrollar el puerto petrolero. La empresa española Técnicas Reunidas obtuvo un acuerdo del tipo EPCm para la ingeniería, compras y gestión de la construcción de la terminal de almacenamiento y despacho de petróleo. El contrato adjudicado a la firma de ingeniería alcanza un importe de unos 440 millones de dólares. De ese total, más de 70 […]
En el último mes, el ENRE autorizó el Parque Solar Anchoris y Genneia anunció la entrada en operación de La Elbita. Además, la compañía presentó nuevas iniciativas y se confirmó el primer proyecto renovable dentro del RIGI. A pesar de que la industria energética argentina se concentró mayoritariamente en los hidrocarburos de Vaca Muerta, el sector de las energías renovables cierra un año de gran expansión y se prepara para un finalde década en el top tres de los principales contribuyentes a nivel regional. En las últimas semanas, este segmento encadenó una serie de novedades positivas. Por un lado, se […]
El Gobierno autorizó un aumento en la tarifa de gas para grandes usuarios y estaciones de GNC en el comienzo de 2025, mediante la Resolución 933/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial.
La actualización de los facturas cobradas por los Subdistribuidores a aquellos clientes Gran Usuario (GU) o Estación de GNC por el uso de sus instalaciones, es transitoria y fue fijada en $2,18 por metro cúbico por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Anteriormente estaba en $1,92 por metro cúbico.
En la normativa, se explicó que al igual que en ajustes anteriores, para determinar la nueva suba “se tomó como referencia la evolución de la tarifa que es cobrada por las Distribuidoras a las Subdistribuidoras, el cual representa el costo del servicio determinado por este Organismo, para la adecuación de la tarifa referida”.
En este sentido, se recordó que el Ministerio de Economía para los meses de septiembre, octubre, noviembre y diciembre del año 2024 y enero del año 2025, estableció un incremento de las tarifas de distribución y transporte de gas natural del 1%, 2,7%, 3,5%, 3% y 2,5%, respectivamente. Ante esto, el ENARGAS “emitió los correspondientes Cuadros Tarifarios y Cuadros de Tasas y Cargos que reflejaban lo allí instruido”.
La autoridad regulatoria precisó en el texto oficial que “la modificación que se aprueba mediante la presente Resolución es una medida transitoria, al igual los cuadros tarifarios vigentes para las Licenciatarias de Transporte y Distribución del Servicio Público de gas, aprobados en el marco de la emergencia declarada por el DNU Nº 55/23”.
Al respecto, recordó que mediante dicha norma, que fue prorrogada por el Decreto 1023/2024, “se declaró la emergencia en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural”.
Además, puntualizó que en el mismo se determinó el inicio de la revisión tarifaria y se estableció que hasta tanto no se culmine ese proceso, “podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados”.
La obra ampliará el suministro de gas natural en el Parque Industrial. También permitirá más conexiones domiciliarias con una inversión de $490 millones. Esta semana, se realizó la apertura de sobres para la construcción de la Estación Reguladora de Gas Natural en el Parque Industrial de Esperanza. La obra, financiada por el gobierno provincial a través de ENERFE, tendrá un presupuesto oficial de $490.390.000 y un plazo de ejecución de seis meses. La nueva estación permitirá abastecer de gas al complejo industrial y sumar conexiones domiciliarias, complementando el gasoducto que atraviesa la región. Al acto asistieron el Ministro de Producción, […]
La medida permitirá transparentar el peso de los impuestos en las compras. Ya entró en vigencia el régimen de transparencia fiscal, por el cual las empresas y los comerciantes deberán empezar a discriminar en la factura y ticket de venta el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y otras cargas tributarias. En esta primera etapa deben implementarlo las grandes empresas. Los supermercados, por ejemplo, ya empezaron a aplicar la medida. Todos los comprobantes deberán tener una línea donde se detalle el monto correspondiente al IVA y, cuando sean emitidos por una compañía grande (que detalla el organismo en su página), también […]
KoBold Metals aspira a socavar el dominio de China en la carrera por los minerales necesarios para la transición energética. KoBold, una start-up minera y de inteligencia artificial financiada por Bill Gates y Jeff Bezos, recaudó US$ 537 millones en su última ronda de financiación. Con esta inyección de capital, la compañía busca convertirse en un actor clave en la carrera por los minerales críticos necesarios para la transición energética. En ese sentido, la empresa informó que, como resultado de la ronda de financiación codirigida por los inversores Durable Capital Partners LP y T. Rowe Price, se elevó su valoración […]
El cálculo es categórico. Desde que se frenó la minería en Mendoza, los yacimientos de cobre del lado chileno produjeron más de 16 millones de toneladas de metal rojo. Cuando llegó el año 2000, especialistas del sector minero comenzaron a proyectar la importancia de ciertos minerales en el futuro. Por esos días se hablaba de la importancia que tendría el cobre, cuestión que tomaron muy en serio algunos expertos mendocinos que en 2005 iniciaron una misión al PDAC de Toronto, la misma a la que fue Alfredo Cornejo en marzo. Les fue bien en ese viaje y vinieron empresas interesadas […]
En el marco de la alerta amarilla por tormentas emitida por el Servicio Meteorológico Nacional(SMN) para este miércoles 1 de enero, más de 50.000 usuarios estuvieron sin suministro eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), a raíz de los fuertes fenómenos climáticos.
Entre los municipios más afectados, que estaban bajo la responsabilidad de la distribuidora Edesur, se destacaban Almirante Brown, donde los barrios de Mármol y Rafael Calzada sufrieron extensos cortes de energía. En Avellaneda, las zonas de Villa Domínico fueron las más perjudicadas, mientras que Berazategui reportó interrupciones significativas en su área central.
En la Ciudad de Buenos Aires, los cortes de luz se concentraron en barrios como Balvanera, Monte Castro y Nueva Pompeya, lo que afectó notablemente la vida diaria de los residentes.
En Lanús, el barrio de Remedios de Escalada fue otro de los más golpeados, con numerosos cortes que dejaron a gran parte de la población sin electricidad.
Lomas de Zamora también sufrió cortes en Ingeniero Budge y Villa Centenario, mientras que Quilmes registró problemas en Ezpeleta y en el centro de la ciudad. San Vicente y su localidad de Domselaar también se vieron alcanzados por la falta de electricidad.
Por otro lado, Edenor también reportó cortes en varias zonas del conurbano bonaerense. En Moreno, uno de los municipios más afectados, hay 2.287 usuarios sin luz, siendo La Reja y Moreno Centro los barrios más perjudicados. En Merlo, 1.644 residentes estuvieron sin suministro, mientras que en Ituzaingó, 1.212 usuarios informaron interrupciones en San Alberto.
La situación también fue crítica en La Matanza, donde 1.178 usuarios de Villa Luzuriaga estuvieron sin servicio. Escobar, General Rodríguez y San Fernando reportaron problemas en barrios como Victoria, Virreyes y el Delta. En la Ciudad de Buenos Aires, los cortes fueron más aislados pero igualmente significativos, afectando zonas como Palermo, Belgrano y Recoleta.
Las distribuidoras Edesur y Edenor informaron que estuvieron trabajando en la restitución del servicio eléctrico, pero los usuarios han denunciado importantes demoras y una falta de comunicación por parte de las empresas. La intensidad de las tormentas, que incluyó vientos fuertes y lluvias copiosas, complicó las tareas de reparación y restablecimiento de la energía.
A pesar de los esfuerzos de las distribuidoras, las condiciones meteorológicas adversas siguieron afectando el avance de los trabajos.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir de la cero horas del viernes 3 de enero incrementos promedio que rondan el 2 por ciento.
Los ajustes a la suba resultan de la actualización, a partir del 1 de enero, de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dispuestas por el gobierno nacional. También, de la devaluación del peso en relación al dólar durante diciembre.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles, en particular de las naftas premium, en el mercado local registradas en los últimos meses.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,76 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.
A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.128 el litro; Infinia Nafta $ 1.394; Diesel 500 (común) $ 1.143, y el Infinia Diesel $ 1.392.
En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.196 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.449; el Diesel Evolux (común) a $ 1.258, y el VPower Diesel a $ 1.457.
En las próximas horas también subirán precios otras importantes marcas del mercado local, como Axion y Puma.
Ya comenzó a regir en todo el país la nueva suba de combustibles. Esta actualización de las tarifas impacta tanto en la nafta como en el gasoil y se espera que, además de YPF, petroleras como Shell, Axion y Puma Energy también actualicen sus precios debido a esta medida.
Con este incremento, la nafta en la Ciudad de Buenos Aires pasa de $1.108 a $1.127, mientras que el gasoil común subirá desde $1.123 a $1.142 a partir del viernes 3 de enero de 2025.
En el caso de YPF, el aumento del precio de los combustibles es de un 1,75% promedio en todo el país y, según indicaron desde la petrolera nacional, este incremento es el más bajo de los últimos 12 meses.
Además, remarcaron que este nuevo incremento representa el ajuste más bajo en un año y que se encuentra por debajo de la suba del 2 por ciento mensual que se registra en el tipo de cambio oficial.
Cuánto sale el litro de la nafta y del gasoil
Con el aumento del 1,75% que comenzó a regir a partir de este viernes, la nafta súper pasará de $1.108 a $1.127, en tanto que el gasoil común saltará de $1.123 a $1.142 aproximadamente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).
Por otro lado, el litro de nafta premium, que en diciembre costaba $1.370, ahora pasará a valer $1.394. El gasoil premium dejará de costar $1.123 para venderse a un valor en torno de $1.142 el litro.
Con estos incrementos, el precio de los combustibles acumuló en 2024 un aumento promedio del 100%, manteniéndose por debajo de la inflación, que alcanzó el 112%, según cifras del INDEC.
Esta medida forma parte también de la suba de tarifas de los servicios de electricidad y gas anunciados por el Gobierno.
La reglamentación de los cambios de la Ley Bases Decreto N° 1057/2024 en hidrocarburos y gas, destacan la prioridad al abastecimiento interno y control para evitar exportaciones a precios menores que los del mercado local
El Decreto N° 1057/2004 reglamenta varios artículos de la Ley N° 27.742 (“Ley Bases” -LB); en particular, los artículos 101 a 152 (“TÍTULO VI – Energía – Capítulo I: Hidrocarburos. Modificaciones a la ley 17.319”), en el Anexo I; los artículos 153 a 158 (“Capítulo II: Gas natural. Modificaciones a la ley 24.076”) en el Anexo II; y el Artículo 163 en el Anexo III. Éste último manda a “elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental”, que involucre a la legislación ambiental nacional, y provincial relacionada con la explotación de los hidrocarburos. El Artículo 159 de la Ley Bases modifica la última ley de nacionalización del paquete de acciones que posibilitan el control de YPF S.A, sustituyendo los incisos d), g) y h) del artículo 3° de la ley 26.741 por los siguientes:
d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del abastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.
g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con la calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos.
h) La exportación de hidrocarburos para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
El Artículo 160 de la LB deroga el Artículo 1° de la Ley N° 26.741, que decía “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.”
El 161 dispone la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad “el que, una vez constituido, reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), creado por el artículo 54 de la ley 24.065, y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), creado por el artículo 50 de la ley 24.076. …”
Por último, el 162 faculta “al Poder Ejecutivo nacional a adecuar, en el plazo dispuesto por el artículo 1° de la presente ley, las leyes 15.336 y 24.065 y la normativa reglamentaria correspondiente conforme a las siguientes bases: …” y allí enumera principios y pautas para promover la libre comercialización de energía eléctrica, el desarrollo de la industria y su red de transporte, recuperar a las señales de costos económicos como fundamento de las tarifas y limitar las funciones del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (creado por la Ley N° 15.336), a la de “organismo asesor de consulta no vinculante de la autoridad de aplicación …”
Los Anexos I y II del Decreto N° 1057/2024, básicamente reglamentan los cambios que la Ley Bases realizó a la Ley de Hidrocarburos, N° 17.319, y a la N° 24.076, Marco Regulatorio del Transporte y la Distribución del Gas Natural (y ya no sólo por redes). Notamos cierta falta de claridad o cuestiones sujetas a interpretación emergentes de las disposiciones del Decreto N° 1057/2024, y vamos a mencionar las que nos resultan más notorias.
Objetivos de política del Decreto N° 1057/2024
Los artículos de la Ley Bases relacionados con el abastecimiento interno y la exportación de hidrocarburos abandonan el objetivo de autoabastecimiento, y eventualmente lo reemplazan por un de abastecimiento suficiente del consumo nacional (“seguridad de suministro”, Anexo I Art. 18), que puede o no provenir de recursos locales. Ello se hace evidente en las disposiciones mencionadas del Artículo 160 de la LB arriba comentado.
La reglamentación dispuesta por el Decreto N° 1057/2024 pretende (entendemos) ser conducente a esos efectos. Y ello a pesar de que algunas disposiciones no resultan del todo claras y que podrían estar sujetas a interpretación y eventual litigio y judicialización.
Comercialización
Las modificaciones introducidas al Art. 6° de la Ley 17.319 por la LB, no sólo desisten del objetivo de autoabastecimiento. También declinan la potestad del Gobierno para definir una política de precios para el mercado interno de hidrocarburos. Sin embargo, y según el alcance que se dé a la interpretación de la nueva redacción, no se renuncia a la potestad del Gobierno para establecer políticas que hacen a la extracción, comercialización traslado y uso interno de esos productos.
Exportaciones de gas natural por ductos vs de gas natural licuado – GNL
Para las exportaciones por ductos, se dispone que las proyecciones de disponibilidad de gas se actualizan cada 3 años (Anexo I Art. 14). Para las de GNL, cada 5 años (Anexo II Art. 3°). La exportación por ductos requiere de una “constancia” de libre exportación (Anexo I Art.22); y la de GNL, de una “autorización” de libre exportación (Anexo II Art 8°).
Los causales de objeciones a la exportación de gas parecen atender las necesidades de abastecimiento interno, pero no queda claro que pasa cuando se actualizan las proyecciones que se hubiesen presentado con notificaciones no objetadas oportunamente, y resulten distintas a las presentadas originalmente (mostrando reducciones en producción y/o reservas y/o disponibilidad). El Art. 16 del Anexo I y el 6° del Anexo II se ocupan de las objeciones. Pero en todos los supuestos analizados se trata de objeciones que provocarían la objeción a la exportación notificada, y no la interrupción de exportaciones en curso. De allí que las disposiciones del inciso (f) de ese Art. 16 (“la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno”), no resulten relevantes.
La normativa genera contingencias muy importantes frente a la no objeción de notificaciones de exportación de muy largo plazo, por lo que debiera limitarse mucho el volumen total no objetado en esas condiciones. Hasta se podría licitar a cambio de un canon el poder exportar volúmenes por tan largo plazo. O al menos cubrir con mecanismos de seguros pecuniarios o contratos contingentes la eventualidad de tener que recurrir a importaciones que compensen las exportaciones.
El estudio periódico que haría la SE sobre disponibilidades puede servir como guía, pero la experiencia demuestra que no siempre se puede confiar en que las proyecciones de este tipo de estudios se ajuste a la realidad. En el pasado la Secretaría de Energía se ha topado con estimaciones de reservas presentadas por concesionarios para que se les autorizase exportaciones de gas natural, que demostraron no solamente ser erróneas sino incluso amañadas, al punto que se dispuso la suspensión temporal del registro ad hoc de la Secretaría, de la empresa que las hubo realizado, que es una de las más importantes del mundo.
El artículo 22 del Anexo I agrega “La SECRETARÍA DE ENERGÍA verificará el inicio, la finalización y los volúmenes de las exportaciones de hidrocarburos y, en caso de que se verifiquen incumplimientos graves, dispondrá la caducidad de la autorización emitida. En ese caso, el interesado deberá realizar una nueva Notificación de exportación”. Asimismo, en el Artículo 23 se lee: “La SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá tomar medidas puntuales frente a circunstancias excepcionales, como caso fortuito o fuerza mayor, que comprometan objetivamente la seguridad del suministro en los términos del artículo 18 del presente reglamento.”
Este abordaje de situaciones excepcionales que interrumpirían exportaciones, con un lenguaje quizás aceptable en el derecho anglo-americano, no lo sería tanto en el latinoamericano, donde sus variadas interpretaciones constituyen potenciales contingencias. Suele ser más sabio otorgar a la Autoridad de Aplicación derechos más discrecionales y conjurar las contingencias aparentes en perjuicio del administrado de alguna manera que mitigue el riesgo, como la constitución de fondos de contingencia y mucha flexibilidad al momento de recurrir a otras opciones; para el caso, fuentes adicionales de suministro a la exportación (incluso reemplazando el consumo interno con combustibles alternativos).
El repaso, por ejemplo, de la normativa canadiense1 permite observar un lenguaje de características aún más laxas que el del Decreto N° 1057/2024. Claro que Canadá, con cerca de 41 millones de habitantes produce unos de 520 MMm3/día de gas, consume cerca de 237 MMm3/d y exporta cerca de 170 MMm3/d2 . EL PBI de Argentina es de cerca de 0,64 miles de millones de USD/año y el de Canadá de 2,2 miles de millones . Argentina tiene cerca de 47 millones de habitantes. Hoy en Argentina se producen hasta 150 MMm3/día y las exportaciones de 2023 fueron de cerca de 7,3 MMm3/d.
Se consumen en el país unos 120 MMm3/d y unos 100 MMm3/d pasan por los sistemas de distribución (ENARGAS, varias fuentes). En resumen: los excedentes de producción de Canadá son muy superiores a los de nuestro país. Por otra parte, el Decreto no prevé sanción alguna para quienes hubiesen alterado las condiciones de exportación de gas y la información relacionada que se hubiese entregado a la Autoridad de Aplicación al momento de notificar la exportación. Apenas la necesidad de iniciar un nuevo proceso para exportar.
Exportaciones de GNL
Como mencionamos, aquí a las notificaciones (Arts. 1 a 4 del Anexo II) debe seguirles una autorización (Art. 8 del Anexo II).
Aunque al último párrafo del Artículo 22 (Anexo I) se le escapa la palabra “autorización”, el término estaría reservado para las exportaciones de GNL. Aquí la contingencia deviene de un período de 30 años en que una exportación de GNL se realizaría en firme. Si bien el inciso a) del Art. 4° del Anexo II requiere que el estudio de disponibilidad se actualice cada 5 años (y no cada3 como en las exportaciones por ducto), es interesante que en este artículo se incluya el siguiente texto: “Las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, junto a la información de reservas comprobadas, no comprobadas y recursos contingentes, la información correspondiente a los recursos prospectivos de hidrocarburos líquidos y gaseosos de las áreas de su titularidad, certificada por auditores externos.
Asimismo, deberán presentar las proyecciones de producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales (‘shale” y ‘tight”) incluyendo el total de los recursos remanentes de cada área; …”
Estas obligaciones repiten las exigidas por el Art. 44 del Anexo I del Decreto, y para los mismos agentes (permisionarios de exploración y los concesionarios de explotación de hidrocarburos, que en el Anexo II -Art.4°- son “empresas”). Incluirlas de nuevo para el caso de exportadores de GNL resultaría redundante. La pregunta es si acaso las actualizaciones periódicas de esta información podría afectar las exportaciones autorizadas de GNL; y las no objetadas al momento de notificarse, cuando se utilizan gasoductos. La respuesta parecería que excluye esa posibilidad, y en cambio podría afectar el ánimo de la Autoridad de Aplicación para no objetar nuevas notificaciones (ductos) o para otorgar nuevas autorizaciones (GNL). Pero esto es una simple interpretación. Y puede haber otras.
Reservas y renovables
Hemos hablado de que exportar gas no debe ser malo4 en tanto se mantuviese el nivel de reservas, a efectos de no transferir, eventualmente, renta hidrocarburífera al exterior, devenida de la diferencia entre el precio de exportación y el costo efectivo de reponer o sustituir las reservas por otras fuentes de energía.
Como la “ventana de hidrocarburos”-período de transición en que estas fuentes de energía se sigan utilizando y tengan demanda y valor de mercado- se extenderá durante un período difícil de determinar, quizás ya no debe pensarse en mantener el nivel de reservas, y en cambio, corresponda reconocer la necesidad de transformar al menos en parte la renta hidrocarburífera en instalaciones de producción de energía renovable. El ejemplo de Statoil en Noruega5 sirve para entender cómo proceder, no sólo para evitar la “Enfermedad Holandesa” (analizada en estudio de 1982 realizado por Warner Max Corden y J. Peter Neary), que es la apreciación de la moneda interna por la irrupción abrupta de divisas provocada por exportaciones que ocupan un nivel creciente en el PBI, sino también para aprovechar la renta hidrocarburífera en beneficio de la economía interna del país.
Pero una empresa estatal no es la única manera. Puede constituirse un fondo privado que luego financiará a los proyectos de renovables que sean propiedad de esos inversores. Como instrumento financiero, puede constituirse en el exterior, a salvo de cambios en la política energética o en general, en la política distribución de los ingresos del país.
El esquema sugerido se expone en la siguiente ilustración: Ilustración 1
Almacenaje
El almacenaje de hidrocarburos per se, sigue siendo regido por la antigua Ley N° 13.360 y modificatorias, y su reglamentación. Se establece un régimen de libertad para la construcción y explotación de almacenajes, incluso la utilización de yacimientos “depletados” para la actividad, sin derechos a terceros para el uso de capacidad remanente, salvo acuerdo del titular, con la mera obligación de aplicar tarifas similares a todos esos terceros (Arts. 5° y 6°, 33 y 38 del Anexo I). El Art. 41 del Anexo I dispone que “El autorizado al almacenamiento subterráneo de gas natural deberá dar cumplimiento a la normativa vigente del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) en materia de seguridad técnica y protección ambiental”. A la fecha, el ENARGAS ha puesto a consulta pública el proyecto de Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural (Res. ENARGAS N° 787/2024). La palabra “subterráneo” no aparece en el proyecto.
El almacenaje que forma parte de instalaciones de transporte o distribución reguladas se considera parte de esas instalaciones y debe ser operado acorde a las disposiciones que regulan el transporte y la distribución regulados de gas por redes (T&D, ver Art. 24 de la Ley N° 24.076). Es de notar aquí que la normativa no avanzó sobre la reglamentación de una actividad regulada y de acceso abierto de almacenaje de gas per se, ya que las instalaciones que forman parte de las de T&D son operadas por sus prestadores para brindar esos servicios, y no para servicios de almacenaje.
Transporte y transporte dedicado al GNL
El Artículo 33 del Decreto clasifica las habilitaciones para transportar gas de la siguiente manera:
-Reserva el término “concesión” de trasporte a las (i) ya otorgadas en virtud de los derechos que los concesionarios de explotación de hidrocarburos de la Ley N° 17.319 tienen para transportarlos (Art. 28 y Sección 4ta de la LH); y (ii) a las ya otorgadas según lo dispone esa misma Ley, pero no relacionadas con el ejercicio de los derechos conferidos por el Art. 28 de la Ley. -Reserva el término de “licencia”, a las otorgadas acorde a las disposiciones de la Ley N° 24.076.-
Utiliza el término “autorización” para todas las demás habilitaciones para transportar hidrocarburos por ductos que se vayan a otorgar.
Ese mismo artículo exime de la obligación de poner a disposición de terceros capacidad remanente de ductos dedicados a suministrar con gas a “complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, o afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos.” Y esta excepción es reforzada por las disposiciones del Artículo 10 del Anexo II del Decreto, cuando se trata de GNL destinado a exportación. “ARTÍCULO 10.- Infraestructura de Transporte para exportación de GNL. No resultarán de aplicación las disposiciones del primer párrafo del artículo 43 de la Ley N° 17.319, modificado por la Ley N° 27.742, a las instalaciones de transporte dedicadas exclusivamente a la exportación de GNL.”
Los plazos de las habilitaciones son compatibles con derechos adquiridos y con los de las modificaciones que dispone la LB para otras actividades y agentes. El Art. 34 del Decreto dispone que la SECRETARÍA DE ENERGÍA sea la autoridad de aplicación de la normativa de transporte de hidrocarburos. Además dispone que: “Las autorizaciones de transporte no comprenderán las instalaciones de procesamiento o almacenaje vinculadas a una autorización de transporte para las cuales se haya solicitado una habilitación de procesamiento o una autorización de almacenaje independiente a la autorización de transporte, conforme al artículo 4° de la Ley N° 17.319, modificado por la Ley N° 27.742, con excepción de aquellos casos que determine la SECRETARIA DE ENERGIA.”
Esto es (y es lo que entendemos): habilitaciones de transporte por un lado, habilitaciones de otras actividades por el otro; aunque las instalaciones de transporte estén destinadas a abastecerlas.
En conclusión, la LH actualizada y su reglamentación utilizan el término “autorización” para intentar un alcance mayor para las actividades de transporte de hidrocarburos por ducto, con menos injerencia regulatoria.
De esta manera, un gasoducto “dedicado” a alimentar una licuefactora de gas natural o un almacenamiento subterráneo de gas, en tanto se lo entienda como una instalación de entre las que estén “afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos”, no puede ser requerido para el uso de su capacidad remanente por parte de terceros.
Aunque las disposiciones del Artículo 10 el Anexo II del Decreto, hacen pensar que esta excepción a las disposiciones del Art. 43 de la LH, sea sólo aplicable si las instalaciones de licuefacción están exclusivamente dedicadas a la exportación. Ahora bien, construir una obra que cueste algunos miles de millones de dólares (por ser un gasoducto largo, de gran diámetro y mucha capacidad de transporte), estrictamente dedicado a la licuefacción de gas, no parece ser la opción más adecuada. Ello en tanto una obra de esa envergadura con una única utilidad (exportar GNL), genera un riesgo mucho mayor al de utilizar instalaciones existentes, con posibles ampliaciones (que costarían menos plata). Sobre todo cuando las modificaciones normativas que impuso la LB, y en particular las que dispone el Artículo 9° del Anexo II del Decreto N° 1057/2024, establecen que:
“Sujeto a la acreditación periódica de las disponibilidades exigidas en el inciso a) del artículo 4° del presente Anexo II, conforme lo previsto en el artículo 11, inciso a) de este Anexo II, el ejercicio del derecho a exportar GNL conforme la «Autorización de Libre Exportación de GNL» en condición firme, implicará realizarlo en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos cualquiera sea la causa, así como el derecho de acceder en igualdad de condiciones que cualquier otro segmento de la demanda a la producción y adquisición de gas natural, y a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie que se requieran para las exportaciones de GNL conforme a las disposiciones del presente Anexo II.” Lo cual repite lo ya dispuesto por las modificaciones que la LB hizo a la Ley N° 24.076, y en particular lo que dispone el nuevo Artículo 3° bis de esa ley así modificada:
“El otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización de exportación respectiva, así como el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin.”
Todo este esfuerzo normativo desplegado por las modificaciones a la LH y al Marco Regulatorio del T&D de gas, es así desdeñado por un proyecto (¿faraónico?) que, en lugar de aprovechar estos cambios, utiliza el camino de aislar instalaciones y añadir al riesgo de las actividades de extracción, licuefacción de gas natural y exportación de GNL, el de su transporte. Y que ocupará una porción mayor de la inversión, dada su envergadura.
Y además, esta elección, y si se quiere mantener la excepción dispuesta en el Art. 10 del Anexo II del Decreto, “condena” a las instalaciones de obtención y embarque de GNL a ser utilizadas exclusivamente para exportar ese producto (no pudiendo destinarlo al mercado interno).
“Africanización” del GNL
El término que elegimos ojalá no ofenda a quienes habitan ese gran continente. Pero refiere a proyectos en los que el aprovechamiento de los recursos naturales “in situ” se limita a su extracción y exportación. Lo cual aporta empleo e impuestos a la economía local. Pero menos de lo que ocurriría si hubiese industrias capaces de procesar, elaborar, utilizar o aprovechar de cualquier manera a esos recursos en el propio territorio.
Escribimos en 2018 que exportar gas natural no debe ser malo, como ya mencionamos. Y lo sostenemos. Pero realizar inversiones de vida útil limitada por tener dedicación exclusiva a la exportación, teniendo disponible infraestructura que evitaría ese esfuerzo -y en una parte relevante del mismo-, no parece tener sentido. Sobre todo cuando, observando a Chile y aún Bolivia, constatamos que la utilización del GNL como combustible movilizado en contenedores de uso vial o hasta fluvial, es una alternativa eficiente y segura para suministrar gas natural a lugares y actividades que no cuentan con suministro por ductos.
Tener que renunciar a una instalación de licuefacción de gas natural como alternativa de suministro al mercado interno, sólo porque su actividad principal es la exportación y debe serlo de manera exclusiva para evitar que alguien (¿en la meseta de Somuncurá?) vaya a requerir acceso; o que otra instalación de licuefacción pueda hacerlo; utilizando, en ambos casos, capacidad remanente, y mientras esté vacante; no parece una decisión eficiente.
EL GNL como industria local
La exportación de GNL requiere primero su licuefacción. Es una actividad que requiere grandes inversiones y un proceso complejo. Una industria en si misma. ¿Por qué tratar a la exportación de GNL como exportación de gas natural? Con un criterio similar debieran serlo la de aceite de soja o la de aluminio (para generar las importantes cantidades de electricidad que emplea la refinación de alúmina o bauxita se utiliza mucho gas natural). Dependiendo de criterios ad hoc, la lista podría ser mayor.
Y si la licuefacción de gas natural es una industria local, ¿por qué su tratamiento en el consumo de gas debiera ser distinto al de otra industria? Sin perjuicio de que el régimen de beneficios para grandes inversiones dispuesto por la LB beneficie a la licuefacción de gas, y en general a cualquier industria que las requiera.
En nuestra opinión, posiblemente no sería “justo” y por tanto sería “judiciable” cualquier disposición que otorgue privilegios para la utilización de gas natural y/o su transporte en determinadas actividades industriales, o aún para su mera exportación, y en detrimento de otras actividades; no ya por requerir grandes inversiones o generar mucho empleo o ser “prioritarias” (como el uso residencial), sino apenas por ser alguna actividad determinada, y no otra. Y ese tipo de litigios, cuando están alcanzados por beneficios garantizados, pueden terminar perjudicando al patrimonio del garante: el Estado Nacional.
Regímenes especiales y excepciones
En nuestra opinión, los regímenes especiales que benefician a sujetos particulares que forman parte de actividades que se desenvuelven bajo libertad de industria y comercio y regidos por los generales de la ley, así como las disposiciones legales que no establecen límites o condiciones precisas sobre la disponibilidad de recursos naturales o (sin ser actividades de servicio público) para el uso prioritario de servicios que están regulados, agregan contingencias sobre el patrimonio del estado: cada vez que, por la razón que fuere, los beneficiarios de esos regímenes especiales o excepciones entiendan que sus derechos particulares han sido vulnerados, se agraviarán y requerirán pagos a actos resarcitorios a costa del estado.
Y ello mientras el resto de las actividades, que se desempeñan en forma pacífica, serán directa o indirectamente afectados por el ejercicio de tales privilegios por parte de quienes se entienda que tienen derecho a ejercerlos. Aunque todo ello, sin perjuicio de los eventuales beneficios para el empleo y hasta para las industrias que forman parte de la cadena de valor de las beneficiadas por esos regímenes de excepción.
Conclusiones:
Algunas modificaciones a las leyes N° 17.319 y N° 24.076 que dispuso la LB pueden resultar controvertidas y, en algunos casos generar litigios. Sobre todo en lo relacionado a la exportación de gas natural o GNL. Y entendemos que las excepciones y posibles privilegios que surgen de algunas de esas modificaciones no serían necesarios cuando las actuales normas (incluso actualizadas por la LB), ya otorgan los derechos necesarios y su custodia, en beneficio de esas y otras actividades. Y que algunas excepciones, como el uso dedicado del transporte por ductos que requieren derechos de paso y servidumbres que en general se otorgan para prestar servicios públicos o para permitir una actividad imposible de realizar sin recurrir a ellos, puede que no sólo resulten controvertidas, sino hasta ineficientes.
*Consultor independiente en servicios públicos y negocios con energía
4 Patagoniashale.com.ar, diciembre de 2018; Argentina (reeditada también en “Energía y Negocios”, Argentina.
5 “Statoil: between Nationalisation, Globalisation and Europeanisation”; Dag Harald Claes; 2002; ARENA Working Papers WP 02/34; https://www.sv.uio.no/arena/english/research/publications/arena-working-papers/2001-2010/2002/wp02_34.htm
Primer año de Milei: un enfoque en estabilizar la economía priorizó las emergencias macroeconómicas, dejando desafíos pendientes en energía. Avances iniciales prometen mayor inversión y exportaciones clave
2024, primer año de la gestión del presidente Milei, se caracterizó por priorizar y resolver la emergencia macroeconómica ante la situación de colapso que dejó el cuarto gobierno K. Como corresponde durante una situación de emergencia de estas características, todas las decisiones en distintas áreas del gobierno se subordinaron a las consignas establecidas por el Ministerio de Economía, responsable primario de estabilizar la economía del país. Afortunadamente casi se ha logrado esa estabilización y la economía argentina ha salido del quirófano.
Ahora bien, resuelta la emergencia económica cuya superación demandó grandes sacrificios a la ciudadanía, en particular a la de clase media y postergaciones en áreas claves para la recuperación del país, es necesario comenzar sin dilaciones a atender la situación de las restantes áreas de la actividad socio económica seriamente afectada por el intervencionismo estatal con sus secuelas de corrupción, desinversión y capitalismo de amigos. En energía, esa puesta a punto debe iniciarse con un saneamiento económico que le permita brindar al país productos y servicios en cantidad calidad y precio, acorde con sus enormes recursos, para mejorar eficiencia en el sector productivo y calidad de vida a la gente. Afortunadamente el Gobierno durante 2024 ha avanzado bastante en ese sentido eliminando subsidios en forma parcial y actualizando transitoriamente tarifas de los segmentos regulados, siempre, por lo que se dijo antes, con la autorización de Economía en función de la evolución del IPC y del equilibrio fiscal, en ese orden. Ese avance es destacable si se tiene en cuenta el estado deplorable de las cuentas del sector en diciembre 2023 fruto del populismo energético impuesto por los gobiernos K donde se inventaron costos, se redujeron tarifas hasta significar solo un 20% de esos costos manipulados y se intervinieron los precios del crudo y combustibles, trampeando las disposiciones vigentes.
El sector energético argentino en los últimos 20 años se ha financiado casi con exclusividad, mediante ingresos que no fueron genuinos, no provenían de los usuarios y tampoco reflejaban costos económicos de esos productos y servicios. Además, los subsidios por más de USD 150.000 millones otorgados discrecionalmente no cubrían inversiones en los segmentos regulados y las desalentaban en los no regulados. La tormenta perfecta para el desabastecimiento: exacerbación de la demanda y caída de la oferta. Al inicio del segundo año de gestión, en energía queda mucho por hacer para poner en condiciones un sector con recursos que por su magnitud exceden en gran medida a las demandas locales y regionales. Las restricciones de la emergencia que condicionaron los cambios y ajustes en energía durante 2024, en 2025 serán menores y es de esperar que para el inicio 2026 ya no influyan en las decisiones del sector. Claro que siempre que se mantenga el ritmo de las desregulaciones, se aliente la competencia, se afiance la apertura de la economía, se fortalezca la seguridad jurídica y respeten las instituciones, entre otros requisitos que hacen al clima de negocios e inversiones. Este comentario no es ocioso teniendo en cuenta el pasado político institucional de la Argentina donde las estrategias de poder circunstancial preponderaron sobre las de crecimiento y desarrollo de mediano y largo plazo, máxime en años electorales. La Ley Bases, el RIGI y las desregulaciones que encara el Gobierno, están generando las condiciones para que vengan las cuantiosas inversiones privadas que requiere el sector energético para recuperar el terreno perdido en lo que va del siglo y monetizar, en los plazos que marque la transición energética, los recursos de petróleo y gas de escala mundial que yacen bajo tierra sin valor.
Solamente para aggiornar el servicio eléctrico se requieren unos USD 25.000 millones y para comenzar a exportar gas al mundo en su única forma posible, como gas natural licuado o GNL e incrementar las de crudo, estamos hablando de inversiones anuales durante los primeros cinco años en promedio de USD 15.000 millones. Si lográramos hacer esto, la energía dotaría al país un servicio de gas y electricidad seguro y con costos inferiores a los de la región, aumentando la productividad de nuestra economía. Por otra parte, se iniciaría un proceso exportador de petróleo y gas como GNL inédito par nuestro país, generando divisas que, en menos de una década, pueden superar a las generadas por el campo.
Para que esto ocurra, Argentina debe recuperar la confianza del mundo luego de la triste performance populista de los últimos 80 años en los que tuvimos 7 defaults, decenas de sentencias adversas en tribunales internacionales por incumplimiento de contratos, inflación crónica que le agregó en realidad 16 ceros a nuestra moneda, la economía mas cerrada del mundo y lo que es mas grave el cambio con cada gobierno de las reglas de juego. Es decir, una carencia patológica de Políticas de Estado.
En paralelo a la eliminación de los condicionantes, mencionados aquí en forma sintética, se deberá reformular la estructura del área de energía del Gobierno adecuada durante las gestiones K al intervencionismo, la prebenda y la corrupción. En función de los nuevos objetivos a establecer para el sector, se debe pensar en una nueva estructura que actúe como catalizador de inversiones privadas.
* Emilio Apud, Ingeniero consultor, ex Secretario de Energía.
La energía Argentina a fines de 2024
La energía en 2024 refleja desafíos heredados y falta de planificación estratégica bajo el gobierno Milei. Sin plan director, el sector enfrenta incertidumbre en inversiones, transición energética y abastecimiento interno seguro
El panorama energético al finalizar 2024 presenta interrogantes futuros relacionados con la crítica situación del sector – en gran parte heredada- y su probable evolución en el próximo trienio. El discurso y las decisiones adoptadas hasta el presente por el gobierno generan incertidumbres.
Está diagnosticado que el sistema necesita la expansión de su infraestructura física; ello requiere fuertes inversiones en toda la cadena de valor desde la producción de petróleo y gas y energía eléctrica en todas sus formas, hasta las redes de transmisión y distribución de los servicios públicos. Los precios deberían ser fijados en mercados competitivos permanentemente auditados por “Defensa de la Competencia” y otros organismos de control; y esta situación no se cumple en Argentina actual ni existen informes oficiales sobre este tema.
Los Entes Reguladores son fundamentales para la fijación de las tarifas justas y razonables de los servicios públicos que incluyen el transporte; la distribución por redes y la comercialización de gas natural y de energía eléctrica. Un tema que no puede ser dejado de lado es la necesidad de los subsidios energéticos en cantidad necesaria para garantizar a aquellas personas con dificultades el consumo de energía que garantice su inclusión social. Y el Estado debería prever por vía presupuestaria al financiamiento de las partidas correspondientes para tal fin.
Sin embargo, al finalizar 2024 el gobierno no ha logrado todavía dar los lineamientos del Plan de Inversiones públicas y privadas que va a impulsar para asegurar el abastecimiento del mercado interno en forma segura en los próximos 5 años. Tampoco definió los precios y tarifas con los cuales los mercados serán efectivamente abastecidos. Es también una incógnita que el Estado omite develar el monto de subsidios necesarios para ayudar a la pobreza y a la pobreza externa a acceder al consumo de energía; y al financiamiento de los mismos. Esto es inadmisible si tenemos en cuenta que la inflación se ha reducido – con enormes sacrificios- y el tipo de cambio está en condición estable. Lo hecho en el año muestra que el Gobierno comenzó sin un programa energético explícito. El Presidente de la Nación se definió a sí mismo como un “negacionista del cambio climático”. No es el único político argentino ni el único presidente del mundo que lo ha hecho. La experiencia en este siglo muestra que el negacionismo incluye a políticos mundiales relevantes, presidentes de países importantes y sobre todo a gran parte del empresariado mundial ligado a las industrias productoras de hidrocarburos, y el carbón; y muchas veces también a sus fieles empleados. Es muy grave que Argentina no haya participado de la COP 29 en Azerbaiyán; y ello, además de inexplicable, introduce dudas fundadas sobre las formas en que Argentina cumplirá en el futuro con los compromisos asumidos por el país en la cumbre de Paris en 2015 referidos a la Transición Energética para controlar el cambio climático en el presente siglo. El no cumplimiento de las obligaciones asumidas llevan asociadas las posibles represalias políticas o económicas que el incumplimiento podría acarrear para nuestro país en formas de sobrecostos, cierre de mercados para nuestras exportaciones sobre todo en el continente europeo.
El Gobierno en su primer año no ha hecho ningún anuncio que indique que el Estado tenga la idea de elaborar un “Plan Estratégico Director para la Energía de mediano y largo plazo” del cual la Argentina carece desde hace más de 20 años y que es imprescindible para proyectar las inversiones tanto públicas como privadas y desarrollar los proyectos de las nuevas obras a encarar en forma prioritaria para asegurar el abastecimiento pleno y seguro de nuestra “demanda energética” que hoy no es ni pleno ni seguro. Es claro que sin contar con un Plan Director nacional consensuado y aprobado que explicite los objetivos nacionales estratégicos de mediano y largo plazo no habrá ni inversiones públicas ni privadas en el futuro. Es imposible por ejemplo contestar en diciembre de 2024 si Argentina construirá algún día, y en alguna parte alguna nueva central nuclear; o alguna nueva central hidroeléctrica de escala mundial como lo ha hecho en el pasado; así como tampoco es posible contestar si se ampliará o no el Sistema de Transmisión Eléctrica de Alta Tensión en 500 KV que tiene un déficit crónico de inversión diagnosticado que debería ser resuelto.
Lo anterior debe ser entendido como un listado no exhaustivo de cuestiones estratégicas que el gobierno no encaró ni anunció en su primer año de gobierno; un período en que se produjeron cambios de conducción importantes en la Secretaría de Energía y también en los Entes Reguladores sin que se hayan aplicado todavía reorganizaciones eficientes, que oportunamente habían sido anunciadas, como la unificación de los Entes Reguladores de gas y la electricidad en un solo Ente.
Un tema relevante, que motivó el 23 de septiembre el desprolijo anuncio por parte del Jefe de Gabinete de Ministros de cortes de electricidad en el AMBA. El funcionario dio por hecho que en el verano se producirían cortes de energía en los días de máximas temperaturas. Inexplicablemente el ministro coordinador hizo suyos los conceptos de un informe técnico de Cammesa que consignaba que el sistema eléctrico nacional tendría una demanda en el verano del orden de 31500 MW en los días más tórridos; y que esa demanda no podría ser satisfecha por el sistema en las condiciones actuales del parque de generación eléctrica. El IAE Mosconi viene estudiando este tema desde hace varios años y lo ha denunciado antes de ahora alertando a los gobiernos de turno de ese problema en ciernes. Pero lo cierto es que los anuncios oficiales fueron desprolijos y poco didácticos, el Secretario de Energía puso un poco de orden y racionalidad circunscribiendo los eventuales cortes a los días de máximo calor; y anunciando, correctamente cortes rotativos sobre la Industria en caso de ser ello necesario; evitando con ello el pánico social. Los anuncios fueron imprecisos, y el gobierno no fue al fondo del problema para explicar las soluciones técnicas de fondo que deben ser implementadas para resolver el inconveniente en forma definitiva. En opinión del IAE Mosconi resolver ese problema requerirá la instalación de no menos de 2500 Mw de potencia en el AMBA e inversiones en la ampliación de la Red de 500 KV que vinculan el AMBA con el resto del sistema interconectado nacional. Se trata de inversiones importantes postergadas y su concreción requiere años y decisiones de financiamiento que todavía no están siquiera estudiadas.
Es necesario puntualizar que el cambio del primer Secretario de Energía del gobierno que se produjo con el anuncio oficial de los cortes, no se tradujo, lamentablemente, en una mejor explicación oficial sobre la solución definitiva del importante problema planteado, ni sobre la inversión necesaria; ni tampoco sobre el plazo que demandaría la puesta en marcha de las obras para resolver el problema en forma definitiva.
Hago contar por último que 2024 transcurrió sin que el gobierno nacional pudiera definir la situación del vencimiento de los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas firmados por 30 años a partir de 1993 por el gobierno del Presidente Menem. Esos contratos vencieron en 2023 y corresponde adoptar una política pública consensuada sobre este importantísimo tema que permanece en un limbo sin definiciones por parte del actual gobierno. Esas indefiniciones son las mismas que tuvo el gobierno del Alberto Fernández. El IAE MOSCONI se pronunció en reiteradas oportunidades sobre la inconveniencia de continuar con el sistema de concesiones en las grandes centrales hidroeléctricas del Comahue. El Instituto promueve, en cambio, la firma de Contratos de Operación y Mantenimiento con empresas privadas por 10 años con posibilidad de renovación mediante licitaciones públicas. Al mismo tiempo el IAE MOSCONI promueve que para las centrales que hayan cumplido con su vida útil, su propietario – el Estado nacional- encare las inversiones de extensión de la vida útil de las mismas con créditos de los Bancos de Inversión de los que Argentina es socia como el BID y el Banco Mundial continuando con la muy exitosa política de la ex empresa Hidronor SA en la construcción de las más importantes centrales hidroeléctricas argentinas.
Por otra parte el sector de los hidrocarburos – el otro gran sector que de la Energía- ha mostrado en el año en curso un mayor dinamismo que el sector eléctrico en cuanto a posibles inversiones. Ese dinamismo se ha basado básicamente en una gran actividad del sector privado basado en la aprobación de la Ley de Bases. La fuerte actividad se centraliza en el yacimiento de Vaca Muerta y particularmente en los grandes proyectos gasíferos de exportación de gas natural licuado. El proyecto más importante ha sido el de YPF con la empresa malaya Petronas en la primera parte del año un gran impacto político con la expectativa de una inversión comprendida entre 30.000 y 50000 millones de dólares y una exportación de gas natural nunca vista ni imaginada en la historia energética argentina.
Sin embargo dicho Proyecto no demostró hasta ahora su viabilidad integral; no fue presentado a la sociedad, ni a la política en Argentina y en definitiva todo indica que requiere un mayor esfuerzo y compromiso del Estado en lograr la maduración de este y otros proyectos similares demostrando la factibilidad técnica, económico, financiera y tarifaria.
Es importante mencionar dos aspectos que merecen ser destacados que introducen un cambio en el funcionamiento del sector energético. El primero de ellos es que parece existir una política no oficial que el Gobierno tolera impulsada por los inversores argentinos y extranjeros de privilegiar una excesiva primarización de nuestra economía energética. Existe un enorme interés por producir petróleo y gas de Vaca Muerta para exportarlo -sin aun conocer la viabilidad de acceder a los mercados mundiales con precios competitivos- ; esa política se genera en un país como Argentina en donde hoy no existen todavía mercados energéticos argentinos competitivos para la comercialización de dichos productos.
*Presidente del Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi
La energía en el 2025: luces y sombras
Mientras el petróleo y gas impulsan exportaciones y superávit, el sector eléctrico enfrenta urgencias. La recuperación demanda tarifas eficientes, inversión privada y un mercado competitivo.
El sector de petróleo y gas está en plena expansión. La meta del millón de barriles de petróleo de Vaca Muerta va camino a cumplirse con el significativo impacto que tendrá en la balanza comercial. Las obras para evacuar el petróleo están en curso de ejecución o licitadas (rehabilitación del gasoducto trasandino OTASA, duplicación del oleoducto de Oldelval, nuevo oleoducto Vaca Muerta Sur). El petróleo de Vaca Muerta viene con gas asociado y hay que buscar nuevas demandas en la Argentina, en la región y en el mundo (GNL). Las principales empresas están aplicadas a esa búsqueda, y aunque el proyecto de YPF con Petronas entró en un cono de sombras, surgen proyectos alternativos para complementarlo o sustituirlo. Está terminada la primera etapa de la reversión del gasoducto del Norte y se evalúan exportaciones de gas a Brasil vía Bolivia, o potenciando el vínculo por Uruguayana mediante el cierre del anillo con un ducto que una Uruguayana con Porto Alegre.
El proyecto de PanAmerican con Golar de exportación de GNL a través de un barco de licuefacción sigue con fecha de largada para el 2027( ya se acoplaron con participación accionaria Pampa Energía e YPF) . Y continúa la lista de proyectos asociados al desarrollo intensivo de Vaca Muerta. Desde el off shore de Tierra del Fuego el proyecto Fénix entra en plena etapa de desarrollo y explotación, mientras Equinor y sus socios con la evaluación del pozo seco Argerich se proponen seguir investigando el potencial de la plataforma continental argentina. La exploración puede deparar otras buenas sorpresas y de haber descubrimientos comercialmente explotables la producción convencional dejaría de debatir la trayectoria de su curva de declinación. El Plan Andes de YPF sigue en etapa de negociación con las provincias, pero augura nuevos actores en la explotación de yacimientos marginales. A todas estas buenas noticias se suman proyecciones de un superávit de balanza comercial energético de unos 10.000 millones (casi duplica los 5.500 de este año) y una reducción de los subsidios de otro medio punto del producto (bajando a unos 3.000 millones de dólares), lo que tiene como contracara la recuperación de los precios y tarifas de gas y electricidad para que recuperen sus costos económicos y la implementación de una tarifa social focalizada. Por último, pero también de mucha importancia: empiezan a sumarse proyectos dentro del RIGI. Donde también hay proyectos eléctricos como el del parque solar El Quemado en la localidad de Las Heras, Mendoza.
Por contraposición todos los especialistas subrayan los serios problemas que atraviesa la industria eléctrica, con urgencias y pronósticos de fallas si el verano es caliente, y con la mochila de plomo de reconstruir un mercado después del estropicio que llevó adelante el populismo energético. Un sector descapitalizado, con algunas inversiones clave para enfrentar la emergencia, y con un debate estancado sobre la agenda para alcanzar los objetivos de una transformación estructural.
Hay que proceder a la reorganización industrial del mercado eléctrico con el cronograma y la secuencia necesaria para que los cortes de luz y la calidad del servicio dejen de ser noticia. Las condiciones de largada para reconstruir el mercado ya no son las de los años 90, y hay que recordar la metáfora de Heráclito: “Nadie se baña dos veces en el mismo río”. Metáfora sobre el devenir de la realidad y sobre las particularidades de cada cambio que lo vuelven único e irrepetible. Antes del cambio de los 90 el sector eléctrico argentino estaba integrado verticalmente, y tenía una presencia excluyente de empresas del estado que canalizaban inversiones públicas con tarifas que no recuperaban costos. Los déficits de las empresas impactaban en las cuentas públicas. La privatización de las empresas fue concomitante con la desregulación del mercado. Con la ley 24065 se procedió a la desintegración vertical de la industria (unbundling) y a la conformación de un mercado mayorista donde interactuaban generadores con grandes usuarios y distribuidores, vinculados por un sistema de transporte troncal y regional (SADI). El despacho físico y económico tomaba como referencia un precio mayorista eléctrico que reflejaba los costos marginales de generar electrones.
A las tarifas finales se trasladaban precios estacionales para amortiguar la variabilidad. Las tarifas reguladas de transporte recuperaban costos operativos, y las ampliaciones del sistema dependían de la inversión privada y del financiamiento con fondos provenientes de cargos de congestión. Las distribuidoras recibían una tarifa que remuneraba su base de inversión y los costos operativos, y eran responsables de las inversiones para ampliar el sistema y mantener una calidad del servicio, o responder con multas por la energía no suministrada.
La organización del mercado de los 90 funcionó, y su operación fue planteando la necesidad de algunos ajustes: en las ampliaciones de transporte troncal las señales de mercado llegaban tarde y los cargos de congestión no alcanzaban para financiar las nuevas obras. La contractualización del mercado era baja, lo que impedía la articulación de contratos aguas arriba (entre generadores y productores de gas natural). Había restricciones de acceso al mercado mayorista, con un rol restringido para los comercializadores. Tampoco había una planificación orientativa de la evolución del sector, ni estándares de calidad comparados dentro de las reglas de mercado. Por eso, cuando cae la convertibilidad y estalla el sistema de precios, la transición se hace traumática, peor sin la previsión de un mecanismo de tarifa social. Pero ante el desafío de mejorar, el populismo fue cambiando todo para asfixiar y destruir el mercado. Su reconstrucción depende ahora de: 1) Fijar un rumbo consistente y una estrategia de largo plazo; 2) Recomponer las señales de precios y tarifas; 3) Reparar el funcionamiento institucional.
El artículo 161 de la ley 27742 (Ley de Bases) da algunas pautas del rumbo a seguir. El objetivo es el funcionamiento competitivo y eficiente del mercado con un rol excluyente para la inversión privada. Tras ese objetivo hay que proceder a la liberación secuencial de franjas de demanda a la libre comercialización (empezando por los grandes usuarios), permitir el acceso a la modalidad de contratos libres para nuevos emprendimientos, traspasar PPA (contratos de venta a CAMMESA) a algunas distribuidoras, y potenciar el rol de los comercializadores para dar opciones a los usuarios cautivos, incorporando tecnología de medición inteligente para promover la interacción de oferta y demanda. Respecto a los precios hay necesidad de volver a un precio mayorista único que remunere el costo medio total de la oferta (con despacho físico marginal), y aprovechar la revisión tarifaria integral para terminar con el galimatías de la segmentación por ingreso y bloque de consumo.
Una sola tarifa residencial y una tarifa social focalizada en quienes la necesitan con límites de consumo subsidiado. Los costos de la generación se beneficiarán con un precio de gas doméstico a la baja por el desarrollo masivo de los recursos de Vaca Muerta. Hay inversiones en transporte que no pueden demorar y puede que requieran algún financiamiento público. Las otras inversiones habrá que emprenderlas con iniciativa privada, concesiones a 20 años, modalidad contractual BOT (construir, operar y transferir al final de la concesión) y repago a repartir entre generadores y demanda. CAMMESA debe volver a su rol de comercializador mayorista organizando las transacciones para asegurar un despacho seguro y económico. Hay que analizar la conveniencia de integrar los despachos físicos de electricidad y gas, y hay que proceder a la unificación de los entes reguladores (artículo 162 de la ley de Bases). Tomará un tiempo, pero un sector eléctrico recapitalizado se sumará a un sector energético pujante.
*Ex Presidente de YPF- Ex Secretario de Energía de la Nación
La transición energética redefine el futuro global como una nueva revolución industrial, impulsada por la necesidad de reducir emisiones de GEI. Este proceso, complejo y desigual, combina avances tecnológicos, políticas públicas y cooperación internacional para transformar el sistema energético
Desconcierto, incertidumbre y … optimismo El saldo del sector energético 2024
Argentina enfrenta cambios y desconcierto en su sector energético. Los anuncios presidenciales sorpresivos, la infraestructura saturada y la falta de rumbo, frenan un desarrollo vital para el país
Indudablemente, y como señalamos en la columna de este mismo Anuario a fines del año pasado, estamos viviendo tiempos de ruptura y cambios en la Argentina, y estos se reflejan en la conducción del sector energético. Comencemos por el desconcierto. Varios motivos nos descolocan respecto de lo que racionalmente es común en materia de conducción de un sector tan complejo como el energético.
El primero de ellos es que, conmemorando el primer año de gestión, el Presidente anuncia que en muy poco tiempo vamos a conocer el plan nuclear de esta gestión, remarcando la intención de construir la cuarta central nuclear (Atucha 3) y, más ambicioso aun, un proyecto de gran alcance de construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR, por sus siglas en inglés) para alimentar centros de procesamiento de datos (big data) para inteligencia artificial (IA) en la Patagonia, y destaca que la Argentina tiene una máquina de este tipo en desarrollo desde hace mas de tres décadas: el Proyecto CAREM. Leyendo el párrafo anterior uno se asombra de la enormidad y la potencia de estos anuncios, y ante la pregunta de un alumno de posgrado de Economía de la Energía que inocentemente lanza: ¿no es una buena idea?, se hace difícil poner en duda la palabra presidencial.
Algunas constataciones: casualmente unos días antes en una reunión convocada por uno de los think tank más prestigiosos del país para hablar precisamente del futuro del sector nuclear en el país, ninguno de los especialistas allí reunidos, incluyendo funcionarios nacionales del área, estaban anoticiados de este anuncio, e inclusive muchos de ellos fundamentaron porque el proyecto CAREM no era viable. Primera conclusión: este formidable anuncio debe provenir de usinas ajenas al pensamiento del sector nuclear argentino, o quizás seguirá el camino de otros anuncios ambiciosos que nunca se concretaron (el tren bala a Rosario, o la nave espacial que en pocas horas nos depositaria, desde un centro de lanzamiento en el Noroeste de la Argentina, en Tokio).
Segundo motivo de desconcierto: siguiendo probablemente las sugerencias y antecedentes de profesionales experimentados en el sector energético, la segunda Secretaria de Energía de esta gestión, que asumió hace pocas semanas, anunció que el gobierno llamaría a licitación para la construcción de un sistema de transmisión eléctrica en extra alta tensión, en este caso con amplios fundamentos técnicos y económicos, para comenzar a resolver el problema de la saturación comprobada del mismo y su incapacidad de sostener el abastecimiento ante eventos de falla imprevista en alguna línea o subestación. El proyecto lleva la denominación de AMBA1, y ha sido estudiado detalladamente por los actores del sector eléctrico y por los bancos multilaterales de crédito, que aprobaron líneas de financiación especifica para llevarlo adelante. Incluso se había avanzado en un esquema de financiación a través de un cargo especifico pagado por la demanda. Sorpresivamente, en los últimos días del año, el ministro de Economía indicó que esta licitación no iba a tener lugar, porque los mecanismos de financiamiento no responden a las directivas del Gobierno.
Se podrían continuar agregando motivos al desconcierto, pero en honor a la brevedad es mejor pasar a las incertidumbres. La primera de ellas tiene que ver en cómo se podrán concretar una serie de proyectos que están en cartera en las empresas privadas y sostener un ritmo continuo de inversiones, si la infraestructura necesaria se encuentra saturada y es obsoleta.
A titulo de ejemplo mencioné anteriormente el sistema de transmisión eléctrica, al que podríamos agregarle la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Este es un tema muy importante, porque de estas decisiones dependen grandes proyectos de exportación regionales e internacionales. La continuación de la construcción del sistema de abastecimiento de gas natural desde Vaca Muerta, cuya primera etapa es el gasoducto ahora denominado Perito Moreno, se encuentra indefinida. La segunda etapa podría unir Saliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, o quizás podría ser el proyecto que TGS pretende que sea licitado por el Gobierno, construyendo plantas compresoras en el tramo existente para incrementar la capacidad actual de transporte en 19 millones de m3/día. O ambos proyectos. Este sistema completo permite transportar casi 40 millones de m3/día, abasteciendo la demanda interna y los proyectos de exportación regionales.
Muchas preguntas sin respuestas
Este verano, CAMMESA nos anticipó que en determinadas condiciones de temperatura e hidraulicidad, el sistema eléctrico no podrá abastecer la demanda máxima si no recibe aportes de importación del orden de los 2.500 MW (desde Brasil y en menor medida Uruguay), El gobierno luego de algunos pasos en falso y hesitaciones diseñó un plan de contingencia que estaría por implementar. Muy buena decisión, me dice un amigo, pero ¿qué hacemos el año que viene? Porque la demanda va a seguir aumentando y no hay previsto nueva generación de base y transporte eléctrico. ¿Cuál es el plan? Seguimos con las incertidumbres. En febrero, la Argentina tiene que presentar ante la Secretaria Permanente de Naciones Unidas para el Cambio Climático, la tercera Contribución Nacional Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), en función de las obligaciones contraídas en el Acuerdo de Paris (2015). Esta nueva NDC tiene que ser mas ambiciosa que la anterior, como establece dicho Acuerdo.
Pero la Argentina retiró a su delegación de las negociaciones que se llevaban adelante en la COP28 en Bakú, y no firmó la declaración final de este encuentro. El sector energético juega un papel relevante en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, pero no hay indicios que se esté trabajando en forma coordinada con las áreas de Cancillería y Medio Ambiente para elaborar un documento de semejante importancia. ¿O es cierto que Argentina está pensando en retirarse del Acuerdo de Paris, como algunos insinúan? Veremos en febrero si se cumplen los compromisos o entramos en falta (para alivio de algunos no vamos a ser los únicos si así sucediera).
Trascendió que hace pocos días, en una reunión de alto nivel de la OCDE, el Ministro de Desregulación, planteó a los representantes de los países desarrollados, que estos deberían reconocer a la Argentina su aporte a la lucha contra el cambio climático, por su rol como proveedor de litio y próximamente cobre, minerales muy demandados para la transición energética. Argumentos novedosos y poco convincentes, que permitirían que por ejemplo China haga un planteo similar por ser el mayor proveedor de minerales críticos, aerogeneradores, paneles fotovoltaicos y autos eléctricos, siendo al mismo tiempo el mayor contaminador global.
Antes de cerrar con una breve conclusión, agrego el componente de optimismo. Este año, la industria del petróleo y del gas natural va a aproximarse, o va a superar los récords históricos de producción de ambos hidrocarburos, confirmando la realidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, y dando vuelta de forma significativa la balanza comercial energética y apuntando a mejores resultados en los próximos años, lo que dará seguramente un aire fresco a la economía argentina, que lo necesita casi con desesperación. Por ahora la industria del petróleo no tiene techo. Las empresas con YPF a la cabeza están construyendo la infraestructura de exportación necesaria para alcanzar objetivos muy ambiciosos que permitan la exportación de mas de 500 mil barriles/día hacia fines de esta década, o antes.
En el caso del gas natural, la situación es diferente. Hay fuertes cuellos de botella para incrementar la producción en los niveles objetivo que plantean las empresas, y el desconcierto y la incertidumbre pueden jugar en contra de los mismos. Para la Argentina sería muy importante que se concreten las exportaciones de gas natural, que demostrarían la competitividad de nuestro gas en el mundo. Para ser competitivos, el gas en boca de pozo, debería tener un precio similar al del golfo de México en los Estados Unidos (Henry Hub), contra quien competimos, de acuerdo a afirmaciones en nuestro Seminario Anual de altos ejecutivos de la industria. Si el precio del gas en boca de pozo es similar al Henry Hub, el beneficio para el mercado interno seria sustancial, ya que no es posible pensar en precios distintos para exportación y para abastecimiento interno. Reduciría el costo de la industria, de la generación eléctrica y la factura de los servicios de electricidad y gas para los consumidores. Es el gran desafío de la economía energética argentina. Otro sector que tiene una dinámica muy potente es el de las energías renovables. En los últimos doce meses se han incorporado mas de 1000 MW eólicos y fotovoltaicos al Sistema Argentino de Interconexión, y hay en cartera proyectos de inversión que triplican esa cantidad. Pero la insuficiencia de infraestructura conspira para que se pueda desarrollar todo su potencial. Muchas expectativas y oportunidades para los argentinos que no pueden ser dejadas a merced de las “fuerzas del cielo”.
La estructura institucional del sector público en el área energética tiene que ser reforzada, para desarrollar una estrategia y una hoja de ruta que permita tender los puentes que vinculen a todos los componentes de lo que hoy podemos denominar como “archipiélago corporativo” que hoy define el funcionamiento del sector. Las empresas definen sus estrategias con el objetivo de maximizar su renta. Pero la sumatoria de las rentas individuales, no necesariamente dan como resultado un valor positivo para el bien común. Un hilo conductor entre los objetivos públicos y las empresas es imprescindible para que se puedan desarrollar plenamente y en forma coordinada todos los proyectos que el sector energético puede llevar adelante.
Pero volvemos al desconcierto y la incertidumbre, un Gobierno que no cree en el papel del Estado, difícilmente pueda despejar las incertidumbres planteadas, y si le agrega actitudes desconcertantes, y anuncia planes inconsistentes, estas incertidumbres continuarán creciendo dificultando el proceso de toma de decisiones de las empresas y de los ciudadanos.
*Ing. Gerardo Rabinovich Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”
La Argentina y su carta ganadora para la economía del Hidrógeno
La Argentina, con recursos renovables en Patagonia y amplia industria podría abastecer a Europa de hidrógeno a gran escala, porque tiene el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno
El despegue definitivo de la economía del hidrógeno a nivel mundial presenta aún grandes incógnitas: no hay demanda real en el corto o mediano plazo, no hay grandes proyectos de producción de H2 ni tecnologías de electrolización que permitan grandes economías de escala, no hay infraestructura para el transporte y almacenaje de hidrógeno y sus derivados, no hay esquemas de certificación bien establecidos que permitan acreditar las emisiones asociadas.
Todas estas cuestiones generan un marco de incertidumbre que no permite establecer precios competitivos para el comercio intercontinental ni establecer las condiciones necesarias para atraer inversiones.
Sin embargo, algunas cosas son seguras. La primera de ellas es que Europa – y en particular Alemania – está apostando fuerte al desarrollo de esta nueva industria de la energía. La principal explicación para este interés es la endeble seguridad energética europea que se puso en jaque con el conflicto ruso-ucraniano y con el disparo del precio del GNL a nivel mundial. Esta política de transición se traduce en programas de incentivos, anuncios de planes de infraestructura, desarrollo de equipos críticos de tecnología europea, algunos proyectos piloto, investigación.
También se sabe que para Europa será más barato el hidrógeno producido localmente pero que este hidrógeno no va a alcanzar. En particular, Alemania planea importar alrededor del 40% del Hidrógeno que prevé consumir para 2050. Para cubrir la demanda prevista se está planificando la construcción y adaptación de nueva infraestructura en todo el continente europeo.
En este sentido, la prioridad en el abastecimiento la tendrán las regiones europeas con buena capacidad eólica o solar (España, Escocia, Escandinavia, plantas offshore). En estos casos, el costo de producción será más elevado que los costos que se pueden alcanzar en otras zonas periféricas con condiciones excepcionales, como puede ser la Patagonia Argentina. Pero se minimizan los costos asociados a la producción de derivados del hidrógeno, a la conversión y/o reconversión, al transporte ultramarino y al almacenaje.
La segunda alternativa más barata, de acuerdo con los estudios, sería el transporte de H2 por cañerías a alta presión desde centros de producción relativamente cercanos o desde hubs de importación en el continente europeo (equivalente al transporte por gasoducto). Esta alternativa es competitiva para una distancia no mayor a 3500 km, aproximadamente, y plantea incluso el desarrollo de numerosas cañerías submarinas.
La región en la mira como primera proveedora de Europa
Lamentablemente la Argentina no podrá exportar su producción a través de cañerías de alta presión, ámbito en el que cuenta con una amplia trayectoria análoga en gas natural. Para distancias mayores, el hidrógeno deberá transportarse en forma de algún derivado: amoníaco, metanol, H2 líquido criogénico, LOHC (líquidos orgánicos portadores de hidrógeno), combustibles sintéticos y otras alternativas que podrán aparecer en el futuro. Y eso, como ya se mencionó, implica costos adicionales tanto en inversiones de capital como en la operación. Basta mirar la planificación de la infraestructura europea y las ecuaciones de costos para entender que no es América Latina la región estrella para la exportación hacia Europa sino el norte de África.
No resulta llamativo que haya sido Egipto el ganador de la subasta de H2Global, mediante la cual se adjudica un contrato por 397 millones de euros para abastecer amoníaco renovable a la Unión Europea a un precio de 1 euro por tonelada hasta 2033. Con dos claras vías de exportación en Marruecos y Túnez, África se posiciona en forma competitiva por su cercanía y su buen factor solar. La primera fase permite incentivar la oferta hasta tanto se desarrolle la infraestructura de abastecimiento por ducto hasta el corazón de Europa.
Entonces cabe preguntarse cuál es la oportunidad de América Latina, y en particular Argentina, en este contexto. La respuesta es el volumen. Si observamos los anuncios de exportación planificados para 2030 se ve claramente cómo la potencialidad productiva de Latino América y Australia supera notablemente la de las otras regiones. Y esto se debe a la disponibilidad de espacio, algo tan fundamental para el desarrollo de los proyectos de energías renovables.
Las grandes extensiones de tierra en la Patagonia Argentina, disponibles para estos proyectos, permiten llevar el potencial de producción de H2 a valores únicos en el mundo, pudiendo suplir el remanente de la demanda europea de forma confiable. Es natural además pensar que ese continente buscará medios para fortalecer su seguridad energética, complementando las importaciones por cañería, que dependen de una compleja operación transnacional, con cargamentos de derivados líquidos de H2.
La carta clave de la Argentina
En resumen, dados los volúmenes de importación planificados por Europa se espera que habrá un lugar para el desarrollo de una alternativa Latinoamericana. Pero esto no podrá materializarse en el transporte de cañerías de alta presión, campo en el que la Argentina es punta en la región. Se deberá recurrir a alguno de sus derivados, algo que muchas veces lleva al desarrollo del concepto de “hidrógenoquímica”, en comparación con la petroquímica.
Vale decir que, a diferencia de otros productos, la exportación de hidrógeno implicará una industria en sí misma. Incluirá líneas de transmisión eléctricas, sistemas de cañerías de alta presión, sistemas auxiliares de planta, sistemas de tratamiento de agua, etc. Esto sólo puede llevarse a cabo con una red robusta y madura de proveedores de equipos y servicios, programas de operación y mantenimiento, talleres de reparaciones y repuestos locales, con personal capacitado y técnicos especializados, experiencia operativa y de diseño en general.
Por este motivo, la notable historia industrial argentina – en particular en el área energética y petroquímica – es el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno. En este sentido, la Argentina aventaja a otros países de la región por contar un andamiaje sólido en términos técnicos y experiencia operativa, lo que constituye la otra materia prima necesaria y fundamental para el desarrollo de esta economía: la materia humana.
La Argentina posee la estructura de un país productor de energía, con un nivel académico reconocido a nivel mundial, a la altura de los principales centros europeos. No será complejo, dada la trayectoria y la capacidad local, transitar la curva de aprendizaje marcada internacionalmente para introducirse en la economía del hidrógeno. Y en cambio, a diferencia de otros países de la región, podrá producir resultados concretos con mayor velocidad.
*Ingeniera mecánica especialista en gas natural y transición energética
Los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF): una oportunidad para Argentina
Argentina podría liderar la producción global de SAF gracias a su abundante materia prima y experiencia en biocombustibles. Un marco normativo y estándares internacionales armonizados son clave para su desarrollo
Hace un par de ediciones del Anuario de Energía&Negocios que vengo escribiendo sobre un tema que considero está siendo escasamente analizado en Argentina: los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés).
Sin lugar a duda, los SAF son la nueva ola de innovación en materia de biocombustibles y son la herramienta fundamental para descarbonizar al sector aéreo. La aviación es un sector de difícil descarbonización, donde las posibilidades de desarrollo de nuevos paradigmas, como la electricidad o el hidrógeno, que reemplacen a las turbinas de combustión son escasas, especialmente en trayectos medios y largos, donde se concentran el 73 % de las emisiones del sector.
La cadena de valor de la aviación, agrupada en IATA, tiene como objetivo ser carbono neutral al 2025 y para ello se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.
El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo con la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 180 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol). El desafío abre una oportunidad destacada para Argentina, básicamente porque el país tiene materias primas abundantes, económicas y muy sostenibles y una importante tradición en biocombustibles y certificaciones que se pueden aprovechar para desarrollar la cadena de valor del SAF.
Para producir este tipo de combustibles limpios hay dos materias primas que pican en punta por la madurez tecnológica, la disponibilidad de materias primas abundantes y sostenibles y por sus costos:
Los aceites vegetales y grasas animales, a través de la ruta tecnológica HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids). Cabe destacar que Argentina es el principal exportador de aceite de soja del mundo, con grandes excedentes para producir SAF.
Los azúcares y almidones, a través de la ruta ATJ (Alcohol to Jet). Argentina, además de producir caña de azúcar y ser el segundo exportador de maíz (cereal con gran contenido de almidones) del mundo, posee desarrollada una cadena de valor de alcohol muy interesante, gracias a que el país mezcla bioetanol con naftas. Argentina tiene un crushing de poroto de soja que hace años opera muy por debajo de su capacidad. Si operara a capacidad plena (70 millones de toneladas), el país podría producir el aceite de soja necesario para producir más de 12 millones de metros cúbicos de SAF, esto es la mitad de la SAF que el mundo necesitará en el 2050. Claro que este número es solamente indicativo del gran potencial, la capacidad real es inferior ya que hay demanda de otros mercados que se necesitan abastecer, pero da un orden de magnitud de las oportunidades de desarrollo de este nuevo negocio. Lo mismo ocurre con el maíz: el país exporta 35 millones de tonelada sin procesamiento. Fermentando el almidón de dicho maíz, para luego destilarlo y deshidratarlo, se puede producir el bioetanol necesario para finalmente producir casi 9 millones de metros cúbicos de SAF. El país cuenta con un sector agropecuario de punta, que produce materia prima con una intensidad de carbono muy baja: este activo ambiental es cada vez más remunerado y especialmente importante en el caso del SAF, donde cada gramo de CO2 que se mitiga otorga beneficios monetarios. En el mundo ya hay 140 aeropuertos que despachan regularmente SAF, 11 rutas tecnológicas aprobadas para la producción de este producto, 53 mil millones de litro bajo acuerdos de offtake entre productores y consumidores (aerolíneas y vendedores de combustibles), 359 plantas de producción anunciadas o en construcción y 42 mil millones de dólares de inversión en el tema. Para el desarrollo del SAF hay dos condiciones muy importantes sobre las que se puede avanzar: la primera es contar con un marco normativo. La experiencia reciente de Brasil con la ley promulgada Combustibles del Futuro puede servir como un buen marco de referencia, especialmente por haber sido una ley con mucha participación de los sectores involucrados. La segunda condición es trabajar a nivel internacional para establecer y armonizar estándares de sostenibilidad a escala mundial. El panorama actual de los estándares y mecanismos de certificación de SAF está fragmentado, y esta falta de armonización complica el desarrollo de un mercado fluido, transparte y abundante. El esquema CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) de la Organización de Aviación Civil Internacional para SAF en la aviación demuestran avances, pero enfrentan desafíos frente a la aparición de regulaciones que no están alineados con los criterios de sostenibilidad de este esquema. Especialmente, la política REFUEL de la UE que entrará en vigor el 1 de enero de 2025, prohíbe expresamente el consumo de SAF proveniente de materias primas muy abundantes en nuestra región (como almidón de maíz, caña de azúcar y aceite de soja). Armonizar los estándares de CSA a nivel mundial es esencial para demostrar su efectividad en la reducción de emisiones de GEI y demás criterios de sostenibilidad, esencial para promover prácticas comerciales justas. Los criterios de neutralidad en el uso de materias primas y tecnologías son esenciales para el desarrollo de mercados basados en criterios de sostenibilidad que puedan ser demostrados y basados en ciencia. El desafío para el sector de la aviación es mayúsculo: la oportunidad que el país tiene para ser un proveedor global de SA
*MSc Agustín Torroba Especialista Internacional en Biocombustibles Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura
Pronósticos y Planes
Pronósticos fallidos y planes imperfectos conviven en la historia. De Vaca Muerta a Silicon Valley, los planes, aunque desordenados, han logrado sortear azares y definir futuros.
Escribir para fin de año es un clásico que perdura. Balances y augurios son los textos más frecuentes, sabiendo que los augurios son una forma abierta o encubierta de pronóstico. Y en este punto, muchos no somos muy proclives a revisar nuestros pronósticos/augurios previos. Resulta más cómodo revisar el ajeno, porque el propio suele dar molestias, por decirlo elípticamente.
Otra actitud es hacer balances, que parece más fácil si sólo fuera eso. Pero nos tentamos con propuestas, acompañadas de vaticinios de futuros torcidos de no cumplirse las mismas. Con lo cual, volvemos al punto previo acerca de los pronósticos. Como sabemos, de escuchar y leer, el pronóstico pretende saber cómo será el futuro. O al menos, aproximar. Tarea reservada a los dioses, para los creyentes o en gran medida dominada por el azar para los agnósticos. Sin embargo, los humanos queremos pronosticar y ser pronosticados. Aunque nos adviertan, cual Tu Sam, que puede fallar.
Caso Vaca Muerta
No parece necesario hacer un estudio exhaustivo de los innumerables vaticinios, acerca de lo que iba ocurrir con el desarrollo de Vaca Muerta si se tomaba tal o cual medida económica, o no se tomaba, o la interna o las primarias o, lo que fuera. De pronto miramos para atrás y vemos esto La tentación me llevó a preguntarle a un grupo de jóvenes, qué país veían en el gráfico y si estaban dispuestos a proponer inversiones en el mismo. Obviamente no podía ser Argentina. Excepto por el 2020 y la pandemia COVID-19 que afectó a todo el mundo, no se perciben los hitos notables que cualquiera se animaría a mencionar. Usando la jerga de los abogados del ex pos facto, todos los pronósticos tendrán su justificación.
Caso PUNTOCOM y punto
Después de 1995, muchos vaticinaron el fin de la hegemonía de las industrias tradicionales (acero, petróleo, etc.), que serían superadas por las nacidas del Silicon Valley y sus desprendimientos. Lo decían las bolsas de valores, con las acciones creciendo por encima del resto. Pero también lo fundamentaban analistas económicos y políticos. De pronto todo cambió y pareció ser una burbuja. Hoy, NASDAQ es una de las bolsas de valores más importantes de EEUU. Nadie puede negar el poder de los hard y los soft en el mundo actual, pero ya no se pronostica en lo inmediato que la industria y las guerras se hagan con bits. Mientras Bernard Madoff (el Lobo de Wall Street) retroalimentaba la burbuja con pronósticos, el U.S. Department of Defense seguía alimentando planes para desarrollar IA, ciencias de datos, electrónica ultracompacta, etc. Y la Security Industry Association (SIA) los sabía aprovechar bien. Lo que se pinchó fue la burbuja, no los planes.
Caso Fin de la Guerra Fría
Hubo mayoritaria coincidencia, casi abrumadora, en que la caída de la URSS y sus satélites era la entrada a un mundo abierto y más pacífico. La amenaza permanente de guerra nuclear se terminaba. Sólo faltaba acomodar a algunos dictadores molestos que, casualmente o no, estaban parados sobre inmensas reservas de hidrocarburos. Y algún que otro desajuste menor, como la guerra de los Balcanes en el medio de Europa.
No vimos, o no quisimos ver, que la “guerra fría” mutaba pero seguía cumpliendo con una de las más famosas máximas de Carl Philipp Gottlieb von Clausewitz: “La guerra es la continuación de la política por otros medios”. Sólo faltaba ponerse de acuerdo acerca de cuál sería la política de las potencias. A principios de 1992 eran EEUU y UE. A China se le daba poca importancia. Pero China tenía su política, la viéramos o no. Hoy la vemos.
Entre 1990 y 2009, excepto Ucrania y Finlandia, todos los países europeos que poseían fronteras con Rusia o Bielorrusia se incorporan a la OTAN o ya lo estaban (caso Turquía). Y, lo que es más importante, mayoritariamente poseían bases militares de la alianza. Basta acordarse de la crisis de los misiles, Cuba (1962) https://es.wikipedia.org/wiki/Crisis_de_los_misiles_de_Cuba para ver cómo reacciona un país importante al que le apuntan misiles desde 150 km de su frontera y a 1700 km de su capital. El mapa precedente es incompleto, porque no muestra el resto del mundo y el encierro por oriente sobre Rusia. Y China. Desapasionadamente, se podría pensar que la última jugada (propuesta de incorporación de Ucrania a la OTAN) era un “falta envido y truco”. El resto es la monstruosidad de la guerra. ¿Qué ameritaba este juego de pinzas a través de la OTAN? Una vez más planes y pronósticos que no parecen acoplados.
China ataca Kamchatka (the economy, stupid)
Después de la Revolución Cultural y el inicio de la Reforma Económica China (1978) hasta comienzos de este siglo, China era sólo la mano de obra barata más masiva y disciplinada del mundo. Al menos eso daban a entender políticos, economistas y empresarios, montados sobre las rentabilidades que obtenían las empresas occidentales que instalaban fábricas en China.
Un día cualquiera una empresa china comienza a ofrecer el mismo producto del que antes sólo era el proveedor de la fabricación con know-how externo. Y otro día, fabricantes chinos terminan vendiendo componentes que usa el sistema militar norteamericano. Está claro que los que pronosticaban ese avance antes de 1992 no eran tenidos muy en serio. Ni siquiera por los propios gobiernos de EEUU y Europa. Mientras tanto el gobierno chino tenía planes, los ejecutaba y corregía.
Plan no mata pronóstico, pero….
Parece poco razonable que una empresa no haga planes. Aunque luego de comprobar que los planes se desvían, pocas veces se ajustan. Porque un plan contiene pronósticos, y ya sabemos que los pronósticos no suelen cumplirse totalmente porque dependen en gran medida de hechos que llamamos azarosos1 . Es así que los planes están para atravesar pronósticos. Los planes nunca se cumplen, aún así pueden subsistir y concluir con logros esperados e inesperados. Los pronósticos pasan, los planes quedan. En los casos analizados -a vuelo de pájaro- podemos ver que Vaca Muerta fue parte de un plan, tal vez desordenado y desprolijo, ayudado por situaciones externas (precios y guerras) que logró sortear pronósticos pesimistas, bastante válidos. El caso del Silicon Valley, mucho antes de formarse NASDAQ, es fruto de un plan militar que tuvo éxitos y fracasos, a la hora contrastar sus propios pronósticos. Sin embargo, nadie duda que la idea de acelerar el desarrollo de la industria de los semiconductores, permitiendo la difusión de productos hacia la industria civil, fue altamente exitoso, más allá de cualquier pronóstico.
El caso de la OTAN y el de China, nos podrían hacer pensar que el plan de la OTAN no fue solo cercar a Rusia. ¿Ir por sus recursos? Después de todo, los planes militares se basan en la ocupación de territorios. ¿O sólo mantener acorralado al oso ruso? ¿Ese corral incluye a China? Porque es China la verdadera amenaza comercial y económica. Y no se puede dejar librada al azar y los pronósticos sin planes. Vale para la OTAN, Rusia y China. Y vale también para Argentina. La vida sigue y veremos qué nos depara. Mientras tanto, a tratar de disfrutar.
Surge la mañana de un nuevo año
Las cosas están limpias, ordenadas. El cuerpo gastado se renueva en espuma. Todos los sentidos alertas funcionan. La boca está comiendo vida. La boca está atascada de vida. La vida escurre de la boca, mancha las manos, la vereda. La vida es gorda, oleosa, mortal, subrepticia.
Carlos Drummond de Andrade
1 En la medida en que entendamos que el azar es la causa ignorada de un efecto conocido (después de Voltaire)
* Profesor de Instalaciones de Producción en Facultad de Ingeniería UBA
Desafíos en la cadena de suministro para Vaca Muerta
Calfrac refuerza el desarrollo de Vaca Muerta con servicios de fractura, coiled tubing y cementación de clase mundial, apuntalando su cadena de abastecimiento y trabajando con proveedores locales para superar desafíos logísticos y potenciar el crecimiento energético argentino
En Calfrac estamos profundamente comprometidos con el desarrollo sostenible de Vaca Muerta. Nuestro propósito es acompañar su crecimiento con servicios de Fractura, Coiled Tubing y Cementación de clase mundial. En el desarrollo de nuestras actividades y con el objeto de acompañar el crecimiento energético trabajamos en conjunto con nuestros proveedores locales, las autoridades y actores clave del sector buscando sinergias e implementando mejoras continuas para superar los desafíos estructurales que enfrenta esta región estratégica para Calfrac a nivel mundial.
Uno de los mayores retos que enfrentamos hoy consiste en optimizar nuestra cadena de abastecimiento para asegurar la provisión del equipamiento necesario que nos permita atender la creciente demanda de servicios especializados. Los niveles de competitividad y la dinámica de Vaca Muerta han generado un incremento exponencial en la necesidad de maquinaria técnica, repuestos y servicios y la necesidad de garantizar su disponibilidad en los tiempos operativos requeridos y en las condiciones de calidad acorde a los estándares de Calfrac.
Para ello Calfrac se apalanca en el desarrollo de proveedores locales a fin de incrementar su capacidad operativa y atender las necesidades que demanda la industria complementando su cadena de valor con la importación de determinado equipamiento específico y de mayor tecnología con plazos de fabricación restringidos por las capacidades actuales de fabricación nacional. La alta demanda sobre los fabricantes locales suele extender los plazos de entrega de la maquinaria, lo que dificulta responder de manera ágil a las oportunidades del mercado.
Las dificultades para contar con el equipamiento a tiempo y acompañar en consecuencia el incremento de actividad en la cuenca neuquina impactan en las oportunidades de crecimiento y requieren mayor flexibilización en la importación de equipos reacondicionados disponibles en otros mercados que podrían utilizarse para cubrir necesidades críticas, permitiendo la incorporación de tecnología de manera inmediata mientras se consolida la capacidad local de producción. Potenciales cuellos de botella en la cadena de suministro dificultan afrontar nuevos desafíos y ponen en riesgo la capacidad de acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta frente a otras cuencas a nivel mundial.
Desde Calfrac, entendemos que resolver este desafío es clave para seguir impulsando la industria energética en el país. Confiamos en que, a través de un trabajo colaborativo entre el sector privado, las autoridades y los proveedores locales, podremos encontrar soluciones que equilibren el desarrollo industrial nacional con la necesidad de disponer de equipos de forma ágil.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para el crecimiento energético de Argentina y la región. Superar estas barreras permitirá no solo potenciar su desarrollo, sino también fortalecer la posición del país como referente global en la producción de hidrocarburos no convencionales. Estamos convencidos de que, con diálogo, innovación y esfuerzo conjunto, podremos lograrlo.
*Director General, Calfrac Well Services Argentina
Todo para crecer
Argentina puede ser un polo global de energía, aprovechando gas, petróleo y renovables. Con infraestructura y políticas federales, impulsará un crecimiento económico y social sostenible y bien federal
El potencial energético argentino: motor de un crecimiento económico y social
Una persona entra a su casa después de un día de trabajo, enciende las luces, deja sus pertenencias al cerrar la puerta y se cambia de ropa. Afuera hace frío, por eso recurre a la calefacción para acondicionar el ambiente. Se lava las manos y va a prepararse una comida. Abre la heladera, saca lo que necesita y enciende la cocina. A la par, prende la TV para hacerse compañía y enterarse de las noticias más resonantes del día. Mientras, lentamente, se cocina la comida y se toma una ducha caliente.
En esos pocos 15 minutos, esa persona utilizó agua corriente, energía eléctrica y gas natural, y pudo disponer de esos recursos al instante que lo requirió. Tal vez, no nos damos cuenta de cuánto dependemos de esos tres servicios básicos, esenciales, ni tampoco de cuánto depende el desarrollo argentino. Incluso, cuánto más podríamos crecer si utilizáramos inteligentemente los recursos de los que goza nuestro país.
Si bien es indispensable contar con la riqueza natural necesaria para generar energía -ya sea solar, eólica, hidroeléctrica, gas natural, petróleo, nuclear, etc.- la industria energética en Argentina (y en el mundo) requiere de un gran esfuerzo para que esos recursos estén a disposición de los usuarios residenciales, comerciales e industriales. No olvidemos que debemos abrirnos al mundo especialmente en la exportación de Energía, Minería, Alimentos y Nuevas Tecnologías.
En los últimos cinco años y con Vaca Muerta como motor, la producción de gas natural en Argentina se incrementó en torno al 17%1 . Sin embargo, la producción gasífera del yacimiento neuquino ascendió más del 60%. Esto implicó que, de aportar alrededor del 30% del total producido, Vaca Muerta actualmente produce más del 40% del total del gas natural argentino. Por su lado, la energía eléctrica sufrió un traspié en los años de Pandemia y, aun así, en los últimos cinco años, subió en torno al 9% 2. Estos datos demuestran que tanto la industria gasífera como la eléctrica están en desarrollo, pero lento, para las posibilidades reales de crecimiento que sus recursos naturales permiten.
Un verdadero país Federal
Un país no solamente es el territorio que queda dentro de las fronteras que se han determinado anteriormente, sino el resultado de la suma de fortalezas y debilidades, de las competencias de su gente y de sus capacidades de organizarse y asistirse entre sí para vivir armoniosamente.
En cuestión energética, nuestras fortalezas son muchas: Argentina tiene potencial para desarrollar un parque eólico de excelencia; tiene a su vez muchas posibilidades de explotar la energía solar; agua, ríos y caudal para crecer aun más en energía hidroeléctrica; y tiene el segundo depósito de shale gas del mundo y el cuarto de petróleo no convencional. Asimismo, cuenta con una capacidad técnica para desarrollar todo ese potencial energético y una vasta experiencia en el sector. Dentro de nuestras debilidades, se encuentran la infraestructura y, muchas veces, las decisiones políticas que llevan a pensar al país en forma mezquina y no en forma federal, que sería ideal para su crecimiento.
Para ello, debemos tener la capacidad de mirar hacia adelante, poniendo en juego todas las variantes y, a la vez, no tenemos que dejar de pensarnos como país. Si no lo hacemos federalmente, si no entendemos que el desarrollo regional es vital para el federalismo, nunca podremos aprovechar plenamente nuestras fortalezas ni sortear nuestras debilidades.
Infraestructura y buenas decisiones: los desafíos a futuro
A nivel infraestructura, el mayor desafío es liberar todas nuestras potencialidades. En ese sentido, debemos ser inteligentes en los proyectos que se desarrollen, para que contribuyan a abrir la economía, generar trabajo y a que nos posibiliten explotar nuestras fortalezas, como el potencial energético argentino.
Esto implica, en primer lugar, reforzar el transporte eléctrico a nivel nacional y, sobre todo, a nivel regional. Esto nos permitiría, por ejemplo, aprovechar los recursos de la Patagonia y desarrollar esa región tan rica. Por otro lado, es indudable la riqueza minera -con el litio, cobre, etc. como principales recursos- y la necesidad de repotenciar el transporte eléctrico brindando la infraestructura necesaria para generar ingresos al país en forma equilibrada. Al mismo tiempo, permitiría robustecer un sistema que es uno de los pilares fundamentales para el desarrollo, procurando mirar al futuro con nuevas tecnologías electro intensivas.
Con una mirada aun más amplia, Argentina puede ser un polo energético. Así como antes fue pensada como el Granero del Mundo, Argentina hoy puede ser abastecedora de energía. No únicamente de energía eléctrica a nivel nacional, sino fundamentalmente de gas y petróleo a nivel mundial. Justamente, el otro punto para desarrollar es la infraestructura gasífera. La tecnología nos permite hoy avanzar en la explotación de yacimientos de gas y petróleo no convencionales; por eso, Vaca Muerta pasó a ser una realidad. Argentina tiene un potencial gasífero sumamente importante a nivel mundial y un tiempo acotado para su extracción dada la transición energética que se transita.
En este sentido, debemos ser inteligentes y sostener el crecimiento de una industria, la gasífera, que potencia a todas las otras, que es el motor de un crecimiento que Argentina necesita y puede lograr. Para ello, hay que sumar infraestructura pensando en los núcleos poblacionales y, fundamentalmente, en los núcleos productivos y de exportación.
No olvidemos que el gas natural es un recurso, también, para la generación eléctrica. Para ello, insistimos en el desarrollo y la integración regional, para fortalecer las regiones y ponerlas en competencia con otros lugares del mundo. También, para desarrollar vías y logísticas de exportación, ya sea a través de gasoductos, como puede ser hacia Uruguay y Brasil en forma directa, o con plantas de GNL, en Río Negro y/o en Buenos Aires, para el mundo. El desarrollo energético es indispensable para el crecimiento argentino. Y ello solo será posible si tomamos decisiones contundentes y realizamos inversiones significativas, que consoliden una nueva Argentina.
*Presidente de Transnoa y Presidente de Gasnea
1 Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC.
2 Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación, INDEC, CAMMESA y FUNDELEC.
Una oportunidad que no debemos desaprovechar
Los cambios legales de 2024 y la Ley Bases transformaron la industria energética, impulsando Vaca Muerta y nuevas exportaciones. Una oportunidad histórica que exige ya políticas públicas estables y visión de largo plazo sin descuidar lo convencional.
El año 2024 fue, sin dudas, un año de cambios en los aspectos legales y regulatorios de la industria energética, en particular para la actividad del petróleo y el gas. También representó una transformación en ciertos principios que habían regido la actividad durante los últimos años. Estos cambios ocurrieron en un contexto de crecimiento sostenido de la industria, que la convirtió en una isla rodeada de otros sectores aún afectados por los desafíos de la macroeconomía argentina.
La denominada “Ley Bases” fue, sin lugar a dudas, la principal fuente de cambios para la industria y resultó en la modificación más significativa de la Ley de Hidrocarburos en décadas, inclusive desde su sanción en 1967. Si bien algunas modificaciones son de menor relevancia y otras requerirán un análisis detallado a medida que se implementen en conjunto con las distintas provincias, ciertos cambios resultan estratégicos para atraer inversiones y permitir el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta. Entre ellos se destacan: (i) la liberalización de las exportaciones de crudo y gas, que revirtió el principio del autoabastecimiento del mercado interno y habilitó las exportaciones, y (ii) la adopción de medidas para lograr una convergencia gradual entre los precios de los hidrocarburos —principalmente el crudo— en el mercado doméstico y en el internacional.
Ambos puntos resultan esenciales para impulsar y promover proyectos petroleros a gran escala, como lo demanda actualmente Vaca Muerta. Además, tienen características y efectos similares a los establecidos por los decretos de desregulación de principios de la década del ‘90, que permitieron alcanzar récords históricos en volúmenes de producción y niveles de inversión.
Estos cambios, en conjunto con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), generan un contexto favorable para el desarrollo masivo de Vaca Muerta y aseguran la disponibilidad de volúmenes de petróleo crudo y gas natural que ya no tienen, ni tendrán, consumo en el mercado interno. Esto hace imprescindible la implementación de proyectos de exportación de hidrocarburos a gran escala.
Durante los últimos años, estos proyectos fueron sometidos a extensos análisis y debates. Los inversores siempre sostuvieron que era necesario contar con un marco legal y jurídico especial que protegiera estas inversiones de gran escala, las cuales no llegaron a la Argentina en los últimos 25 años. Con la entrada en vigencia del RIGI, estos proyectos adquirieron un mayor impulso. De hecho, algunos ya han iniciado etapas concretas de desarrollo, como el proyecto Vaca Muerta Sur, que solucionará los cuellos de botella actuales y futuros en la infraestructura de transporte de la Cuenca Neuquina.
Vale la pena resaltar que todos estos cambios, proyectos e impulsos se centran casi exclusivamente en los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta, mientras que poco o nada atienden las necesidades de la producción convencional y de otras cuencas productivas. El cambio de principios que rige actualmente la actividad petrolera, en comparación con el modelo de los últimos años, donde se implementaban planes de subsidios o beneficios a los que las empresas debían aplicar mediante procesos burocráticos con pagos demorados y fragmentados, resulta positivo y destacable como principio general. Sin embargo, genera preocupación el abandono de políticas públicas que permitan el desarrollo del convencional o, al menos, la preservación de sus niveles de producción. Tal vez la actividad convencional no demande planes de estímulo basados en subsidios, sino simplemente la reducción parcial de cargas como regalías, bonos de prórroga, aportes complementarios, cánones sobre superficie remanente y obligaciones de abandono de pozos en plazos irrazonables, entre otras exigencias que, para una actividad con rentabilidad marginal, resultan insostenibles.
Si bien la producción convencional de hidrocarburos no tiene un impacto comparable con Vaca Muerta en la balanza comercial y en los niveles de producción, su aporte es significativo. Impulsa la actividad de contratistas, el empleo y las operadoras medianas o juniors, lo que genera beneficios exponenciales para las zonas de operación y contribuye a una industria más amplia, participativa y competitiva. Esta situación, que debería ser atendida por las autoridades nacionales, exige principalmente la acción de las autoridades provinciales, quienes son la contraparte clave para implementar las soluciones necesarias. Cabe destacar también la urgente necesidad de estabilización de la macroeconomía argentina, condición fundamental para atraer nuevos actores, empresas de servicios, inversiones y financiamiento genuino. Esto no sólo implica normalizar el mercado cambiario y el mercado de deuda, sino también, y quizás lo más desafiante, garantizar la persistencia en el tiempo de ciertos cambios estructurales.
Regresando al contexto actual de entusiasmo y optimismo de la actividad no convencional, el 2025 se presenta como un año que marcará un hito. Se esperan volúmenes históricos de producción a nivel nacional, el inicio de la concreción de proyectos de inversión y una balanza comercial positiva para la industria energética. Esto representa, sin duda, una oportunidad histórica no sólo para la industria, sino principalmente para la Argentina. Sin embargo, los argentinos conocemos bien estas oportunidades únicas que tantas veces han sido desaprovechadas o arruinadas por decisiones y medidas desafortunadas. Aunque la tendencia de crecimiento parece irreversible, la historia demuestra que nada es definitivo y todo puede cambiar.
Nos encontramos ante una oportunidad que no debemos desaprovechar. Si bien su éxito depende en gran medida de las políticas públicas actuales y de las que puedan implementarse en los próximos años, también es nuestra responsabilidad, como actores de esta película, cuidar, proteger y defender la oportunidad que nos toca vivir.
*Bernardo Bertelloni es abogado, especializado en la industria del petróleo y gas. Es socio de Martelli Abogados, un estudio jurídico dedicado a la industria energética y a los recursos naturales.
Aportes para un marco regulatorio del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina
Griselda Lambertini, Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA, reflexiona acerca de la importancia de contar con una ley nacional de hidrógeno de bajas emisiones para habilitar la participación de Argentina como exportador de derivados en el mercado global de largo plazo,en concordancia con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley 27.742.
El año que pasó
Desde el ámbito académico, podemos afirmar que el año que pasó ha sido fructífero en términos de divulgación del rol del hidrógeno de bajas emisiones en los escenarios energéticos futuros y de la potencialidad de Argentina para convertirse en proveedor mundial de combustibles sintéticos, en un contexto en el que los países -con distintas nomenclaturas y motivaciones- continúan desarrollando tecnologías y productos vinculados a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e instrumentos cada vez más sofisticados para el financiamiento climático. En este sentido, durante 2024, desde la Universidad de Buenos Aires pudimos participar de muchos foros, programas y capacitaciones centradas en la producción, transporte, almacenamiento, comercialización y uso del hidrógeno y sus derivados. La Unión Europea y la Plataforma H2 Argentina organizaron dos Foros de Hidrógeno Verde con asistencia multitudinaria: en abril en Comodoro Rivadavia y en agosto en El Calafate, presididos por los respectivos gobernadores de Chubut y Santa Cruz. En el auditorio del BID en Buenos Aires, el CEARE organizó, a pedido de la Secretaría de Energía, dos talleres con audiencia especializada del ámbito nacional e internacional para considerar los aspectos regulatorios y los posibles incentivos para el hidrógeno de bajas emisiones. En la tradicional Semana de la Energía organizada por la OLADE y el BID (este año la cita tuvo lugar a fines de octubre en Asunción), nos tocó participar como panelistas del debate acerca de los tiempos de desarrollo y del grado de cumplimiento de las metas y expectativas para el despliegue del hidrógeno. La misma conversación tuvo lugar en las reuniones de Madrid, Buenos Aires y La Jolla, convocadas por el Instituto de las Américas de la Universidad Californiana en San Diego (UCSD). La Cámara de Comercio Argentino-Alemana (AHK) organizó distintos eventos, incluyendo su Foro Anual de Hidrógeno y el anuncio formal del financiamiento otorgado al primer proyecto en Argentina (provincia de Santa Cruz) por el programa alemán H2Upp. A fines de octubre, participamos del Encuentro de Combustibles Sintéticos organizado en Y-TEC. En noviembre de 2024, el programa de colaboración tecnológica TCP-Hydrogen de la International Energy Agency (IEA) eligió Buenos Aires como sede de su reunión global, en reconocimiento a la activa participación en ese programa de la empresa nacional Hychico, que produce hidrógeno verde desde 2009 en la provincia de Chubut.
Al mismo tiempo, el International PtX Hub (un consorcio financiado por la GIZ de Alemania y que tiene como socios al CEARE, la Fundación Torcuato Di Tella, el think tank Agora, la Asociación Química Alemana – DECHEMA y la Secretaría de Energía de la Nación) desarrolló diversos estudios sobre demanda de hidrógeno y derivados, fuentes de carbono sostenible para la producción de combustibles sintéticos, infraestructura de puertos, regulaciones, aspectos sociales y ambientales, guías para la evaluación del impacto ambiental. Estos estudios sirven como insumos para evaluar el potencial de Argentina y llevar el conocimiento a las jurisdicciones locales, dueñas del recurso (eólico, solar) que integran el primer eslabón en la cadena de valor del hidrógeno renovable. En efecto, en los dos últimos años realizamos capacitaciones train-the-trainer en Ushuaia, Río Gallegos, Trelew, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Salta. Los contenidos de estos cursos intensivos de dos días encontraron su máximo desarrollo en la primera edición del “Programa de Actualización sobre la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones”, una carrera con modalidad virtual, de 5 meses de duración, implementada entre julio y noviembre de 2024 por el CEARE y con apoyo de la GIZ.
Todas las actividades mencionadas se realizaron con el impulso y el apoyo financiero de la agencia de cooperación internacional de Alemania (GIZ) y su cámara de comercio bilateral (AHK), la Unión Europea, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras entidades que valoran la posibilidad de que Argentina se convierta en un socio poderoso, debido al altísimo factor de capacidad de nuestros recursos naturales, la ubicación alejada de los conflictos geopolíticos y un entorno que va ganando confiabilidad a partir de la mejora y estabilización de los indicadores macroeconómicos.
También desde nuestro país, distintos agentes públicos y privados conciben el desarrollo de esta línea de negocios (los PtX) como una oportunidad para realizar exportaciones estratégicas, profundizar la mejora en la balanza comercial energética, aumentar la inversión extranjera directa, crear empleos de calidad, desarrollar toda la cadena de proveedores asociados a las nuevas tecnologías, fortalecer las economías provinciales y aumentar las capacidades locales de I+D. Así lo están viendo Y-Tec, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Consejo Federal de Inversiones (CFI), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Gerencia de Innovación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA), las cámaras eólicas (AAEE – Asociación Argentina de Energía Eólica y CEA – Cámara Eólica Argentina), las administraciones de puertos como Bahía Blanca y Quequén, además de las empresas con proyectos en el sector. Al cuadro de las ventajas comparativas que presenta Argentina como candidata para la recepción de las grandes inversiones que se requieren para el desarrollo de las oportunidades de negocio con hidrógeno (abundancia y calidad de sus recursos, zona de paz, estabilización macroeconómica), le estaría faltando un factor -en apariencia- más sencillo de controlar: el establecimiento de un marco regulatorio que oriente a los inversores y dé señales de compromiso y estabilidad en las políticas públicas.
El camino regulatorio
En la región, Argentina fue pionera en la visualización del hidrógeno como vector para el almacenamiento de energía y la sustitución de combustibles fósiles. En 2006 (es decir, 10 años antes de que el Congreso Nacional ratificara el Acuerdo de París y adhiriera a sus propuestas para proveer a la reducción de emisiones), Argentina aprobó la Ley N°26.123 que establecía un “Régimen para el Desarrollo de la Tecnología, Producción, Uso y Aplicaciones del Hidrógeno como Combustible y Vector de Energía”. Sin embargo, esta ley -que finalizó su vigencia en 2021 sin que se hubiere reglamentado- no preveía la condición de que el hidrógeno fuera de bajas emisiones. Los incentivos tampoco alcanzaban a las aplicaciones del hidrógeno como insumo para la producción de químicos y otros derivados, que es donde hoy radica su principal atractivo.
Siguiendo un orden cronológico, en 2017 la Ley No 27.430 introdujo el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) con el objetivo de gravar las emisiones producidas por los combustibles fósiles y para incentivar la mezcla con biocombustibles. Sin embargo, el IDC no aplica al gas natural, al GNL, al GLP ni al aerokerosene. Además, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio, el precio de carbono implícito en el impuesto es actualmente inferior a US$ 2 por tonelada de CO2eq, muy por debajo de la valorización original en torno a los US$ 10/ton de CO2eq. Por eso, este impuesto no modifica conductas y, en este sentido, en Argentina no tenemos un precio del carbono que opere como incentivo negativo para la implementación de soluciones de descarbonización. En relación con el precio del carbono, Argentina tampoco cuenta con un mercado regulado de derechos de emisión. Cabe destacar que la primera versión del proyecto de Ley de Bases contenía un capítulo destinado a la implementación de un mecanismo ‘cap and trade’, mediante el cual se facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión a cada sector y subsector de la economía, compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones comprometidas en el Acuerdo de París. También se preveía el otorgamiento gratuito de los derechos de emisión y la creación de un mercado para su comercialización, junto con una plataforma de registro de las transacciones. Este instituto podría haber significado el establecimiento progresivo de un precio del carbono que incentivara y financiara, aunque sea parcialmente, la introducción de las tecnologías de transición. Aunque el ‘cap and trade’ quedó finalmente fuera de la Ley 27.742, con el apoyo del BID, se trabajaron iniciativas en el ámbito de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para el estudio y la implementación de este tipo de esquema.
Volviendo al marco regulatorio específico para el hidrógeno, desde el vencimiento de la Ley No 26.123 de 2006 ingresaron en el Congreso Nacional varios proyectos 1, entre los que cabe destacar (i) el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo Nacional en mayo de 2023, que acompañó la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos en septiembre del mismo año; y (ii) un proyecto que presentó inicialmente el diputado Gustavo Menna, que se fue adecuando en las sucesivas presentaciones de los legisladores Ignacio Torres y Pamela Verasay, para confluir en el proyecto trabajado en el ámbito de la Plataforma H2 Argentina, y que finalmente resultó en la versión presentada en octubre de 2024 por la diputada Ana Clara Romero de Chubut. Con respecto a las principales características del proyecto de ley de hidrógeno de mayo de 2023 preparado por la Secretaría de Energía de Flavia Royón, cabe destacar la propuesta de un régimen de promoción que tendría una duración de 30 años desde la entrada en vigencia de la ley, para las distintas etapas que componen la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones (verde, azul y rosa) y sus derivados. Este proyecto fue recibido con escepticismo por las partes interesadas. En especial, los potenciales inversores consideraron que el régimen presentaba ciertas barreras como: (i) los requerimientos de contenido mínimo local de dudosa posibilidad de cumplimiento; (ii) el aporte obligatorio de los inversores a un fondo para el desarrollo de proveedores (FONDEP) que, en lugar de ayudar al financiamiento de los proyectos, implicaba desde el comienzo un cargo adicional a la inversión; (iii) la mención a los derechos de exportación, que contrariaba las expectativas de una industria destinada en un 80% al mercado global; (iv) el entramado de instituciones y autoridades de aplicación resultaba complejo, incluyendo la creación de dos nuevas burocracias como la AgenHidro y el Consejo Federal de Hidrógeno. En cuanto a la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno publicada en septiembre de 2023, se trata de un documento programático, no vinculante, pero que -en el contexto de otras 50 estrategias de hidrógeno publicadas en el mundo- es la forma de comunicar a los inversores, a las comunidades locales y a otros posibles socios, que efectivamente nos interesa diversificar la estructura industrial argentina mediante el despliegue de proyectos de hidrógeno de bajas emisiones, en cualquiera de sus formas de producción. Esta Estrategia permanece vigente y debería actualizarse en forma periódica. Es un instrumento que acompaña, pero no suple la existencia de un marco regulatorio específico, aprobado por el Congreso Nacional.
Entre tanto, en julio de 2024, la Ley No 27.742 aprobó el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que representa el mayor paquete de beneficios a la inversión ofrecidos por la República Argentina, al menos desde la década del ’90. En efecto, cumplidas las condiciones sobre montos mínimos y tiempos de desembolso, el RIGI prevé otorgar incentivos tributarios, cambiarios y regulatorios por un plazo de 30 años desde la aprobación del proyecto. Para la solución de controversias queda abierta la vía del arbitraje internacional. El RIGI ya está en marcha y se espera que ayude a viabilizar grandes inversiones en los sectores seleccionados, especialmente en el sector energético, hasta tanto se estabilicen las variables macroeconómicas y nuestro costo de capital alcance niveles comparables con los del mercado internacional. Sin embargo, el sector interesado en proyectos de hidrógeno ha manifestado la necesidad de realizar ciertos ajustes al RIGI para que queden contempladas las particularidades de esta tecnología que aún no ha alcanzado la madurez comercial. ¿Cuáles serían las adecuaciones necesarias del RIGI? Al respecto, el proyecto de la Plataforma H2 Argentina ya mencionado -y que resultó en la reciente presentación de la diputada Romero- optó por transcribir las cláusulas del RIGI, con modificaciones, como parte del proyecto de ley de hidrógeno, denominándolo Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO). Entre las modificaciones, se plantea la ampliación de la ventana temporal para la presentación de los proyectos.
En lugar de los 2 años que prescribe la Ley No 24.742, se propone un plazo para adherir de 10 años para proyectos vinculados a hidrógeno de origen renovable y de 5 años para proyectos vinculados a hidrógeno de bajas emisiones. En ambos casos, el Poder Ejecutivo podría prorrogar por única vez y por 10 años la vigencia de los plazos anteriores. Asimismo, para permitir el desarrollo de proyectos piloto o de demostración, se propone eliminar los montos mínimos de inversión. Se garantiza el derecho inmediato a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios, sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa del Banco Central. Se declara la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado. Se propone la creación de un Fondo Nacional de Hidrógeno, aunque sin obligación de que el Estado asigne recursos directamente a este fondo. Desde la óptica del Poder Ejecutivo, las modificaciones al RIGI generan reparos en cuanto a la discriminación que implicaría respecto de los demás sectores admitidos en el régimen y el carácter restrictivo de los beneficios a otorgar. En tal sentido, en el marco de la visita de la Comisaria de Energía de la Unión Europea en julio de 2024, el entonces Secretario de Energía Rodríguez Chirillo propuso la elaboración conjunta de una hoja de ruta para la implementación del Memorando de Entendimiento sobre Energía celebrado entre la República Argentina y la Unión Europea un año antes, para promover acciones conjuntas en materia de eficiencia energética, energías renovables, hidrógeno y GNL. En el caso del hidrógeno, desde la Secretaría de Energía se planteó la necesidad de contar con una ley específica para el sector, con contenido más bien regulatorio antes que de fomento. Las grandes inversiones podrían seguir amparándose en el RIGI, pero se requerían de todos modos precisiones sectoriales referidas a la autoridad de aplicación y al sistema de gobernanza; las normas técnicas y de seguridad aplicables a la producción, transporte y almacenamiento; el desarrollo de mecanismos de certificación, entre otras cuestiones que la industria necesita conocer para dotar de certidumbre a los proyectos y acceder a financiamiento.
¿Qué están haciendo el mundo y los vecinos?
Los estudios de regulación comparada indican que el impulso a las tecnologías propuestas para la reducción de emisiones en la industria y en el transporte proviene, básicamente, del establecimiento de un precio del carbono (las emisiones producidas o evitadas). Para cada una de las tecnologías y sus variantes (eficiencia, electrificación, captura de carbono, control de fugas de metano, reemplazo de combustibles fósiles por combustibles sintéticos, entre otras) existe un precio teórico del carbono tal que la torna viable.
Tal como ya mencionamos, ese precio del carbono puede resultar de la aplicación de un impuesto o de la interacción entre oferentes y demandantes en un mercado regulado de derechos de emisión (“cap and trade”). En el mundo se han implementado aproximadamente 40 regímenes ‘cap and trade’ con distintos alcances en cuanto a los gases y sectores cubiertos, los mecanismos de asignación de derechos, el nivel nacional o subnacional de implementación, entre otras características.
El más conocido es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE) de la Unión Europea, organizado inicialmente por la Directiva 2003/87, que estableció topes o caps mandatorios, sectoriales, anuales y decrecientes a las emisiones de gases de efecto invernadero (expresadas en toneladas de dióxido de carbono equivalentes – CO2eq), habilitando al intercambio de los certificados que representan los derechos de emisión. La lógica del RCDE se apoya en que las actividades económicas emisoras con potencial de reducción de emisiones a bajo costo podrán vender sus derechos de emisión a las actividades con alto costo de reducción, de modo que las metas conjuntas se alcances en forma más eficiente. A su vez, la interacción comercial entre agentes emisores da como resultado un precio del carbono (medido en €/ton CO2eq), que da la pauta de qué tecnologías podrán ingresar en el sistema. Incluso, cuando el precio de mercado del carbono no es suficiente para financiar determinada tecnología que las autoridades europeas están interesadas en fomentar (por ejemplo, la sustitución de hidrógeno gris en refinerías o en la producción de fertilizantes; la producción de acero de bajas emisiones, productos químicos, amoníaco verde, SAF), se considera el otorgamiento de un subsidio bajo la forma de los llamados ‘contratos de carbono por la diferencia’, que cubren la brecha entre el precio del carbono en el mercado y el precio real de descarbonizar.
El Programa H2 Global, financiado por Alemania y Países Bajos, ofrece también este tipo de subsidios a países extra-europeos, mediante la adjudicación, en subastas internacionales, de contratos de largo plazo (10 años) para la importación de amoníaco, metanol verde y SAF producidos fuera de Europa, con recepción en los puertos de Rotterdam, Hamburgo o Duisburg, para su reventa -a un precio inferior y a corto plazo (1 año)- a demandantes europeos. Por ahora, solo se adjudicó un contrato de este tipo a un proyecto de amoníaco ubicado en Egipto: la empresa Fertiglobe comenzará la producción de amoníaco renovable en su planta existente en Ain Sokhna, con entregas programadas a puertos europeos a partir de 2027. El contrato tiene un valor máximo de 397 millones de euros, con una provisión inicial de hasta 19,500 toneladas de amoníaco en el primer año y un total acumulado de 397,000 toneladas para 2033.
La política pública europea también se está ocupando de fijar un precio de carbono “hacia fuera”, con forma de impuesto y que merece nuestra atención por su impacto en la elegibilidad de los productos que serán admitidos en la Unión Europea. Ya ha comenzado, en su etapa informativa, la implementación del mecanismo de ajuste del carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés), que consiste en la imposición de un arancel a ciertos productos importados (cemento, hierro, acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno) de países sometidos a reglas sobre emisiones menos exigentes que las europeas. El valor del impuesto a pagar por los importadores europeos, dependerá de la cantidad de emisiones generadas por el producto no europeo y de la diferencia entre el precio del carbono en la Unión Europea y el precio o impuesto equivalente en el país de origen. Otros incentivos financieros hacia el interior de Europa incluyen las garantías a otorgar por el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para reducir el riesgo inicial de los proyectos. Existen, además, diversos programas de financiación como Next Generation EU, InvestEU y el Fondo de Innovación del RCDE que dan apoyo al desarrollo de la cadena valor del hidrógeno limpio. Desde el punto de vista de la creación de demanda, para determinados sectores, está por comenzar la vigencia de cuotas obligatorias de corte o mezcla con combustibles sostenibles. Es el caso del SAF (combustible sostenible de aviación, según sus siglas en inglés), que desde 2025 deberá mezclarse en un 2% con el combustible de origen fósil para todos los vuelos intra-europeos. El porcentaje es ascendente, hasta alcanzar un 20% en 2035 y un 70% en 2025. Esta cuota puede cumplirse con SAF producido por distintas vías, incluyendo los biocombustibles. La normativa indica que hacia 2050 el 70% obligatorio de mezcla con SAF deberá incluir un 30% de combustibles sintéticos (los que derivan de hidrógeno). En Estados Unidos, la Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 estableció un régimen de incentivos para la introducción del hidrógeno de bajas emisiones y otras tecnologías de transición, a través del otorgamiento de importantes créditos fiscales para estos proyectos, en relación con el potencial de mitigación acreditado y el nivel de los salarios de los trabajadores involucrados en el proyecto. De tal modo, los proyectos elegibles pueden acceder a créditos fiscales de hasta US$ 3 por kilo producido de hidrógeno limpio durante 10 años. Si bien la llegada del presidente Trump pone en duda la continuidad y el alcance de este régimen de promoción, ya están en marcha otros incentivos aprobados en 2021 por la Infrastructure Investment and Jobs Act, que puso a disposición 9500 millones de dólares para el desarrollo de hidrógeno limpio, incluyendo 8000 millones de dólares a asignar en los años fiscales 2022 a 2026 para contribuir al establecimiento de al menos cuatro hubs de hidrógeno limpio. Cuando nos enfocamos en los avances regulatorios y regímenes de promoción implementados en la región, las medidas resultan naturalmente más modestas y, en la mayoría de los casos, los avances están vinculados con las acciones de la cooperación internacional. En efecto, algunos países como Chile y Uruguay vienen desplegando una verdadera “diplomacia del hidrógeno”, con la expectativa de asociarse con los potenciales importadores para llegar antes al mercado y tomar ventajas del acceso temprano a la tecnología, a los contratos de largo plazo y a los instrumentos de financiación. Si buscamos en los ordenamientos legales internos, Brasil cuenta con la ley de hidrógeno bajo en carbono más completa de la región. A principios de agosto de 2024, el Congreso brasileño aprobó una ley que designa a la ANP – Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles como la autoridad de aplicación del sector de hidrógeno, y estableció incentivos tributarios y arancelarios para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, sin requisitos de montos mínimos de los proyectos ni diferenciación entre las posibles tecnologías para la obtención de la molécula con bajas emisiones. La misma ley prevé lineamientos exhaustivos para el desarrollo del sistema de certificaciones brasileño, compatible con los sistemas internacionales. Cabe tener en cuenta que los incentivos ofrecidos por la ley brasileña podrán solicitarse dentro de los próximos cinco años, que es también el plazo total de vigencia de la ayuda. A su vez, Colombia, Chile y Uruguay han designado mediante ley una autoridad de aplicación para el sector, dotando a dicha autoridad de facultades suficientes para determinar las normas de seguridad, regular aspectos ambientales de los proyectos y para implementar los mecanismos de certificación. Estos países también otorgan incentivos tributarios y aduaneros para la instalación de proyectos de producción de hidrógeno. Chile y Uruguay solamente para hidrógeno renovable; Colombia para hidrógeno de bajas emisiones sin distinción de tecnologías. Específicamente en Uruguay, el Decreto 268/2020 extendió a las inversiones en proyectos de hidrógeno renovable los incentivos de la Ley 16.906 sobre Inversiones y Promoción Industrial. Tales proyectos fueron decretados como prioritarios a los efectos de la asignación de los beneficios. La revisión de los antecedentes comparados indica que, para invertir en la República Argentina, en un marco que minimice las incertidumbres y otorgue seguridad jurídica, sería necesaria una ley que defina el marco regulatorio del hidrógeno, atendiendo a sus características objetivas y específicas. Si se propician las condiciones regulatorias adecuadas, se proyecta que a 2050 podríamos estar exportando unas 4 millones de toneladas de hidrógeno anuales en forma de derivados, manteniendo una producción de 1 millón de toneladas para aplicación en el mercado interno. Según la primera versión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023, estos volúmenes de producción significarían inversiones en torno a los 90.000 millones de dólares y la creación de 82.000 empleos.
¿Qué sigue para argentina?
La Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023 es apenas una manifestación de interés de Argentina en desempeñar un rol destacado en el futuro mercado de exportación de derivados del hidrógeno, que debería actualizarse periódicamente para reflejar los avances y los cambios que se vayan produciendo en las tecnologías y en el comercio internacional. La Estrategia es necesaria, pero no suficiente. Por otra parte, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley No 27.742 ofrece beneficios cambiarios, impositivos, tributarios y regulatorios a los que podrían acogerse los proyectos de hidrógeno elegibles para la exportación estratégica a largo plazo. Sin embargo, debido al estado de madurez tecnológica y a la existencia de mercados internacionales incipientes, se ha puesto en duda la adecuación de los términos del RIGI a las características propias del nuevo vector, especialmente en cuanto a la ventana de dos años para la adhesión de los proyectos.
Con o sin adecuación del RIGI a las particularidades del hidrógeno, entendemos que se hace necesaria una ley específica que apruebe el marco regulatorio para el desarrollo de la tecnología, la producción, el transporte, el almacenamiento, la exportación y el uso de hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados, como combustible y vector de energía, y como insumo para procesos químicos e industriales, en todo el territorio nacional. Uno de los primeros aspectos que deberá definirse en el texto legal es qué tipo de hidrógeno se busca regular y promover: ¿solamente el hidrógeno renovable o verde, o el hidrógeno de bajas emisiones sin importar la materia prima a partir de la cual se obtuvo? Si se promueven ambos, ¿habría que diferenciar el alcance de los incentivos en uno u otro caso?
Desde este lugar proponemos incluir al hidrógeno producido a partir de cualquier de los recursos naturales existentes en Argentina (fósiles con captura de emisiones, renovables, nuclear) y, eventualmente, el nivel de los incentivos podría establecerse en función de la reducción de emisiones, antes que según el origen de la molécula. Es decir, las distinciones, de haberlas, no se centrarían en el origen fósil o renovable del hidrógeno sino en el nivel de reducción de emisiones que se alcanza, lo cual implica al mismo tiempo una mayor oportunidad en términos de exportación. Tal es el criterio (nivel de emisiones reducidas) adoptado por la Inflation Reduction Act de los Estados Unidos para graduar la cuantía de los créditos fiscales a otorgar a los proyectos de producción.
Definido el objeto, será esencial determinar la autoridad de aplicación a nivel nacional. Para la gobernanza del sector se prefiere un esquema simple, desburocratizado, en cabeza de la Secretaría de Energía, con las interacciones necesarias con la Secretaría de Industria y Comercio, y la Subsecretaría de Ambiente. A esta autoridad de aplicación se le debería encomendar la identificación de las normas técnicas y estándares de seguridad aplicables a los proyectos, y el diseño y la adopción de un sistema de certificación ágil y transparente. Las normas técnicas y el esquema de certificación deberían basarse o ser coherentes con las normas y estándares que ya existen a nivel internacional; en particular, con aquellos vigentes en los países a los cuales Argentina podría exportar. Asimismo, dadas las grandes superficies que ocuparán los proyectos que se alimenten de energías renovables, será necesario permitir un acceso ordenado a los terrenos, mediante la extensión de las servidumbres de electroducto y los derechos de paso para los ductos que podrían transportar mezcla de hidrógeno con gas natural, o ser reconvertidos para el transporte de hidrógeno puro, como ya sucede en la costa del Golfo de los Estados Unidos y en Alemania. En materia ambiental y de permisos, habrá que realizar un trabajo significativo de coordinación interjurisdiccional. El Estado Nacional, con recursos de la cooperación internacional, podría contribuir con la elaboración de guías para la realización de las evaluaciones de impacto ambiental y la identificación de los permisos que se requieren para la instalación de los proyectos de hidrógeno. Tales guías puedan ser útiles para los inversores y para las autoridades locales. Es importante aclarar que nuestra posible ley de hidrógeno no requiere copiar ni emular los instrumentos creados en los países importadores. Por el contrario, nos toca generar regulaciones que habiliten la oferta, eliminando barreras para construir una línea de base que contemple todos los organismos, permisos y trámites necesarios para los proyectos de producción e infraestructura, a fin de detectar la ruta crítica de tramitación para el inicio oportuno de las operaciones. La coordinación de una “ventanilla única” para la habilitación y registro de los proyectos, entre la Nación y las provincias que adhieran, con respeto de las competencias locales, aumentaría la certidumbre y aceleraría los tiempos de implementación. La claridad de los pasos y plazos a seguir en la obtención de los permisos (ambientales y de seguridad), junto con el desarrollo de capacidades para evaluar de forma objetiva y normalizada los distintos proyectos, aportará certeza a las iniciativas. Finalmente, corresponde advertir que ninguno de los proyectos de ley en consideración (con o sin adecuación del RIGI) resuelve el problema de la demanda: la existencia de contratos de largo plazo extendidos por los tomadores del hidrógeno producido o sus derivados. Esta demanda será, como venimos sosteniendo, eminentemente internacional. Por ello, el marco regulatorio para Argentina no requiere necesariamente la imposición de un precio del carbono, ni el otorgamiento de subsidios, ni el establecimiento de cupos o cuotas. Es otro nuestro rol. Es necesario prepararse en términos de regulación, infraestructura, formación de capacidades; pero la regulación local no podrá suplir la materialización de los contratos de quienes se declaran importadores interesados. Esta indefinición de los off-takers es una situación común al resto de los países interesados en producir y exportar. Con más razón, mientras el mercado se desarrolla, será clave ponernos de acuerdo en un marco regulatorio que despeje incertidumbres y genere un entorno atractivo para las inversiones millonarias que implican el hidrógeno de bajas emisiones y las demás tecnologías de transición.
*Directora Académica en CEARE – UBA Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
1 Proyecto 4574-D-2021 de Martín Maquieyra, Proyecto S-2586/2021 de Martín Doñate y Claudio Rodas; Proyecto 3388-D-2022 de Rosana Bertone; Proyectos 3601-D-2021 de Alberto G. Menna y S-620/2022 de Ignacio Torres, Proyecto S-2171/2022 de Sergio N. Leavy y otros; Proyecto S-2198/2022 de Silvina M. García Larraburu y otros; Proyecto 5855-D-2024 de Ana Clara Romero.
La reglamentación de los cambios de la Ley Bases Decreto N° 1057/2024 en hidrocarburos y gas, destacan la prioridad al abastecimiento interno y control para evitar exportaciones a precios menores que los del mercado local
El gobierno de Chile publicó en el Diario Oficial la Ley de Transición Energética (Ley N° 21721), que contempla una serie de modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos para posicionar a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad.
Si bien la ley finalmente no incluyó la mega licitación de sistemas de almacenamiento (SAE), sí aporta nuevas herramientas para fomentar inversiones en la red de transporte de energía eléctrica, tanto en sistemas zonales como nacionales, en pos de responder a las necesidades de conexión de los proyectos de generación.
“Es una ley que va en la dirección adecuada, aunque no necesariamente resolverá todas las problemáticas vinculadas al desarrollo de la transmisión porque superan al ámbito eléctrico, como por ejemplo los tiempos de la permisología, especialmente en aquellas más grandes o que atraviesan varias regiones”, manifestó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la consultora Domo Legal, en diálogo con Energía Estratégica.
Entre las medidas destacadas, se flexibiliza la planificación de la transmisión zonal y permite que Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y SAE conectados en distribución promuevan obras de ampliación del sistema zonal bajo su propio costo; como también que empresas utility scale hagan lo propio con proyectos del sistema nacional y zonal.
Por otro lado, la ley de Transición Energética incorpora un mecanismo para decretar obras urgentes y necesarias fuera del proceso de planificación anual y se espera tenga una tramitación más expedita que el proceso regular, pero con su régimen de remuneración.
“Es un proceso que va a poder iniciar la Comisión Nacional de Energía (CNE) de oficio o a petición del Ministerio de Energía o del Coordinador Eléctrico Nacional; o mismo que pudieran proponer los particulares. Será más rápido que el proceso regular, pero también estará sujeto a discrepancias ante el Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos”, explicó González.
“Además, se vuelven las licitaciones de las obras de ampliación a sus propietarios, como era antes de la ley N° 20936, pero estableciendo el rol del Coordinador de supervisión del proceso de licitación, de las bases, especialmente en las condiciones de competencia. Hecho que parece que es una transición adecuada ya que hay una necesidad de que exista un tercero que monitoree este tipo de licitaciones”, añadió.
Asimismo, la ley permitirá que se dé lugar a la revisión del valor de inversión (VI) adjudicado, cuando se produzca un término anticipado de un contrato de ejecución de una obra de ampliación, de manera que se pueda contar a un precio más acorde con la complejidad de la ejecución del proyecto.
Y cabe recordar que según estudios, hacia el año 2030 se requerirán 2000 MW adicionales de capacidad de transporte eléctrico y 1000 MW en sistemas de control de flujos y que más del 80% de las obras en construcción cuentan con atrasos debido a problemáticas de distintas índoles.
“El Ministerio trató de encontrar un equilibrio entre algo que permitiera revisar el precio, elemento crítico a la hora de poder hacer frente a situaciones que puedan retrasar la ejecución de los proyectos o encarecer su ejecución con evitar que exista algún comportamiento estratégico que haga que una empresa se adjudique a un precio muy barato y al poco tiempo pida la revisión del VI. Era un paso necesario, que va en la dirección correcta y esperemos que ayude al sector”, aclaró la fundadora de la consultora Domo Legal.
Próximos pasos
La CNE debe lanzar las resoluciones reglamentarias para regular la ley, pero puede establecer las disposiciones para la implementación de la ley mientras se dictan los reglamentos, lo que permitiría llevar adelante la implementación más rápidamente.
Incluso, estará abierta la consulta pública desde el viernes 3 de enero de 2025 y por 15 días corridos, sobre los siguientes borradores de las resoluciones reglamentarias:
Licitación de obras de ampliación por parte de sus propietarios, según lo dispuesto en el nuevo artículo 95° de la LGSE.
Mecanismo de revisión del valor de inversión (V.I.) adjudicado, conforme el nuevo Art. 99° de la LGSE.
Mecanismo de revisión del Valor de Inversión (V.I.) adjudicado, según el artículo segundo transitorio de la Ley N°21.721 de 2024.
“Lo más interesante será analizar cómo se regulan los nuevos mecanismos de obras de ampliación que permiten obras de interés privado. Habrá que ver qué tan amplia o restringidas quedan las opciones para que estos instrumentos se apliquen. Porque las autoridades deberán buscar que los mecanismos sean atractivos para el sector, pero cuidando que en el largo plazo no impacte a los usuarios finales y ni los los costos de la transmisión. Deben ser mecanismos que permitan la expansión del sistema de manera económicamente eficiente”, subrayó la especialista.
La Inteligencia Artificial está revolucionando la industria energética a un ritmo vertiginoso, potenciando desde la exploración de hidrocarburos hasta la gestión inteligente de redes y el trading de energía. La IA optimiza procesos y reduce costos en tiempo real y su combinación con la robótica, IIoT y blockchain, promete cambios disruptivos en la producción y distribución de energía
La Inteligencia Artificial (IA) avanza a paso acelerado y se integra transversalmente en infinidad de actividades e industrias. La energía no es una excepción. ¿Cómo llegamos a este punto? ¿Qué nos depara la IA en el mundo de la energía? ¿Qué evolución podemos esperar a futuro?
IA. De la eclosión a la explosión
La IA no ha nacido recientemente, tiene una historia de larga data, desde la acuñación del término por John McCarthy y los desarrollos pioneros de Alan Turing en los ‘50’s. Década a década, casi en todas, se profundizaron los avances. Entre 1960 y 1970, se inician los desarrollos de sistemas expertos, de la mano del legendario Marvin Minsky desde su Laboratorio de Inteligencia Artificial de MIT (cofundado con Seymour Papert), programas capaces de tomar decisiones en dominios específicos utilizando bases de conocimiento.
En la década del ’80, luego del “Invierno de la IA”, Geoffrey Hinton, Yann LeCun y Yoshua Bengio, algunos de los pioneros en el campo de las redes neuronales profundas, abren paso al desarrollo del aprendizaje profundo (deep learning). Un hito desconcertante para algunos, extraordinario para otros, irrumpe en el mundo de la computación: la derrota del campeón mundial de ajedrez Gary Kasparov por Deep Blue de IBM en 1997, evidenciando con claridad la vertiginosa capacidad y velocidad con la que se computan datos.
Entre fines de los ‘80’s y ‘90’s gracias a los avances de hardware y software un nuevo auge de los sistemas expertos, la IA desembarca en el mundo de la empresa y las industrias, con los llamados softwares inteligentes. La industria de la energía fue beneficiada con su integración en el sector, aunque por supuesto, la IA de entonces era muy limitada comparada con sus capacidades actuales.
La expansión de la IA en la industria de la energía sólo despega en las dos últimas décadas, con desarrollos y aplicaciones en las áreas de optimización de procesos, mantenimiento predictivo y gestión de demanda energética. Y el desarrollo más sistemático y generalizado de estas aplicaciones se ha evidenciado en los últimos años, cuando la computación en la nube, el big data y los algoritmos de aprendizaje automático han facilitado su implementación. Y día a día prominentes nombres y empresas no cejan en el impulso de la IA.
IA en el mundo de la Energía
El impacto de la IA en el mundo de la energía generará beneficios diferenciales de acuerdo a los distintos tipos de energía. En particular, en la industria de Oil&Gas, al disponer de recursos no renovables, la IA juega un papel de apoyo operativo más que de expansión directa de la disponibilidad de energía. En el mismo sentido, podremos analizar el caso particular de cada tipo de energía, según su disponibilidad, sus costos y logística, etc.
Sabemos que la IA, por sí misma, no genera nuevo recurso, no genera energía ni transforma de manera fundamental la capacidad de extracción de recursos, finitos en el caso de gas y petróleo, pero mejora la eficiencia y optimización en aspectos que no dejan de resultar claves para la industria.
Y si bien genera impactos incrementales en todas las etapas de la cadena de valor, desde la generación hasta el consumo, en el corto plazo la IA en el sector energético, parece mejor orientada a la optimización que a las innovaciones radicales, dejando esas expectativas sujetas a la evolución del largo plazo. Concentrándonos en las implementaciones de IA actuales, algunas de las empresas top globales las incorporan en las distintas etapas de la cadena de valor, en sus procesos habituales:
● Exploración y prospección: las empresas ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, y TotalEnergies implementan análisis sísmicos y modelado geológico asistido por IA, como identificación de yacimientos mediante big data y algoritmos de aprendizaje automático, ● Mantenimiento predictivo: Shell, Siemens Energy, GE Renewable Energy, Vestas y Schlumberger, utilizan sensores inteligentes e IA para previsión de fallos en equipos y supervisión de turbinas eólicas y plataformas offshore. ● Optimización de Smart Grids: Tesla, Siemens, ABB, Iberdrola, IBM y Schneider Electric, implementan la gestión de redes eléctricas para balancear oferta y demanda y para la optimización de carga y descarga de baterías en sistemas domésticos y comerciales. ● Comercialización y gestión de precios: BP, Shell Trading, E.ON y Enel, utilizan plataformas de IA para trading de energía, predicción de precios y para la simulación de demanda en mercados mayoristas. En lo atinente al desarrollo tecnológico o proyectos en fase piloto, avanzan proyectos de distintos tipos de energía que incluyen IA, como: ● Fusión nuclear asistida por IA: las empresas ITER, Helion Energy, TAE Technologies, Commonwealth Fusion Systems, ● Optimización de materiales para energía renovable: las empresas Oxford PV, First Solar, ● Micro redes inteligentes y P2P energy trading: las empresas LO3 Energy, Power Ledger, Siemens, y ● Producción de combustibles artificiales: las empresas Climeworks, Carbon Engineering y Repsol.
Finalmente, un amplio campo de posibilidades se expande con la combinación de la IA con otras tecnologías en vistas a una operatividad eficiente en el sector energético, combinándose con la robótica, IOT, IIOT e, inclusive, blockchain (en redes inteligentes, certificación de energía renovable, y mercados de energía descentralizados, transacciones de energía peer-to-peer) operadas por empresas como Siemens, LO3 Energy y Power Ledger.
IA y el Futuro de la Energía
Uno de los escenarios futuros probables incluye un enorme volumen global de inversiones en IA, sin poder especificar el volumen proporcional direccionado al heterogéneo mundo de la energía. Desde el punto de vista tecnológico, el rumbo que marque la IA sobre el sector energético parece aún impredecible, pero sí podemos asegurar que la combinación de las tecnologías 4.0, hoy en etapa germinal y creciente, se proyecta hacia un futuro pleno de potencialidades.
Podemos imaginar o prospectar todas las potencialidades de la IA combinando con Internet Industrial de las Cosas (IIoT), Big Data, Análisis Avanzado, Cloud Computing, Robótica Avanzada, Realidad Aumentada y Virtual, Fabricación Aditiva, Blockchain y Sistemas Ciberfísicos, aplicados a la industria de la energía.
Estas tecnologías van en la dirección de eficientizar y optimizar los procesos de la industria, pero podrían concretarse innovaciones radicales a mediano y largo plazo que transformarían profundamente el panorama energético.
Los últimos avances logrados con IA, podrían potenciar la industria energética, acelerando descubrimientos, productos, servicios y tecnologías emergentes. Pensemos, por ejemplo, en la emulación y reproducción del proceso de investigación científica, la simulación de experimentos químicos, con su impacto en la generación de nuevos combustibles, que podría conmocionar las forma de producir energía, el consumo, la sostenibilidad, los mercados y las empresas.
El Futuro de la Energía se redefine, pero ¿seremos testigos de innovaciones incrementales que transformen gradual e inadvertidamente el panorama energético o de innovaciones disruptivas que ‘pateen el tablero’?
Referencias
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Black & Veatch, firma estadounidense con una vasta experiencia de más 469 GW en proyectos de generación de energía convencional y renovable a lo largo del mundo, está avanzando con determinación en el desarrollo del hidrógeno verde, una tecnología clave para la transición hacia una economía baja en carbono.
La compañía que fue parte del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que tuvo lugar en la ciudad de Santiago (Chile), y allí su gerenta de Desarrollo de Negocios, Angela Castillo, detalló el estado de los proyectos H2V en los que participa Black & Veatch y qué requiere el sector para que el mercado se desarrolle de la mejor manera.
“En Chile están ralentizados los proyectos por distintos factores y nos encontramos trabajando o apoyando a distintas empresas en etapas tempranas de sus desarrollos, como estudio de prefactibilidad, factibilidad y etapas de ingeniería para llevar adelante los proyectos”, señaló.
Por lo que la ejecutiva enfatizó que el desarrollo de esta tecnología enfrenta retos importantes, siendo uno de ellos la necesidad de establecer incentivos tributarios efectivos que permitan alinear los intereses de los agentes privados, los gobiernos y las comunidades locales.
«Si no estamos en la misma página para apoyar la transición al hidrógeno verde, será difícil construir un mercado local robusto que luego pueda ampliarse a nivel internacional», manifestó frente a un auditorio de más de 400 líderes del sector energético.
“Por otro lado, hay desafíos vinculados al transporte del hidrógeno, cómo llegar con el producto a nuevos mercados o al consumidor final. Asimismo, las empresas deben hacer una muy buena ingeniería. Los proyectos con problemas de base es difícil que vean la luz y logren ser exitosos, capaces de ser financiados a través de bancos o capital propio”, agregó.
Y cabe recordar que la firma de origen estadounidense ya posee experiencia en la materia, dado que se encuentra en la fase final de construcción de uno de los mayores proyectos de H2V del mundo.
Se trata de un EPC de 220 MW en el hub ACES (Advanced Clean Energy Storage) que se ubica en la ciudad de Delta, estado de Utah (Estados Unidos), destinado a producir 100 toneladas métricas al día de hidrógeno.
“Si queremos avanzar en LATAM, es fundamental la colaboración de todos los players del sector. Mientras estemos en la misma página, podremos sacar adelante los proyectos de hidrógeno, porque el cambio climático es una realidad y necesitamos nuevas soluciones y combustibles. Por lo que se debe apoyar al H2V en su transición para que sea una realidad”, insistió.
En el marco del Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Ximena Castro Leal, gerente comercial en Colombia de DIPREM, destacó que la empresa ha desarrollado un sólido enfoque en la formación especializada de personal y la integración de tecnologías avanzadas como la inteligencia artificial.
“Nos hemos enfocado desde nuestro core de negocio realmente con la competencia de las personas que ponemos en los proyectos de energía. Hemos trabajado fuertemente en la formación, capacitación especializada de esas personas, que al final del día la mano de obra especializada hace parte integral de un proyecto”, aseguró Castro.
Con más de 20 GW de experiencia en proyectos renovables, DIPREM ha cimentado su liderazgo como proveedor de servicios integrales de gestión de talento y soporte tecnológico. Actualmente, la compañía opera en una amplia red de países, incluyendo Estados Unidos, Argentina, Chile, Perú, México, Brasil, Uruguay, Bolivia, Panamá y República Dominicana. Esta expansión responde a su compromiso con la profesionalización del sector energético, fortaleciendo no solo sus operaciones, sino también las competencias de los actores involucrados.
Ahora bien, la gerente comercial en Colombia señaló que el crecimiento de la empresa no se limita a su expansión geográfica, sino que se traslada también a la innovación y la excelencia operativa.
“Consideramos que nuestra responsabilidad dentro de los servicios que prestamos a nivel LATAM es, uno, competencia; dos, capacitación constante, y tres, enfatizar en la tecnología de esas buenas prácticas, ingeniería y reingeniería de procesos para fortalecer”.
Capacitación y sostenibilidad como eje central
La formación continua ocupa un lugar preponderante en la estrategia de DIPREM. Según explica Castro, el avance en tecnologías como la inteligencia artificial demanda no solo aprendizaje técnico, sino la capacidad de mantener este conocimiento en el tiempo.
“Debemos capacitar en inteligencia artificial porque está en pleno desarrollo y auge -esto ha crecido considerablemente-, pero también en las buenas prácticas para un personal competente que logre no solamente tener un desarrollo en inteligencia artificial, sino también mantenerlo en el tiempo”, enfatiza.
A través de su modelo de selección de talento humano, la compañía asegura cubrir perfiles clave, desde directores de obra hasta especialistas en turbinas o seguridad ambiental para parques de energías renovables. Este enfoque integral permite mejorar la eficiencia de los proyectos, optimizando recursos y reduciendo costos.
Con un enfoque claro en la sostenibilidad y el fortalecimiento de capacidades, DIPREM continúa posicionándose como un actor clave en la transición energética de América Latina. “Estamos comprometidos en la investigación y las buenas prácticas en el sector económico en el que estamos, adicional a que ya vienen todas esas tecnologías ágiles que también nos permiten fortalecer los procesos y van de la mano también con estas buenas prácticas en el sector energético”, concluye Castro.
A medida que el sector energético sigue evolucionando, la propuesta de valor de esta empresa se mantiene firme: una combinación de talento especializado, innovación tecnológica y un compromiso inquebrantable con la sostenibilidad.
Suncast, empresa chilena con siete años de experiencia en tecnologías basadas en inteligencia artificial para el avance de las renovables, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que reunió a más de 400 líderes del sector energético de Latinoamérica en la ciudad de Santiago, Chile.
Pedro Correa Álvarez, CTO de la compañía, dio a conocer que Suncast actualmente entrega servicios a más de 5 GW de capacidad instalada solar y eólica y que si bien la evolución ha sido notable, a medida que la capacidad renovable siga en aumento, los retos también lo harán.
“Se requerirán pronósticos de mejor calidad para garantizar la estabilidad de la red. Con buenos pronósticos sabremos cuánta energía podremos producir en los siguientes, mientras que en la operación de los parques, podremos observar diversos desafíos que impactan en la generación”, aseguró durante el panel de debate denominado “Perspectivas para la evolución de la Energía Eólica en el Cono Sur”.
“Por ejemplo, a veces se debe reducir la potencia por temas de impacto ambiental como ruido y sombra, que afecta el pronóstico de energía eólica y debemos considerar; así como también las fallas y mantenimientos que pueden ocurrir normalmente dentro de un parque para tener una certeza de la energía a generar”, continuó.
En respuesta a los desafíos técnicos y ambientales, Suncast ha desarrollado una herramienta para registrar eventos que afectan la disponibilidad de los proyectos, que ajusta los modelos predictivos para que reflejen la realidad operativa de los parques y que esa información llegue correctamente al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
“Se toman los pronósticos precisos, se los ajusta a los eventos de indisponibilidad y se los envía directamente al CEN mediante un sistema robusto que entregue la información. Es muy importante porque el operador de la red necesita los pronósticos para saber con cuánta energía eólica cuenta el día siguiente y planificar la operación de la red”, indicó el especialista.
Incluso, durante el 2024, Suncast aumentó significativamente su alcance, pasando de 210 MW en 2022 a 2.623 MW de capacidad eólica instalada, lo que representa cerca del 50% de la potencia eólica operativa en Chile.
Mientras que para este año 2025, se plantean expandir aún más sus servicios, desarrollando herramientas que permitan un análisis histórico del recurso de nuevos proyectos y tecnologías, alineándose a las tendencias del mercado renovable de Chile.
“Vemos el 2025 con una serie de oportunidades asociadas a nuevas líneas de negocio. En materia eólica, surgió el requerimiento de hacer análisis histórico de recurso para hacer prospección de futuros proyectos”, apuntó.
“También en sistemas de almacenamiento, ya estamos desarrollando tecnología de recomendación de carga y descarga de baterías que esperamos implementar en 2025 para parques solares y eólicos híbridos a medida que se sigan desarrollando”, concluyó.
Perú ha dado pasos significativos para acelerar su transición energética gracias a recientes reformas legislativas. La aprobación de la propuesta para modificar la Ley 28832, conocida como la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, marca un hito que podría brindar mayor competitividad y sostenibilidad.
Esta modificación, que obtuvo luz verde en el Congreso el pasado jueves 12 de diciembre, incluye la eliminación de la exigencia de contar con potencia firme y permite la libre comercialización de energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEIN), entre otros aspectos; lo que abrirá nuevas oportunidades para las tecnologías renovables.
En este contexto, Forte Renewables, empresa internacional de consultoría técnica para proyectos energéticos con un distinguido track record en la región y resto del mundo, saluda la iniciativa y con su implementación se posiciona como un aliado estratégico de inversionistas, contratistas BOP y EPC que buscan avanzar con nuevas centrales de generación y almacenamiento en Perú.
“Es importante resaltar que Forte Renewables es un consultor independiente. No trabajamos para desarrolladores o tecnólogos; lo cual conduce a que nuestro asesoramiento esté basado en nuestro cliente, el “owner” del proyecto”, precisó Maridalid Rojas Alvarado, gerente de desarrollo de negocios en Perú.
Desde su fundación en 2012, esta empresa se ha destacado por su aporte de valor en todas las etapas de la vida útil de los proyectos, destacándose en servicios clave como diseño de BOP (Balance of Plant), selección de OEM (Original Equipment Manufacturer), además de Technical Due Diligence (TDD), Owner’s Engineer (OE) y Lender’s Engineer (LE) para activos eólicos, solares fotovoltaicos y de almacenamiento de energía.
En Latinoamérica, esta empresa ha acumulado un importante historial prestando servicios de ingeniería del propietario para más de 400 MW de capacidad eólica en países como Argentina, Brasil, Honduras, Perú, entre otros.
En el mercado peruano, en específico, la empresa cuenta con expertise en acompañamiento y asesoría integral para minimizar o eliminar riesgos asociados a los proyectos, así como servicio de ingeniería del propietario para la revisión y optimización del diseño, entre otros (ver detalle al pie).
Almacenamiento para anticiparse a nuevos requerimientos
La expertise acumulada permite a la empresa a identificar que uno de los mayores desafíos para la nueva ola de proyectos renovables en Perú serían los posibles vertimientos de energía, ya sea eólica o solar, debido a las limitaciones en ciertos puntos de las redes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Forte Renewables ve lo descrito anteriormente, como una oportunidad de incluir sistemas de almacenamiento (BESS) para aprovechar toda la capacidad de generación en futuros proyectos de generación de energía renovable, como solar o eólica.
“Los sistemas de almacenamiento (BESS) tienen múltiples beneficios, dentro de los cuales podemos mencionar almacenamiento de energía eléctrica, peak shaving, regulación primaria de la frecuencia (RPF) y regulación secundaria de la frecuencia (RSF)”, repasó Rojas Alvarado, quien además mencionó que puede brindar a sus clientes desde un análisis detallado de las posibles pérdidas, los costos de incorporar un sistema BESS y/o el periodo de recuperación de la inversión.
Forte Renewables sigue de cerca los cambios normativos así como la evolución del mercado para los múltiples usos de los sistemas de almacenamiento que se apliquen en Perú, e incluso está atento a una probable creación de un mercado de servicios complementarios que podría catalizar inversiones en este campo.
En atención a este auge del almacenamiento que se avecina, Forte Renewables ha ampliado su oferta para incluir servicios relacionados a estas tecnologías. Según Rojas Alvarado, la empresa brinda los siguientes servicios relacionados a sistemas BESS:
A nivel de desarrollo: Para determinar si el proyecto requiere de sistema BESS y de sus funciones, mediante un informe se brinda al Cliente con lo siguiente:
A) Verificación de la existencia de curtailment en el punto de conexión.
Determinación de la posibilidad de vertimiento eólico o solar cuando la central se encuentre en operación.
Determinación del requerimiento de regulación primaria y secundaria de la frecuencia.
En el caso de que el Cliente decida incluir el sistema BESS, se procede a verificar el área disponible en la cual se ubicaría este sistema, determinación de las funciones, selección de material de este sistema, optimización de ubicación de sistema BESS para evitar pérdidas. Asimismo, Forte Renewables también brinda el servicio de cálculo de CAPEX al incluir este sistema al proyecto.
B) En el proceso de adquisición, asegura un acompañamiento y asesoría integral al Cliente para asegurarse que adquiera el equipamiento óptimo y que las garantías sean las más beneficiosas para el Cliente.
C) En el proceso de construcción, acompaña al Cliente la adecuación y supervisión de trabajos en site para la correcta instalación de este sistema, en constante coordinación con el fabricante.
“Forte Renewables ya cuenta con experiencia en supervisión de la construcción de BESS en Europa y eso sumado al gran equipo multidisciplinario garantiza una gran asesoría y servicio al cliente tanto en Perú como en Latinoamérica”, indicó Rojas Alvarado.
Expertise en el mercado peruano
En Perú, Forte Renewables ha llevado a cabo con éxito los siguientes servicios vinculados a proyectos de energías renovables:
A) Asesoría Integral a un Cliente (confidencial) que evaluaba la posibilidad de iniciar un período de vinculación con un Desarrollador y requería tener seguridad que los proyectos de Centrales Eólicas, aun en etapa de desarrollo sin alcanzar el estatus de Ready to Build (RTB), sean construibles.
En base a la experiencia de esta empresa en desarrollos de proyectos similares (en Perú e Internacional), brindó el soporte en la elaboración de una Lista completa de documentación necesaria para iniciar la construcción de la Central Eólica. En esta lista, se indicó el estatus de los proyectos en desarrollo de energías renovables que permite una vinculación entre el cliente y el desarrollador.
También se emitieron diversas recomendaciones a tener en cuenta en las etapas de desarrollo y construcción, en estas recomendaciones se indicaron:
Riesgos potenciales que deben ser considerados obligatoriamente desde el punto de vista legal/técnico para la aprobación de los futuros estudios, como por ejemplo EPO, EO, etc, en etapas posteriores del desarrollo y en su construcción.
Riesgos más comunes en las etapas de desarrollo de proyectos renovables en Perú.
Riesgos recurrentes en la etapa de construcción de los proyectos renovables en Perú.
Recomendaciones extra en base a las experiencias adquiridas en proyectos similares en Perú.
B) Asesoría en el servicio de ingenieros del propietario (OE) relacionada a la Central Eólica Qayna, los servicios brindados fueron los siguientes:
Revisión y optimización del diseño de vías de acceso, plataformas y zanjas.
Revisión y optimización del diseño de cimentaciones de aerogeneradores
Revisión y optimización del sistema de drenaje.
Revisión y optimización del diseño de cables de potencia, fibra óptica y malla de tierra.
Revisión y optimización de las tablas de Cantidades de obra civil y cables de Media Tensión, fibra óptica y malla a tierra
C) Forte Renewables actuó como ingeniero del propietario (Owners Engineer) para un importante inversor europeo Grenergy. El alcance incluyó la preparación de la construcción, revisiones técnicas, supervisión del sitio, gestión del proyecto y coordinación de los paquetes de obras EPC (BOP y TSA). Forte continúo apoyando al cliente después de la construcción en una función administrativa. La construcción del proyecto estaba ubicada en la Sierra Peruana en el distrito de Huambos. Se realizó el emplazamiento de 14 turbinas modelo G114 de HH 80 metros. Un total de 36.8 MW. La construcción de las Centrales Eólicas Duna y Huambos fue llevada a cabo entre Q3 2019 y Q3 2020.
Los desafíos más destacados fueron ubicación remota y altitud, algunas quejas de los dueños de tierras y las condiciones climáticas adversas en algunos momentos de la construcción.
Para visualizar el Track Record Completo de Forte Renewables, lo invitamos a entrar en el siguiente link:
Astronergy, fabricante de celdas y módulos fotovoltaicos parte del Grupo CHINT, continúa a la vanguardia tecnológica con el desarrollo de soluciones que responden a las demandas de un mercado cada vez más competitivo.
Juan Camilo Navarrete, director de ventas para Latinoamérica de Astronergy, tuvo una participación destacada en el evento Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) en el que se refirió a las últimas innovaciones en tecnología Zero BusBar (ZBB) que están implementando.
«Ahora, lo que estamos haciendo es sacando los BusBar de la celda, es una tecnología diferente al Back Contact en donde lo que se hace es enviar los BusBar para la parte trasera de la celda. Aquí tenemos una tecnología totalmente diferente en donde eliminamos el BusBar», explicó Navarrete.
Esta innovación ya llegó a módulos bifaciales de Astronergy con 72 celdas tipo N TopCon, traduciendose en un incremento de la eficiencia energética en la parte frontal sin perder el coeficiente de bifacialidad en la parte trasera.
«El módulo al final tiene una generación de energía específica mucho mayor si lo comparamos con la tecnología Back Contact», afirmó director de ventas para Latinoamérica de Astronergy, destacando las ventajas competitivas de la ZBB.
Navarrete también destacó la importancia de la trazabilidad en la cadena de suministro. «Hemos estado invitando también a muchos clientes para que no se queden solo en conocer nuestra fábrica en China, sino que también los invitamos y hacemos todo un tour para que conozcan también nuestra cadena de suministro», explica. «Es ir a conocer al proveedor del silicio, es ir a visitar en esas regiones de China de dónde viene el silicio, de dónde viene toda la materia prima que estamos utilizando para la fabricación de nuestros módulos», detalla.
La sostenibilidad es otro pilar fundamental para Astronergy. «Hace unos años se tomó la decisión de invertir fuertemente en llevar la capacidad de la producción de nuestras fábricas a net zero. Así fue como fuimos la primera compañía en obtener el certificado de TÜV Rheinland de una de nuestras fábricas como net zero», mencionó el directivo. Este compromiso se traduce en un ambicioso plan de certificar cinco de las once fábricas en China como net zero para 2028.
Desafíos y visión a futuro
El mercado fotovoltaico enfrenta desafíos relacionados con la sostenibilidad de costos y las regulaciones emergentes. Navarrete señaló en el marco de FES Colombia que, «es un momento de disparidad de muchas cantidades de módulos y para tener un portafolio muy amplio no es muy eficiente, es decir, nuestras líneas de producción se tienen que sacrificar para poder tener muchas cantidades de módulos, muchos tipos de módulos. Esto lamentablemente impacta mucho a la eficiencia de producción y al final esto va a impactar el precio».
«El entendimiento del mercado y escuchar al mercado y poder tener el módulo que se acopla mejor a distintos tipos de mercado para ser muy eficientes en nuestras líneas de producción», añadió Navarrete.
A futuro, un factor clave a considerar sería el posible impuesto a la exportación de módulos en China, que podría impactar significativamente los costos de los proyectos solares. «Se viene hablando en China de la imposición del impuesto a la exportación, es muy importante que lo tengan en cuenta porque esto puede cambiar de gran manera el LCOE que venimos calculando por el CAPEX de los proyectos», advirtió el director de ventas para Latinoamérica de Astronergy.
La Ley Bases (Ley N° 27.742), sancionada en 2024, incluye en su artículo 161 la creación de un Ente Único de Gas y Electricidad en Argentina. Este nuevo organismo tiene como objetivo centralizar y simplificar la regulación de los servicios de gas y electricidad, fusionando las funciones que antes estaban divididas entre la ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) y el ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad).
La regulación de gas y electricidad, que acompañó la privatización de ambos sectores en los años 90 en Argentina, se basó en gran parte en la regulación energética de la época en el Reino Unido.
Dicha regulación evolucionó en el Reino Unido a lo largo del tiempo y sería oportuno para los reguladores argentinos analizar la experiencia del ente regulador británico, el Ofgem (“Office of Gas and Electricity Markets”), ente único de gas y electricidad en funcionamiento desde hace varias décadas y la nueva regulación del sistema energético desarrollada por el Reino Unido.
En este trabajo se presentan alguno de los aspectos destacados de la organización y la regulación del Ofgem que podrían ser especialmente analizados en relación con la creación y funcionamiento del nuevo organismo regulador de Argentina. A los efectos de tener en cuenta las diferencias y similitudes físicas entre ambos sistemas, se describen brevemente en primer lugar algunos datos característicos de los sistemas de gas y electricidad de Gran Bretaña y Argentina.
Similitudes y diferencias de ambos países
La población de Argentina (46.5 millones de habitantes) es aproximadamente el 70% de la de Gran Bretaña (67 millones). Una diferencia fundamental entre ambos países consiste en la superficie territorial. Argentina con 2.8 millones de km2 es 12 veces más grande que GB (0.23 millones de km2). Esto implica una diferencia sustancial en la longitud de las redes troncales de gas y electricidad, el costo de transporte y la diversidad y espacio de recursos naturales disponibles, especialmente en gas natural, energía eólica y energía solar. A continuación, se describen brevemente las similitudes y diferencia de los sistemas de gas y electricidad de Argentina y de Gran Bretaña.
Electricidad
En las Fig. 1 y Fig. 2, se muestran las matrices de electricidad de ambos países. Mientras que Gran Bretaña, con una demanda de electricidad anual decreciente, tuvo en el 4° trimestre del 2022 una demanda interna de 77.3 TWh, la demanda interna de Argentina en el 2° trimestre de 2024 fue de 35.1 TWh, es decir aproximadamente el 45% de la demanda de Gran Bretaña.
También la cantidad de usuarios de electricidad conectados a la red en ambos países siguen aproximadamente esa proporción: existen alrededor de 30 millones de usuarios en Gran Bretaña y unos 15 millones en Argentina (de los cuales 5.8 millones, casi el 40% del total están concentrados en Buenos Aires y alrededores como clientes de las dos distribuidoras eléctricas con regulación nacional, Edenor y Edesur). En el resto del país existen más de 20 distribuidoras provinciales y del orden de 100 cooperativas eléctricas, todas ellas bajo regulación provincial.
En cuanto a la participación por fuente en la generación eléctrica, la proporción de gas natural, energías renovables (hidro, eólica y solar) y energía nuclear es similar en ambos países (del orden del 40%, 38% y el 10% respectivamente). Sin embargo, es muy distinta la distribución de las energías renovables.
Mientras que en Gran Bretaña la energía eólica y solar representan el 36% de la oferta, en Argentina solo cubren el 14% siendo el restante 22% energía hidráulica. Esto demostraría que la Argentina está subutilizando sus enormes recursos de bajo costo en energía solar y eólica debido a la falta de transporte eléctrico y al todavía elevado costo de capital.
También se notan diferencias sustanciales en la forma de cubrir la estacionalidad. Mientras que en Gran Bretaña la demanda de electricidad tiene una marcada estacionalidad que es absorbida por la energía eólica y solar, en Argentina la estacionalidad se refleja en la demanda de gas natural y se cubre mediante la sustitución del gas natural, consumido por los residenciales en el invierno, por gas oil y fuel oil.
Gas natural
La demanda interna de gas natural en 2022 de Gran Bretaña y Argentina fue de 197 MMm3/d y 128 MMm3/d respectivamente (la demanda argentina fue el 65% de la de Gran Bretaña). En ambos países, 1/3 del gas natural se utiliza para generar electricidad (Fig. 3). Las demandas de usuarios residenciales e industriales (uso energético incluido) representaron el 32% y el 20% de la demanda en Gran Bretaña, mientras que el 24% y el 32% de la demanda en Argentina corresponde a la demanda residencial e industrial respectivamente.
Respecto del número de usuarios, mientras que Gran Bretaña tiene 24.3 millones de usuarios conectados a la red de gas natural (aproximadamente el 80% de los usuarios de electricidad), en Argentina la cantidad de usuarios conectados a la red de gas natural es de 9 millones de usuarios (el 60 % de los usuarios conectados a la red eléctrica, ya que una importante cantidad de usuarios utilizan GLP).
En cuanto a la producción de gas natural, mientras que la producción de Gran Bretaña (fundamentalmente off-shore en el Mar del Norte) ha venido declinando en los últimos años siendo de unos 90 MMm3/d en el 2023, la producción de Argentina se encuentra en franco crecimiento como consecuencia del excepcional yacimiento de shale-gas de Vaca Muerta, habiendo alcanzado los 120 MMm3/d en el 2023. Como consecuencia de la evolución reciente (incluyendo la invasión de Ucrania por Rusia), Gran Bretaña depende fuertemente de las importaciones de GNL (70 MMm3/d en el año 2022) para su abastecimiento de gas natural. Por su parte, Argentina espera convertirse en un exportador significativo de gas natural a los países vecinos y de GNL al mercado internacional en los próximos años.
Organización y recursos del ente regulador
Uno de los riesgos de la creación de un Ente Único de gas y electricidad es crear la nueva estructura simplemente como yuxtaposición de las dos organizaciones existentes unificando solamente las áreas de legales, administración e informática. Esa forma de organización no aprovecha las ventajas de la interacción de los conocimientos y la problemática de ambos sistemas fuertemente relacionados en cualquier sistema y, especialmente, en el sistema argentino donde ante la falta de almacenamientos de gas natural, la demanda residencial de invierno se resuelve mediante el cambio de combustible de las centrales térmicas de gas natural a gas oil y fuel oil como se muestra en la Fig. 4.
De acuerdo con el organigrama del ENARGAS1 (Fig. 5), el organismo tiene 13 gerencias dependientes del interventor (General, Secretaría del Directorio, Transmisión, Despacho de gas, Distribución y GNC, Protección del Usuario, Regional Delegaciones, Innovación Tecnológica, Administración, Desempeño y Economía, Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, TIC) más la Unidad de Auditoría Interna, 726 empleados y un presupuesto ejecutado en el año 2023 de 64.8 MMUSD 2.
Por su parte, el ENRE (Fig. 6) tiene 6 áreas dependiente del Interventor (Análisis Regulatorio y Estudios Especiales, Aplicación de Normas Regulatorias, Atención integral de Usuarios, Seguridad Pública y Medio Ambiente, TIC, Seguimiento de Gestión) más la Secretaría del Directorio, la Asesoría Jurídica y la Unidad de Auditoría Interna, 397 empleados y un presupuesto ejecutado en el año 2023 de 16.5 MMUSD 3 .
La organización de Ofgem es completamente distinta (Fig. 7). A diferencia de la organización tradicional del ENRE y el ENARGAS en la Argentina, que dependen fuertemente del Interventor (actualmente) o del Directorio (con los entes normalizados), el organismo regulador de Gran Bretaña descansa en el “board” de Ofgem para la dirección estratégica y la supervisión general de la organización. Esta junta tiene el mandato de asegurar que Ofgem cumpla con su función reguladora de manera independiente y eficaz.
A diferencia de los Directorios del ENARGAS y el ENRE (todos ellos miembros “ejecutivos” según la definición del regulador británico), el “board” de Ofgem cuenta con miembros “ejecutivos” y “no-ejecutivos” que difieren en sus roles, responsabilidades y funciones de gobernanza dentro de la organización. Las principales diferencias son las siguientes:
Operativo vs. Gobernanza: los miembros “ejecutivos” participan en la gestión de la organización y la toma de decisiones, mientras que los miembros “no ejecutivos” se centran en la gobernanza y la supervisión.
Responsabilidad: Los “ejecutivos” son responsables de las operaciones diarias y del cumplimiento de los objetivos de Ofgem, mientras que los “no ejecutivos” exigen que los ejecutivos rindan cuentas y garantizan que la organización se gestione adecuadamente.
Independencia: Se espera que los miembros “no ejecutivos” sean independientes del equipo “ejecutivo” y aporten una perspectiva objetiva y externa a la toma de decisiones.
Ejemplos: Los miembros “ejecutivos” son el presidente, los directores y otros gerentes con responsabilidad por la operación de la organización. Los directores “no ejecutivos” pueden provenir de varios sectores externos al ente regulador (abogados, empresarios, expertos en energía, académicos, finanzas, derechos de los usuarios o en políticas públicas).
Es decir, que existe un control estratégico de los Entes Reguladores por un “board” de figuras destacadas del sector energético, intentando mitigar los riesgos de la “captura del regulador” por parte de las empresas reguladas.
El Ofgem cuenta con 1340 empleados (la suma de Enargas y Enre es de 726 +397 = 1123 empleados). Los gastos administrativos sin contar los programas especiales alcanzan los 160 MMUSD 4(la suma del Enargas y Enre es de 64.8 + 16.5 = 81.3 MMUSD).
Otra característica esencial del Ofgem es que las distintas direcciones del organismo no se dividen por sectores de gas y electricidad sino que trabajan ambos sectores en forma conjunta, como por ejemplo la Dirección de Mercados de Gas y Electricidad, la Dirección de Regulación de Redes de Gas y Electricidad, la Dirección de Energía Sostenible y Descarbonización, la Dirección de Política y Estrategia, la Dirección de protección al consumidor, la Dirección de evaluación económica y tarifas y la Dirección de Asuntos Legales, etc.
Teniendo en cuenta que en la Argentina los reguladores de gas y electricidad han funcionado con poca o nula interacción, la experiencia en el tratamiento conjunto de ambas regulaciones del Ofgem resultaría de suma importancia para el diseño y la implementación del Ente Único en Argentina.
El objetivo principal de la unificación de los entes no es, o no debería ser, la reducción de costos sino ampliar el conocimiento integral en los funcionarios y el personal de dos sectores fuertemente interrelacionados que han sido históricamente disgregados, el desarrollo de regulaciones que incentiven la inversión privada optimizada en ambos sistemas y la búsqueda de soluciones conjuntas para la mejora del medio ambiente, la transición energética y la accesibilidad de toda la población a un abastecimiento energético seguro y confiable.
Circuito de resoluciones y audiencias. Reemplazo de la audiencia pública por un sistema de consultas
En Gran Bretaña, el Ofgem ha hecho un cambio importante en la manera en que se lleva a cabo la consulta y participación pública en sus decisiones regulatorias. La audiencia pública tradicional ha sido reemplazada en gran medida por un sistema de consultas escritas. Este cambio responde a la necesidad de hacer el proceso más accesible, transparente y eficiente en un contexto moderno de gobernanza.
El cambio de Ofgem hacia un sistema de consultas escritas en lugar de audiencias públicas refleja una modernización de los procesos regulatorios, adaptándose a las demandas de eficiencia, inclusión y flexibilidad del mundo actual. Aunque esta metodología tiene ventajas claras, como un acceso más amplio y un proceso más eficiente, también requiere que Ofgem asegure que los mecanismos de participación sean accesibles para todos los interesados y que se mantenga la calidad de la interacción y el debate sobre temas clave.
También en este aspecto, la experiencia del Ofgem puede ser muy valiosa para la nueva regulación del Ente Único en Argentina. Un análisis del funcionamiento del sistema de consultas en Gran Bretaña, incluyendo algunos ejemplos. La evaluación de las ventajas y desventajas detectadas en la aplicación del sistema serían de gran utilidad para el rediseño del sistema de audiencias públicas del sistema energético que en Argentina ha demostrado no pocos problemas y debilidades.
En muchos casos, las audiencias públicas fueron calificadas como una mera formalidad, dado el carácter discursivo de muchas intervenciones dirigidas a su propia audiencia, sin aportar datos concretos significativos que pudieran ser tomados por los Entes para la revisión de las propuestas técnicas presentadas. En la opinión de no pocos actores del sistema, un sistema de consultas y propuestas escritas, las discusiones subsiguientes y la explicación detallada de las resoluciones, podría ser una mejora significativa sobre el sistema de audiencias públicas actual. La forma de instrumentación del sistema de audiencias públicas, con una gran cantidad de presentaciones cortas (en muchos casos con más contenido político que técnico), dificultó también la participación y discusión por parte de expertos independientes y académicos en los temas presentados.
El aporte de la experiencia del Ofgem en el reemplazo de las audiencias públicas por un sistema de consultas, podría evitar estos u otros tipos de errores o desnaturalizaciones para la instrumentación de un sistema más eficaz de participación y observación y control ciudadana de las decisiones del nuevo ente regulador.
Innovación: medidores inteligentes, generación distribuida y movilidad eléctrica
Mientras que en Argentina la instalación de medidores inteligentes prácticamente aún no ha comenzado, Gran Bretaña, a partir de un programa diseñado en el año 2011, lleva instalado a fines del 2023 unos 28 millones de medidores inteligentes en viviendas y pequeños comercios (aproximadamente el 85% del total de usuarios). El estudio de la experiencia de Gran Bretaña en los planes de instalación, financiamiento y tecnología de medidores inteligentes puede ser de gran relevancia para su implementación en Argentina.
Mientras que la presencia significativa de la generación distribuida y la movilidad eléctrica tampoco se ha iniciado en Argentina, su planificación y desarrollo en Europa y en Gran Bretaña se encuentra actualmente en un estado relativamente avanzado. En la Fig. 8 se muestra esquemáticamente el rol de los mercados con flexibilidad distribuida de acuerdo con información del Ofgem. El aumento de la disponibilidad de energía eólica y solar no despachada y el enorme incremento de la demanda de electricidad por su uso en automóviles y calefacción en Gran Bretaña cambiarán drásticamente las características del despacho eléctrico. La flexibilidad es esencial en el futuro para contar con un sistema eléctrico de bajo costo, para lo cual se requiere desarrollar la infraestructura que permita mantener el sistema seguro y resiliente.
La consideración del camino recorrido por Gran Bretaña en estos temas permitiría anticipar un desarrollo armónico y previsible de los grandes cambios que ocurrirán en el sistema eléctrico argentino en los próximos años.
Aplicación del sistema tarifario de transporte “Entry-exit” de Gran Bretaña a la red natural troncal de la Argentina
Luego de 25 años de cambios físicos en el abastecimiento de gas natural en Argentina (introducción del GNL, desaparición de las importaciones de Bolivia y disminución al mínimo de la producción en la cuenca Norte, irrupción del gas de Vaca Muerta llevando a la cuenca neuquina a concentrar el 80% de la producción de gas natural del país), el sistema regulatorio y tarifario de transporte en Argentina ha quedado completamente desactualizado.
Recientemente el ENARGAS ha mencionado la intensión de reemplazar el sistema tarifario de transporte de gas actual en Argentina, basado en tarifas por zonas (es decir, por distancias), por el sistema “entry-exit” utilizado en Gran Bretaña desde hace ya varios años. Ambos sistemas tienen como función la asignación de los costos de transporte.
En los sistemas por zonas, la tarifa de transporte se basa en la relación media existente entre volúmenes de capacidad de transporte y distancia (m3/km), es decir la tarifa se determina por tramo en base a la distancia entre punto de entrada y punto de salida del gas. En un sistema de entrada-salida, por su parte, se requiere un mecanismo de asignación de costos a una localización específica, por ejemplo un punto de salida del gasoducto, sin conocer de antemano desde que punto de entrada fluye el gas a ese punto de salida.
La llamada tarifa postal (es decir tarifa única para todo el sistema) es un caso extremo de sistema de entrada-salida con zona única como punto de entrada y de salida. De esa manera, los usuarios que transportan gas a grandes distancias se ven relativamente favorecidos en los sistemas postales en relación con los sistemas con tarifas por distancias.
Las tarifas entrada-salida tienden a tener un impacto intermedio en relación con la distancia entre la tarifa postal y la tarifa por distancia. La experiencia británica en esta modalidad tarifaria puede ser de gran ayuda en el proceso de modelización de distintas alternativas adaptadas a las particularidades y diferencias en el sistema argentino, en la aplicación del sistema con tarifas diferenciadas para los mercados internos y de exportación, en la incorporación del factor de carga y en la comprensión y simplificación de algunas propuestas de aplicación del sistema de entrada-salida presentadas para su aplicación en Argentina.
Aplicación en argentina de la actual regulación británica, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Output)
En la década del 90, se produjo la privatización y desregulación del sistema argentino de gas y electricidad siguiendo la regulación británica ocurrida pocos años antes. En particular, Argentina adoptó el sistema por incentivos “RPI-X” o “Price cap” introducido por Gran Bretaña en 1990.
El desarrollo posterior en el sistema británico conocido como RIIO, considerado actualmente el sistema regulatorio basado en el desempeño más desarrollado en el mundo, fue introducido en Gran Bretaña en 2013. Por el contrario, en Argentina una consecuencia de la profunda crisis económica del 2001 fue el apartamiento del sistema regulatorio vigente en gas y electricidad que fue reemplazado por un conjunto de resoluciones y decretos que desnaturalizaron el sistema original y que todavía actualmente constituyen un sistema desadaptado y relativamente incoherente.
Ante la necesidad de modernizar significativamente la regulación, una opción que Argentina podría evaluar es la modernización del sistema regulatorio en base al RIIO, cuyo propósito es recompensar utilidades a partir del cumplimiento de objetivos.
Como se muestra en la Fig. 9, el nombre RIIO proviene de las siglas en inglés (Revenue, Incentives, Innovation y Outputs – Ingresos, Incentivos, Innovación y Resultados). Conceptualmente significa que los ingresos de las empresas reguladas provienen de: a) incentivos para que la empresa presente planes de negocios ambiciosos para la mejora de su eficiencia y sus servicios, b) financiamiento para la innovación, planes piloto y ensayos de nuevas tecnologías y c) la recuperación de sus costos operativos y remuneración de su base tarifaria como ocurre actualmente en la regulación tradicional.
Régimen de incentivos para la inversión privada en los sistemas de gas y electricidad
Como se muestra en la Fig. 10, Gran Bretaña prevé un enorme crecimiento de su infraestructura eléctrica en los próximos años. Para el 2035, dentro de solo 10 años, prevé incrementos del 400% en la generación eólica y solar, 600% de incremento en conexiones al sistema y en la capacidad de almacenamiento eléctrico, 600% de aumento en la red de trasmisión y distribución eléctrica. Para ello, Gran Bretaña está estudiando un marco regulatorio de “Inversión Estratégica Acelerada en Transmisión” por valor de más de 25,000 MMUSD en redes troncales y de 30,000 MMUSD en redes de distribución, con un impacto significativo en las tarifas asociadas.
Por su parte, Argentina también requiere significativas inversiones en su red de transporte troncal de electricidad para la introducción de energías renovables y la eliminación de cuellos de botella en el gran Buenos Aires. Las mayores distancias en el sistema argentino significan una dificultad y un costo adicional. También las redes de distribución de electricidad deberán recibir inversiones significativas en el corto plazo para evitar los cortes del servicio, especialmente durante el verano.
La experiencia de Gran Bretaña para la planificación de estas inversiones, su optimización y formas de financiamiento por parte de la inversión privada podrían contribuir a resolver esta problemática en la Argentina.
Ofgem y la influencia de la agenda del “Net zero” de emisiones
La organización del Ofgem está diseñada para garantizar que la regulación de los mercados de energía en Gran Bretaña se lleve a cabo de manera efectiva, transparente y en beneficio de los consumidores, y al mismo tiempo y en forma prioritaria, para apoyar la transición hacia un sistema energético de bajas emisiones de carbono.
En la Fig. 11 se muestra el compromiso del Reino Unido para alcanzar “net zero” en el 2050. Este compromiso incluye la decisión estratégica de utilizar hidrógeno para la calefacción residencial (2026), la instalación de 600,000 bombas de calor por año (2028), la prohibición de la venta de nuevos autos a combustibles fósiles (2030), la incorporación de 55 GW de energía eólica off-shore (2030), la producción de 10 GW de hidrógeno de bajas emisiones (2030), la prohibición de calderas a gas (2035) y la instalación de 70 GW de energía solar (2035). Con estas y otras medidas, se espera alcanzar la meta “net zero” en el Reino Unido en el 2050.
Si bien Argentina no se ha propuesto metas tan ambiciosas, la preparación de una normativa asociada a la transición energética será un requerimiento que Argentina deberá cumplir en el futuro para su admisión a la OCDE, tal cual ha solicitado y reafirmado recientemente el gobierno actual.
También el conocimiento y la adaptación a la regulación británica y europea es especialmente necesaria en Argentina para la producción y exportación de productos de hidrógeno verde, ya que Argentina es considerada un actor significativo en el futuro mercado global de productos de hidrógeno y combustibles sintéticos, particularmente para el mercado europeo.
Recientemente el gobierno británico ha establecido regulaciones adicionales e incentivos financieros para la producción y utilización del hidrógeno, así como para la construcción de nuevas plantas de digestión anaeróbicas destinadas a la incorporación de biometano a la red de gas natural. El Ofgem, a su vez, ha desarrollado regulaciones para facilitar la incorporación del “gas verde” y el hidrógeno a la red de gas natural. En Argentina, actualmente el ENARGAS está incentivando la introducción del biometano en la red de gas natural considerando especialmente el potencial agropecuario para la generación de biogás de la Argentina, y su posterior conversión a biometano. El análisis de la experiencia británica y europea ayudaría a acortar los tiempos de implementación por parte del nuevo Ente Regulador de las medidas necesarias para el desarrollo de estas actividades.
Conclusiones y recomendaciones
La regulación argentina de gas y electricidad tiene sus orígenes en la regulación británica de los años 90. Una consecuencia de la profunda crisis económica del 2001 fue el apartamiento del sistema regulatorio vigente en gas y electricidad que fue reemplazado por un conjunto de resoluciones y decretos que desnaturalizaron el sistema original.
La Ley Bases y otras complementarias del nuevo gobierno argentino constituyen una oportunidad para modernizar el sistema argentino de gas y electricidad. De lo analizado en este informe se desprende que existen varios aspectos donde la experiencia de Ofgem en las reformas regulatorias producidas en Gran Bretaña en la segunda década del siglo XXI serían de gran utilidad para la Argentina. En este sentido, se recomienda analizar especialmente al menos, los siguientes aspectos:
Organización del nuevo Ente Único de gas y electricidad en Argentina. La ley Bases en su artículo 161, establece la creación de un Ente Único de gas y electricidad, tal cual tiene Gran Bretaña desde hace muchísimos años. La tendencia a formar el nuevo Ente simplemente como una yustaposción de los anteriores debe ser evitada dada la necesidad de ampliar el conocimiento integral en los funcionarios y el personal de dos sectores fuertemente interrelacionados y que han sido históricamente disgregados. Una mirada a la gobernanza del Ofgem puede ayudar a una mejor conformación, organización y control del nuevo ente regulador en Argentina.
Reemplazo de la Audiencia Pública por un sistema de Consultas. Como también ha ocurrido en otros países, el sistema de Audiencias Públicas en del sistema energético que en Argentina ha demostrado no pocos problemas y debilidades. Hace ya varios años que el Ofgem ha reemplazado las audiencias públicas por un sistema de consultas. Este sistema podría ser adaptado por el nuevo Ente Único a la Argentina, para alcanzar un sistema más eficaz de participación y observación ciudadana de las decisiones regulatorias.
Innovación: Medidores inteligentes, generación distribuida y movilidad eléctrica. Mientras que en Argentina la incorporación de medidores inteligentes, la generación distribuida y la movilidad eléctrica se encuentran prácticamente en un estado embrionario, Gran Bretaña ha realizado avances notables en la última década. La experiencia de Gran Bretaña y otros países europeos en los planes de instalación, financiamiento y tecnología puede ser de gran relevancia para la implementación de estos avances en Argentina.
Aplicación del sistema tarifario de transporte “entry-exit” de Gran Bretaña a la red de gas natural troncal de la Argentina. Recientemente el ENARGAS ha mencionado la intensión de reemplazar el sistema tarifario de transporte de gas actual en Argentina, basado en tarifas por zonas (es decir, por distancias), por el sistema “entry-exit” utilizado en Gran Bretaña desde hace ya varios años. Ambos sistemas tienen como función la asignación de los costos de transporte. La experiencia británica en esta modalidad tarifaria pude ser de gran ayuda en el proceso de modelización de distintas alternativas adaptadas a las particularidades y diferencias en el sistema argentino, en la aplicación del sistema con tarifas diferenciadas para los mercados internos y de exportación, en la incorporación del factor de carga, y en la comprensión y simplificación de algunas propuestas de aplicación del sistema de entrada-salida presentadas para su aplicación en Argentina.
Posible aplicación en Argentina de la actual regulación británica, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Output). Ante la necesidad de modernizar significativamente la regulación, una opción que Argentina podría evaluar es la modernización del sistema regulatorio en base al RIIO, cuyo propósito es recompensar utilidades a partir del cumplimiento de objetivos. Por sus siglas en inglés (RIIO – Ingresos, Incentivos, Innovación y Resultados) significa conceptualmente que los ingresos de las empresas reguladas provienen de: a) incentivos para que la empresa presente planes de negocios ambiciosos para la mejora de su eficiencia y sus servicios, b) financiamiento para la innovación, planes piloto y ensayos de nuevas tecnologías y c) la recuperación de sus costos operativos y remuneración de su base tarifaria como ocurre actualmente en la regulación tradicional.
Admisión de Argentina a la OCDE y Transición Energética. El Reino Unido tiene un ambicioso programa para alcanzar el “net-zero” en el 2050. El nuevo Ente Único deberá preparar la normativa asociada a la transición energética, lo cual será un requerimiento que Argentina deberá cumplir para su admisión a la OCDE, tal cual ha solicitado recientemente el gobierno actual. También el conocimiento y la adaptación a la regulación británica y europea es especialmente necesaria en Argentina para la producción y exportación de productos de hidrógeno verde, ya que Argentina es considerada un actor significativo en el futuro mercado global de productos de hidrógeno y combustibles sintéticos, particularmente para el mercado europeo. El desarrollo del biometano y su incorporación a la red de gas natural estará también entre las regulaciones que deberá implementar el nuevo ente regulador de Argentina.
(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA / Presidente del Ceare – UBA
Nota: Las opiniones vertidas en este trabajo solo responden al autor y no necesariamente reflejan las del Ofgem, las autoridades nacionales o los editores.
Calculado en base a los datos en pesos de la ejecución presupuestaria 2023 del Informe Anual 2023 del ENARGAS y el dólar oficial del Banco Central promedio anual del año 2023 (293 $/USD). ︎
Calculado en base a los datos en pesos de la ejecución presupuestaria 2023 del Informe Anual del ENRE y el dólar oficial del Banco Central promedio anual del año 2023 (293 $/USD). ︎
Tanto los datos de personal como los gastos administrativos fueron obtenidos de “Ofgem – Annual Report and Accounts 2022-23” considerando 1.26 USD/libra esterlina. ︎
La demanda de energía eléctrica subió en noviembre 0,2 % interanual, y alcanzó los 11.064,9 GWh a nivel nacional, en comparación con el mismo mes del año 2023. Se trata del sexto ascenso del año 2024, pese a que en 11 meses se registra una baja acumulada de -0,3 %, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.
En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una caída en la demanda de – 0,3 %; y, en todo el país descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras los industriales aumentaron levemente.
DATOS DE NOVIEMBRE 2024
En noviembre de 2024 la demanda neta total del MEM fue de 11.064,9 GWh; mientras que en el mismo mes del 2023 había sido de 11.040,7 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,2 por ciento.
En noviembre, existió un crecimiento intermensual del 3,6 % respecto de octubre de 2024, cuando alcanzó los 10.678,8 GWh, uno de los tres meses con menor consumo de energía en el año.
Además, se registró una potencia máxima de 22.856 MW, el 15 de noviembre de 2024 a las 15:29, lejos del récord histórico de 29.653 MW, registrado en febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de noviembre, representó el 44 % del total país, con una caída de -0,4 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial descendió apenas -0,2 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó un 27 %, con una suba en el mes del orden del 1,5 por ciento, aproximadamente.
EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2024): 6 meses de baja, (diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, – 7 %; y septiembre de 2024, -6,6 %) y 6 meses de suba (febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; y noviembre de 2024, 0,2 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -1,2 por ciento.
Además, los registros anteriores muestran que el consumo de diciembre de 2023 llegó a los 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio, 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; agosto, 12.171,4 GWh; septiembre, 10.237,1 GWh; octubre, 10.678,8 GWh: y noviembre de 2024 alcanzó los 11.064,9 GWh.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en noviembre, fueron 20 las provincias y/o empresas que registraron descensos: Jujuy (- 14 %), Tucumán y Salta (-7 %), San Luis y EDELAP (-4 %), Santiago del Estero (-3 %), Catamarca y EDEA (-2 %), Córdoba, Chaco, Entre Ríos, Formosa y Mendoza, La Pampa, Río Negro, Santa Cruz, Santa Fe y EDES (-1 %), entre otros.
Por su parte, 6 provincias presentaron ascensos en el consumo: Misiones (41 %), Chubut (17 %), Neuquén ( 9 %), Corrientes (6 %), San Juan (3 %) y EDEN (1 %). En tanto, La Rioja mantuvo el mismo nivel de demanda que igual mes del año anterior.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 % del consumo total del país, registraron un descenso conjunto de -0,3 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -0,4 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió un -0,2 por ciento.
TEMPERATURA Al considerar las temperaturas, el mes de noviembre de 2024 fue más caluroso en comparación con noviembre de 2023. La temperatura media fue de 22.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 21.2 °C, y la histórica es de 20.4 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En noviembre último la generación hidráulica se ubicó en los 2.648 GWh, lo que representa una variación del -30 % respecto a 2023.
La potencia instalada es de 43.148 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 37 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.
Así, en noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 51,35 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 22,75 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron 3,45 % y las generadoras de fuentes alternativas 19,33 % del total. Por otra parte, la importación representó el 3,12 % de la demanda satisfecha.
El gobierno convocará entre fines de este mes y comienzos de febrero a las audiencias públicas para avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de gas natural y electricidad. Si bien los cuadros tarifarios que surjan del proceso que están llevando adelante los entes reguladores se conocerá recién a fines de marzo, fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, indicaron que en ninguno de los casos el impacto del aumento en la boleta final que pagan los usuarios residenciales llegará al 10 por ciento. Para algunas distribuidoras gasíferas, incluso, la suba en la factura podría ser menor. En función de la política anti-inflacionaria que lleva adelante el Ministerio de Economía conducido por Luis ‘Toto’ Caputo, el incremento en las facturas que entrará en vigencia el 1º de abril de 2025 —tanto las de Edenor y Edesur, las únicas dos distribuidoras eléctricas que están bajo jurisdicción nacional, como la de todas las distribuidoras gasíferas, como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras— se expresará en un dígito. La suba incluirá la actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), el costo de transporte, el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y los impuestos correspondientes. Los empresarios ya dejaron en claro que buscan avanzar con la RQT no tanto por el ajuste de tarifas pendiente sino para poder tener una previsibilidad a cinco años que les permita planificar sus inversiones. “Hay que sacarse el miedo del tarifazo. No hace falta un tarifazo. Hay que acompañar la inflación y, por lo tanto, hay que hacerlo lo antes posible. Hay que sacarse de encima el tema para tener proyección y poder hacer los planes de inversión a cinco años”, aseguró José Luis Manzano, presidente de Integra Holding, en el Energy Day organizado por EconoJournal a comienzos de diciembre.
Los aumentos que surjan de la RQT entrarán en vigencia a partir de abril.
En etapas
Las fuentes oficiales consultadas anticiparon, inclusive, que al final de la revisión podrá haber algunas empresas que presenten subas en sus cuadros tarifarios del orden del 3%, mientras que para otras esa proporción oscilará en torno a un 8% o un 9 por ciento. En el caso de las cifras más cercanas al 10% fijado como tope, se buscará desagregar los aumentos en distintas etapas aún no estipuladas. Además del ajuste que venga de la mano de la RQT, el gobierno seguirá autorizando incrementos mensuales en línea con la inflación para evitar que las tarifas se atrasen. Esos incrementos dependerán de la evolución general de los precios. Por ejemplo, ahora en enero la suba en las boletas de Edesur y Edenor será de 1,6% con un incremento del 4% en el VAD que reciben las distribuidoras. También queda pendiente el cambio en la política de subsidios que anticipó el gobierno, lo que podría derivar en incrementos mayores para quienes pierdan el beneficio. Todavía no hay precisiones, pero la intención oficial es que haya una tarifa social para los usuarios que necesiten la ayuda del Estado y el resto pague la tarifa plena. En la actualidad, en el caso de la electricidad, de los 16 millones de usuarios, unos 9,5 millones reciben subsidios, cerca del 60%. Entre los que reciben subsidios, 3,2 millones son Nivel 3 (clase media) y 6,2 millones son Nivel 2 (clase baja). Es de esperar que los N2 sigan subsidiados, aunque el esquema cambie, mientras que entre los N3 habrá quienes pierdan el subsidio y quienes queden contemplados dentro de la tarifa social.
Las empresas interesadas en exportargas natural licuado (GNL) argentinoaEuropa comenzaron a prestar atención a las derivaciones de una flamante directivaeuropeaen materia de ambiente y derechos humanos que regirá sobre todas las actividades económicas. La directiva establece que todas las empresas deberán notificar omedir las emisiones de nivel 3, forzando a los importadores de energía a conseguir información de las productoras de gas y petróleo que les abastecen. El tema ya generó una fuerte advertencia de Qatar, uno de los principales abastecedores de GNL.
La Unión Europea aprobó a mediados de 2024 la directiva de Diligencia Debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD por sus siglas en inglés). La medida, que deberá ser integrada a la legislación nacional de cada uno de los Estados miembros de la unión antes de julio de 2026, entrará en funcionamiento de forma escalonada e introducirá requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operen dentro de esta.
Específicamente, la directiva alcanzará a todas las empresas fuera de la Unión Europea que generen un «volumen de negocios neto en la Unión» de cómo mínimo de 450 millones de euros en cada año fiscal. Las empresas podrían recibir multas de hasta el 5% de sus ingresos anuales globales si no abordan los impactos adversos sobre los derechos humanos o el medio ambiente.
Presión sobre los importadores
La nueva normativa supondrá un gran desafío para la comercialización de hidrocarburos como el GNL en la Unión Europea. La forma en que los Estados adoptarán la normativa en sus legislaciones esta en plena discusión, aunque la principal responsabilidad recaería sobre los importadores en Europa.
«Lo que esta en discusión es que esa obligación se la van a poner a los importadores, que en general son las terminales de regasificación que están allá«, señaló a EconoJournal un directivo de una operadora involucrada en un proyecto de GNL en la Argentina.
Las emisiones de alcance 3 son una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control. Por ejemplo, en el caso de una empresa dueña de terminales de regasificación, deberá tener información sobre las emisiones generadas en el upstream, en la licuefacción y en el transporte del producto por barco.
«La obligación va a ser al importador, eso es lo que se esta discutiendo sobre todo, y los importadores están preocupados porque no tienen los mecanismos o las herramientas para lograrlo«, explicó el directivo al tanto de la discusión sobre la normativa. «De qué manera puedo trackear esto para atrás, sea en el shipping, sea en la licuefacción en origen, en el transporte por gasoducto y upstream de la denominación de origen. Es lo que se preguntan porque no hay ningún sistema que lo certifique ni obligación sobre los vendedores a hacer estas mediciones», añadió.
La advertencia de Qatar
La nueva exigencia fue rechazada de plano por Qatar, el segundo país suministrador de GNL a Europa luego de Estados Unidos. El ministro de Energía de Qatar, Saad Sherida al-Kaabi, advirtió que cesará las exportaciones de gas natural a la Unión Europea si los países del bloque imponen sanciones en virtud de esta directiva.
«Si pierdo el cinco por ciento de mis ingresos abasteciendo a Europa, no abasteceré a Europa«, dijo el ministro al Financial Times. «No estoy mintiendo», añadió. Al-Kaabi, que también es director ejecutivo de QatarEnergy, dijo que la directiva sería inviable para empresas como QatarEnergy.
Desde el punto de vista de los importadores, los requisitos serían más difíciles de cumplir en lo que respecta al fluido importado desde EE.UU. «Los importadores en Europa estan más preocupados por Estados Unidos que por Qatar porque debe ser más dificil de lograr esto», concluyó la fuente.
Los primeros siete proyectos presentados de manera oficial en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ya superan los US$ 8.000 millones de dólares, con apenas dos meses de entrada en vigencia de la normativa que genera mayores expectativas para 2025. La resolución 1074 «Prepárense porque se viene una tremenda oleada de dólares», afirmó el presidente Javier Milei en su exposición en la clausura del 60º Coloquio de IDEA, el 18 de octubre último en Mar del Plata. Allí el mandatario anticipó los efectos de la reglamentación del RIGI, que tuvo lugar el 22 de octubre pasado, a partir […]
En 2024 BHP anunció su vuelta oficial al país con Josemaría y se sumó a Glencore y Rio Tinto. Durante el año que ahora finaliza, San Juan se consolidó como la provincia donde más gigantes de la industria minera decidieron invertir. En total tiene a las tres operadoras más grandes del mundo participando en proyectos en exploración avanzada. Se trata de BHP, que fue la última en aterrizar en los yacimientos Josemaría y Filo del Sol. Antes ya estaban Glencore, que está explorando El Pachón, y Rio Tinto que participa tanto en Los Azules como en Altar. En todos los […]
El proyecto, presentado por PCR y ArcelorMittal Acindar, se suma al Regimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) y abastecere de energía a las plantas industriales de Acindar. Con esta iniciativa, las inversiones anunciadas bajo el RIGI alcanzan los USD 12.000 millones, con un fuerte enfoque en energía renovables y el desarrollo de Vaca Muerta. El Gobierno Nacional suma un nuevo proyecto al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI), con el anuncio de un parque eólico en Olavarría que representará una inversión de USD 255 millones. La iniciativa, presentada por las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar, prevé […]
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La Legislatura de Río Negro aprobó por unanimidad el segundo acuerdo de prórroga hidrocarburífera impulsado por el Gobierno provincial. La medida, que asegura la continuidad operativa del área Estación Fernández Oro (EFO) en Allen, es clave para la producción energética provincial, ya que este bloque aporta el 30% del gas y el 7% del petróleo en Río Negro.
La secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, expresó su satisfacción por el resultado: “Este acuerdo es un logro fundamental para la provincia. Haber alcanzado la aprobación unánime refleja el compromiso de nuestros legisladores y legisladoras con el desarrollo energético sostenible”.
El área EFO, anteriormente operada por YPF y ahora en manos de empresas del Grupo Quintana, cuenta con un plan de inversiones de 92 millones de dólares para la próxima década que busca maximizar la recuperación de hidrocarburos, garantizar la sostenibilidad ambiental y fortalecer la economía provincial.
Confini destacó también la importancia estratégica de este bloque para la matriz energética: “Estamos hablando de un área de alto impacto no sólo en términos de producción, sino también en generación de empleo y en el fortalecimiento de nuestras políticas energéticas. Este acuerdo asegura que Río Negro mantenga los estándares de calidad y cuidado ambiental que exigimos a todas las operadoras”.
Esta sanción se suma al primer acuerdo alcanzado entre el Gobierno provincial y la empresa VISTA por las áreas 25 de Mayo-Medanito SE, Entre Lomas y Jagüel de los Machos, que también fue aprobado por unanimidad por la Legislatura rionegrina.
El ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunció que ingresó al RIGI un proyecto de construcción de un nuevo parque eólico en Olavarría.
El parque eólico en Olavarría producirá 180MW en una primera etapa, se ubicará sobre el camino a Muñoz con 102 aerogeneradores. Así lo habían anunciado ambas empresas en noviembre pasado. La energía producida servirá para abastecer a las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en Argentina.
Nuevo RIGI presentado. Parque eólico en Olavarría de 180MW por USD 255 millones. Los accionistas son PCR y Acindar.
Hasta el momento, las empresas ya anunciaron nueve proyectos que ingresarán para adherir al RIGI, por un total de USD 11.720 millones. Con la iniciativa de PCR y Acindar se llega a casi USD 12.000 millones. El 90% de ese monto está concentrado en iniciativas para impulsar el desarrollo del petróleo y el gas natural de Vaca Muerta, principalmente, y en el sector de minería. También se sumaron las energías renovables y la siderurgia.
El esquema de incentivos fiscales y cambiarios que impulsó el presidente Javier Milei tendrá sus primeros desarrollos en las provincias de Río Negro, Salta, Mendoza, Catamarca, San Juan y Buenos Aires. El Gobierno espera que en los próximos días se sumen más iniciativas al RIGI.
Las estimaciones oficiales, detalladas en las últimas semanas en documentos presentados por funcionarios ante inversores internacionales consignaban que podrían recibirse proyectos por USD 54.000 millones de los cuales USD 30.000 millones estarían relacionados con el sector energético.
El petróleo de Vaca Muerta, uno de los recursos más significativos de la Cuenca Neuquina, marca un hito histórico al llegar por primera vez al mercado indio. Este envío inicial, confirmado por fuentes asiáticas, consta de 1 millón de barriles de crudo liviano, un paso crucial para la diversificación de los destinos de exportación del petróleo argentino.
La noticia fue difundida por el medio indio The Economic Times, que detalló que la compra fue realizada por Bharat Petroleum Corp Ltd (BPCL), una empresa estatal india, en colaboración con la trader internacional Mercuria. Este cargamento representa una oportunidad estratégica para la India, ya que busca diversificar sus fuentes de petróleo para optimizar su capacidad de refinación.
El crudo exportado, conocido comercialmente como Medanito, tiene características comparables al petróleo West Texas Intermediate (WTI) de los Estados Unidos. Su bajo contenido de azufre y su ligereza son factores clave que hacen atractivo este petróleo en el mercado indio, donde se probará por primera vez en refinerías locales para evaluar su rendimiento.
Del millón de barriles exportados, aproximadamente 500.000 corresponden a la producción de Vista, la empresa liderada por Miguel Galuccio. Este movimiento también destaca la consolidación de Vista como uno de los principales actores en la exportación de petróleo de Vaca Muerta.
La estatal india BPCL, que planea ampliar significativamente la capacidad de refinación de sus plantas, será un socio estratégico para el petróleo de Vaca Muerta. Entre los planes de expansión, se destacan aumentos en la capacidad de las refinerías de Kochi, Mumbai y Bina, con un incremento proyectado de más de 9 millones de toneladas anuales para 2028.
El interés en el crudo argentino también radica en su precio competitivo frente a otros proveedores como Estados Unidos, lo que lo posiciona favorablemente en el mercado asiático. Este primer envío a la India será un ensayo para determinar si el petróleo argentino puede integrarse de manera sostenible en la matriz energética de ese país.
A pesar de ser la primera exportación hacia la India, el petróleo de Vaca Muerta ya ha comenzado a abrirse camino en otros mercados de Asia-Pacífico. En octubre de este año, se exportaron 420.000 barriles a Australia, demostrando que la región ofrece un potencial significativo para las exportaciones argentinas.
La apertura de este nuevo mercado llega en un momento clave para el sector petrolero argentino, que se prepara para incrementar sus exportaciones gracias a la futura puesta en marcha del oleoducto y puerto rionegrino Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Este desarrollo permitirá aumentar la capacidad logística y facilitará el acceso a mercados globales de mayor envergadura.
La demanda de petróleo en la India se presenta como un escenario prometedor, especialmente en un contexto donde se proyecta que su consumo crecerá durante los próximos 15 años, a diferencia de China, que avanza en la electrificación vehicular. Esto convierte a la India en un mercado de gran interés para los productores de combustibles fósiles.
Para la Argentina, el ingreso al mercado indio no solo significa diversificación, sino también un reconocimiento de la calidad de su petróleo. El bajo contenido de azufre y la competitividad del precio hacen que el crudo argentino tenga un atractivo único frente a otros competidores internacionales.
Este hito también resalta el papel estratégico de Vaca Muerta como motor de crecimiento para las exportaciones argentinas. Con una producción en constante aumento y una demanda internacional que crece, el desarrollo de nuevos mercados como la India es esencial para maximizar el potencial económico del yacimiento.
En un año donde las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta alcanzaron los 3.000 millones de dólares, este nuevo avance demuestra que las posibilidades de crecimiento son amplias. La industria petrolera argentina se posiciona como un jugador clave en el escenario energético global.
El envío a la India es más que un logro logístico; representa una puerta abierta hacia nuevas oportunidades para el sector energético argentino. Si las pruebas en las refinerías indias resultan exitosas, se espera que la relación comercial entre ambos países se fortalezca, dando lugar a futuros acuerdos.
Con esta exportación histórica, la Argentina demuestra su capacidad para competir en mercados exigentes y su compromiso con la expansión de Vaca Muerta como un pilar de desarrollo económico y energético.
La provincia de Buenos Aires rechazó la propuesta del ministro de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina, Federico Sturzenegger, que habilita el autodespacho de combustibles en estaciones de servicio.
La decisión pone un freno al gobierno nacional que pretende reglamente el autodespacho poniendo en riesgo70 mil puestos de trabajo en todo el país.
Cabe destacar que la Legislatura Bonaerense aprobó en el 2006 la Ley 13.623 que en enero de 2007 fue promulgada por el Poder Ejecutivo que en ese momento estaba a cargo de Felipe Solá. Se trata de una norma muy breve que prohíbe expresamente en todo el territorio provincial el funcionamiento de surtidores que sean operados por el consumidor por por personal ajeno a las estaciones de servicio.
Esta reglamentación, que rige para combustibles líquidos y gaseosos, sigue vigente. También aclara que todas las estaciones de servicio “deberán estar atendidas por personal, especialmente capacitado”. De lo contrario, “serán sancionadas con la clausura preventiva del establecimiento”.
En los últimos días, legisladores libertarios presentaron un proyecto para de modificar el artículo 1 de la norma que prohíbe estas acciones a nivel provincial y que el propio Correa se encargó de defender junto a los sindicatos. Se trata de un proyecto presentado por la ex senadora del PRO y actual integrante de La Libertad Avanza, Daniela Reich, que buscar ser condescendiente con la idea del ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, que hoy responde a Javier Milei.
Con el marco legal vigente, el ministro de Trabajo de la provincia de Buenos Aires, Walter Correa, recibió a dirigentes gremiales del sindicato de obreros de estaciones de servicio (SOESGYPE). Justamente, el encuentro sirvió para analizar la desregulación del despacho de combustibles anunciada por Sturzenegger que preocupa a los sindicalistas.
Según Correa, la decisión del gobernador bonaerense, Axel Kicillof, es “hacer respetar la ley 13.623 que prohíbe la operación de surtidores de combustibles por parte del cliente o de personal ajeno a la tarea de expendio”. El ministro de la cartera laboral explicó que el posicionamiento busca “proteger el empleo, la salud y la seguridad de las y los trabajadores”.
Sturzenegger, adelantó a principios de diciembre que la Casa Rosada ya tiene redactado un decreto para habilitar en todo el país el autodespacho de combustibles en estaciones de servicio. El servicio se habilitaría de 19 a 6 de la mañana y estaría respaldado por medios de pago electrónicos, supervisado por personal capacitado que permanecería en las estaciones para brindar asistencia.
Por su parte, la Federación de Entidades de Combustibles, a través de su presidente Juan Carlos Basílico, también manifestó su rechazo a la medida, argumentando que el expendio de combustibles implica riesgos que solo personal especializado puede manejar adecuadamente.
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