El organismo regulador rechazó el recurso de reposición de Cox Energía contra anterior Resolución que denegó solicitud de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, reemplazo de proyecto, autorización de suministro de respaldo temporal, apertura de procedimiento de revisión de precio y, subsidiariamente, terminación anticipada por fuerza mayor.
Adicionalmente, la CNE respondió a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que estas solicitaran ante la Comisión el término anticipado de los contratos de Copihue Energía.
Contrato Cox Energía
La CNE emitió la Resolución Exenta N°576, de 30 de octubre de 2024, que rechaza el recurso de reposición interpuesto por la empresa Cox Energía SpA, adjudicataria de la Licitación 2017/01 por 140 GWh al año, en contra de la Resolución Exenta CNE N°401/2024, que deniega solicitudes de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, de reemplazo de proyecto, de autorización de suministro de respaldo temporal, de apertura de procedimiento de revisión de precio de contrato y, subsidiariamente, en caso de denegarse lo anterior, de terminación anticipada de contrato por fuerza mayor.
En el análisis de la reposición la CNE señala que los eventos alegados por el suministrador como fuerza mayor, y que justificarían las pretensiones de este último, no tienen dicho carácter. En consecuencia, la CNE, haciendo un análisis pormenorizado de los antecedentes de hecho y de derecho esgrimidos por el suministrador, ha estimado que corresponde la denegación de lo solicitado por este.
Es relevante indicar que, respecto del procedimiento de revisión de precios establecido en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos, la resolución emitida por la CNE ha sido enfática en señalar que el derecho de solicitar su activación no puede ser ejercido por un suministrador que se encuentra incumpliendo su obligación de suministro desde el 1 de enero de 2024.
Con el pronunciamiento de la CNE y no existiendo recursos pendientes de resolución, corresponderá que las empresas distribuidoras soliciten el término anticipado del contrato por incumplimiento de las obligaciones del mismo.
Contrato Copihue Energía
Mediante Oficio Ordinario N°756, de 2024, la Comisión Nacional de Energía comunicó a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que éstas solicitaran la aprobación del término anticipado de los contratos de Copihue Energía, adjudicataria de la Licitación 2015/01 por 286 GWh al año y filial del Grupo Mainstream Renewable Power Chile.
Lo anterior, por cuanto dichas empresas habían comunicado a la CNE el incumplimiento por parte de la empresa generadora, solicitando pronunciamiento respecto del término anticipado del contrato.
Este caso comenzó en junio del año pasado, cuando la empresa generadora informó al Coordinador Eléctrico Nacional que se veía imposibilitada de cumplir sus obligaciones de pago resultantes de los balances que elabora dicho ente, por lo que este último dispuso el cobro de la garantía entregada por Copihue Energía para participar en el Mercado de Corto Plazo, suspendiendo a la empresa de esta instancia, fecha desde la cual se encuentra en incumplimiento de la obligación contractual de suministro con las empresas distribuidoras.
Con la respuesta de la CNE, se espera que las empresas distribuidoras inicien formalmente el proceso de término anticipado del contrato con Copihue Energía.
Cabe señalar que, a la fecha, las empresas distribuidoras ejecutaron las respectivas garantías de fiel cumplimiento de los contratos, por un total de UF 85.801.
Contrato Energía Renovable Verano Tres
Por su parte, el pronunciamiento de la CNE a un requerimiento presentado por Empresas Eléctricas A.G. señaló que se configuraban también las condiciones para el término anticipado del contrato de Energía Renovable Verano Tres, adjudicataria de 540 GWh al año en la Licitación 2017/01, por los mismos motivos de incumplimiento de proporcionar el suministro según los términos del contrato.
De esta manera, dicho contrato también se encontraría próximamente en condiciones de aprobarse su término anticipado, una vez sea ingresada a la CNE la solicitud por parte de las empresas distribuidoras.
Situación Parque Eólico San Andrés
Adicionalmente, cabe señalar que previamente, en agosto del presente año, la CNE aprobó el término anticipado del contrato del suministrador Parque Eólico San Andrés, adjudicatario de la Licitación 2021/01 con 273 GWh-año e inicio de suministro en 2026, de conformidad a lo establecido en el artículo 135 ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Dicha disposición legal habilita al suministrador a solicitar el término de contrato en caso de que, por causas inimputables al suministrador, su proyecto de generación enfrente condiciones que le tornaran inviable su construcción.
Efecto en tarifas
El efecto del término de los contratos de Copihue Energía, Energía Renovable Verano Tres y Cox Energía, en una cuenta eléctrica residencial tipo representa un alza de aproximadamente 1,1%, debido a que tales contratos contaban con un precio menor al promedio de los contratos vigentes. No obstante, puesto que los suministradores de dichos contratos ya se encontraban incumpliendo con su obligación de suministro, siendo cubiertos por los restantes contratos, el efecto en tarifa ya se encontraba en la práctica siendo trasladado a los clientes por medio de reliquidaciones del precio de la energía, en particular, en la contabilización de saldos del mecanismo de estabilización de precios.
Los mencionados contratos tienen involucradas boletas de garantía previamente presentadas por un monto total aproximado de 22.800 millones de pesos, las cuales van en beneficios de los clientes regulados, por medio de descuentos en la cuenta de electricidad, en caso de ser cobradas por término anticipado del contrato por incumplimiento contractual.
Ciudad de México, Octubre de 2024 – El Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), una de las instituciones más respetadas en el ámbito de la energía solar en México, ha publicado su informe anual sobre la industria de generación solar distribuida. Este reporte, basado en una muestra representativa de 46,000 contratos activos hasta julio de 2024, ofrece un análisis confiable y detallado del mercado mexicano, proporcionando datos fundamentales para la toma de decisiones informadas en el sector.
En esta edición, Growatt se destacó como la marca líder en el mercado mexicano de inversores solares. Según el reporte, Growatt ocupa el primer lugar en la categoría «Top of Mind», que refleja qué marca piensan los consumidores primero cuando se les pregunta por los mejores inversores solares, con una participación del 33.33%. Además, en términos de «Share of Mind», que mide cuántos consumidores conocen la marca cuando se les menciona, Growatt alcanzó un 88%, consolidándose como la opción preferida en el mercado.
El éxito de Growatt en México es un claro reflejo de su compromiso con la innovación, la calidad y el servicio al cliente. Los inversores de Growatt han sido reconocidos no solo por su eficiencia y fiabilidad, sino también por ofrecer el mejor servicio postventa, lo que ha fortalecido la confianza de los usuarios en sus productos. Este posicionamiento muestra el esfuerzo constante de Growatt por entender y satisfacer las necesidades específicas del mercado mexicano, destacándose como un aliado estratégico en la transición hacia energías renovables.
Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, expresó: “México y el mercado latinoamericano en general son de gran importancia para nosotros. Estamos comprometidos en proporcionar soluciones de energía limpia y accesible que ayuden a las comunidades a aprovechar el poder del sol. Seguiremos invirtiendo en innovación y en mejorar nuestros servicios para ofrecer a nuestros clientes en esta región los mejores productos y la atención que merecen. Nuestro objetivo es apoyar el crecimiento de la generación distribuida y contribuir al desarrollo sustentable en América Latina”.
Growatt reafirma su compromiso con el mercado mexicano y latinoamericano, impulsando la adopción de energía solar a través de soluciones tecnológicas avanzadas y un enfoque centrado en el cliente.
Estableciendo un nuevo estándar para la industria del almacenamiento energético global, Trina Storage se convirtió en la primera empresa del rubro en obtener la primera certificación UL Verified Mark del mundo por el rendimiento térmico de sus contenedores de almacenamiento de energía refrigerados por líquido, emitida por UL Solutions, la autoridad de certificación de seguridad reconocida mundialmente. Este galardón destaca la capacidad de innovación de la unidad de almacenamiento del gigante chino Trinasolar y el reconocimiento mundial de la calidad en su portafolio de productos en el sector.
UL Solutions realizó pruebas exhaustivas en los contenedores refrigerados por líquido de Trina Storage, evaluando factores como la precisión del control de temperatura, la eficiencia del intercambio de calor, la estabilidad del sistema y la durabilidad. Los contenedores bajo el dominio de Trinasolar sobresalieron en todas las pruebas, mostrando una eficiencia y estabilidad excepcionales incluso en condiciones extremas.
Al aprovechar la tecnología de refrigeración líquida de vanguardia, se descubrió que los contenedores refrigerados por líquido Elementa gestionan eficazmente la generación de calor durante las operaciones de almacenamiento de energía, lo que garantiza un rendimiento estable y seguro de la batería para proyectos a gran escala en diversas condiciones y locaciones.
En términos de implementación tecnológica, la unidad especializada en BESS integra características de diseño avanzadas en su producto estrella, Elementa 2, que incluyen enfriadores multimodales, estructuras de transferencia y conducción de calor, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura.
Los sensores de temperatura NTC (coeficiente de temperatura negativo, en español) están estratégicamente ubicados en toda la superficie de la celda de la batería, lo que garantiza una monitorización de temperatura completa y precisa. Durante la verificación del rendimiento del control de temperatura, las temperaturas de la superficie de la batería se monitorizaron durante las fases de carga, descarga y reposo. La monitorización en tiempo real de estos procesos reveló una variación de temperatura inferior a 2,5 °C, lo que permite lograr una temperatura de compartimento constante y la estabilidad térmica del sistema.
Además, se observó que la tecnología de gestión térmica demostró un rendimiento excepcional en la uniformidad del flujo de la tubería y la consistencia de la placa de refrigeración líquida, y todos los resultados de las pruebas cumplieron con los estándares de diseño. En comparación con los métodos de refrigeración tradicionales, la estrategia de gestión térmica de la unidad de negocios de Trinasolar extiende el ciclo de vida de las celdas en un 10 %, lo que proporciona una sólida garantía para la estabilidad a largo plazo de los sistemas de almacenamiento de energía.
La certificación “Verified Mark” (Marca Verificada, en español) otorgada por primera vez en el mundo a Trina Storage se concedió después de los estrictos procesos de prueba y verificación de UL Solutions, lo que garantiza la autenticidad y fiabilidad del rendimiento del control de temperatura de los contenedores refrigerados por líquido diseñados por Trinasolar.
Al respecto, Vicente Walker, gerente de desarrollo de negocios de Trina Storage de Latinoamérica y el Caribe, señala: “Trina Storage prioriza la innovación tecnológica y la fiabilidad de los productos, con múltiples productos certificados por UL. Esta última verificación del rendimiento del control de temperatura subraya aún más nuestra experiencia y dedicación por mantener altos estándares en la tecnología de almacenamiento que día a día seguimos innovando”.
En 2024, Trinasolar ubicó una sede de negocios de Trina Storage en Chile, con el fin de abrir más puertas en el mercado del almacenamiento energético de Latinoamérica y el Caribe. Actualmente, la unidad se ha posicionado como un líder regional y mundial en productos y soluciones de almacenamiento de energía, dedicándose a transformar la forma en que se proporciona energía y a ofrecer soluciones de almacenamiento de energía compartidas a escala de red, proyectos de carga integradas de almacenamiento solar y parques industriales con cero emisiones netas, entre otros.
En el futuro, Trina Storage continuará adhiriéndose a una filosofía de desarrollo impulsada por la innovación, explorando y desarrollando constantemente soluciones de almacenamiento de energía más eficientes.
En los últimos meses, el mercado eléctrico mayorista (MEM) se ha consolidado como una opción viable para empresas que buscan reducir sus costos de energía eléctrica. La quita de subsidios a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs) ha convertido al MEM en una oportunidad atractiva para obtener ahorros.
Por este motivo, hemos realizado un análisis comparativo entre la situación de un GUDI y la de un Gran Usuario del MEM (GUMA/GUME) en tres distribuidoras: EDESUR, EDENOR y EPE Santa Fe. Este análisis se basó en un usuario con tarifa de Media Tensión y potencia mayor o igual a 300 KW, específicamente un usuario con una potencia contratada de 1200 kW y un consumo promedio mensual de 600.000 kWh. Los resultados fueron los siguientes:
Los resultados muestran que una migración al MEM puede representar ahorros significativos, especialmente en los conceptos de potencia adquirida e impuestos provincialesno recuperables.
El ahorro en potencia adquirida se debe a que, en el MEM, la tarifa para este cargo es casi 10 veces menor que la tarifa para un usuario GUDI. En cuanto a los impuestos provinciales, el ahorro se debe a que, al migrar al MEM, la base imponible sobre la cual se calculan los impuestos se reduce: mientras que los usuarios GUDI pagan impuestos sobre energía y distribución, los usuarios GUMA/GUME solo pagan impuestos sobre la distribución. Esta situación esta bajo el paraguas de la justicia y veremos si se mantiene o cambia en los próximos meses.
En resumen, en todos los casos analizados se obtienen ahorros alrededor del 10% de la facturación GUDI en el contexto actual
Es importante destacar que la oportunidad de reducción de costos actual se debe a la implementación de la RES. 976/23, en vigor desde febrero de este año. Esta resolución impuso un cargo extra a los GUDIs, basado en la diferencia entre el costo de la energía en el MEM y el precio que paga un GUDI a la distribuidora, eliminando así el subsidio en la energía de los GUDIs e igualando los costos de la energía en ambas alternativas.
Una vez en el MEM, el usuario también puede potenciar los ahorros contratando Energía Renovable o Energía PLUS (en caso de que el usuario posea energía excedente), lo cual no es posible para los usuarios GUDI en el mercado actual.
La propuesta de Energía PLUS permite al usuario obtener un descuento del 5% sobre el valor de la energía respecto del precio monómico de CAMMESA. Los contratos pueden ser fijos o variables, pero, en definitiva, el ahorro ronda el 5%.
Por su parte, con una propuesta de Energía Renovable, cuyo precio en la coyuntura actual ronda los 62 USD/MWh fijos más un promedio de 8,5 USD/MWh de cargos, se lograría un ahorro de entre un 3% y 4%, teniendo en cuenta que el precio monómico de CAMMESA se encuentra en promedio anual en 73 USD/MWh. Esta propuesta, además, colabora con el medioambiente y con los objetivos de sustentabilidad de las empresas.
Por último, cabe destacar que este análisis puede variar según la distribuidora, y cada usuario requiere un estudio particular para determinar los ahorros potenciales. En algunas provincias, como Salta, los ahorros son incluso mayores a los mostrados en este análisis.
Las instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, FMO, FinDev y Proparco, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de U$S 100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.
Actúa como organizador principal FMO, de los Países Bajos, que aportó U$S 30 millones, en tanto que FinDev Canadá, institución canadiense de financiación del desarrollo, y Proparco, filial del Grupo Agence Française de Développement (Grupo AFD), aportaron como prestamistas a esta operación U$S 40 y U$S 30 millones, respectivamente.
Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.
Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), abasteciendo a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.
Genneia se ha asegurado un financiamiento de U$S 100 millones a diez años gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, de quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segundo préstamo, y Proparco, en su primera alianza con la compañía.
Este respaldo refleja el compromiso de estos bancos con el desarrollo sostenible, alineándose con los proyectos solares de Genneia y su contribución a la transición hacia una matriz energética limpia y renovable, se indicó.
Con motivo de la firma del acuerdo se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas, y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad.
Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia.
Asimismo, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.
Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, expresó: “Estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo Genneia, mediante financiamiento sostenido, y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, aportando a la transición energética renovable de Argentina”.
Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá, afirmó “Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables”. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación “añadió.
Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, dijo: “En Proparco estamos encantados de apoyar a Genneia, un actor líder en Argentina comprometido con la transición ecológica del país, junto a FMO y FinDev Canada”.
“Contribuir a aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta”.
“Esta transacción, que fortalece la presencia de Proparco en el sector de energías renovables en Argentina, también es una oportunidad para reforzar la cooperación de Proparco con FMO y FinDev Canada”. agregó.
Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia”.
“El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina”, agregó.
El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.
El 2X Challenge se alinea con el compromiso de Genneia de fortalecer sus prácticas de inclusión de género, donde la igualdad de oportunidades se erige como uno de sus objetivos principales. A través de esta sinergia, la compañía no solo reafirma su compromiso con la equidad, sino que también contribuye a crear un entorno más inclusivo y sostenible, se destacó.
Las tecnologías bajas en carbono suministran en la actualidad un 42% más de energía primaria (32 exajulios) que en 2015, el año del Acuerdo de París, principalmente gracias a factores impulsados por la oferta. No obstante, la demanda de hidrocarburos también creció en 31 exajulios durante este periodo. Frente a este escenario, un nuevo estudio de la consultora Boston Consulting Group (BCG), titulado Turbocharging the Energy Transition by Boosting Customer Demand: Shifting from Should to Want, advierte que abordar tanto la demanda como la oferta, colocando al cliente en el centro de las nuevas soluciones de energía sostenible, podría acelerar significativamente la transición energética.
El análisis plantea que las transiciones centradas en el cliente pueden avanzar entre dos y cinco veces más rápido que las impulsadas exclusivamente por la oferta, y tener, a su vez, un impacto más duradero.
Impacto
El estudio revela que las transiciones centradas en los usuarios pueden tener un impacto en tres sectores clave: los edificios residenciales y comerciales, incluidos los centros de datos; la mayoría de las áreas del transporte; y la industria. Esto es así porque dichos sectores representan el 60% de la demanda energética global y un tercio de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Al mismo tiempo, se benefician de tecnologías ya escalables, políticas gubernamentales e incentivos establecidos, y cuentan con un camino claro para desarrollar productos y servicios atractivos para los consumidores. Algunos ejemplos de esto son los paneles solares fotovoltaicos en India, los vehículos eléctricos en la Unión Europea y Estados Unidos, y las bombas de calor en Europa, los que podrían reducir las emisiones globales relacionadas con la energía en 1.5 gigatoneladas de CO2 equivalente.
En diálogo con EconoJournal, Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG, analizó el escenario y remarcó que los clientes esperan productos y servicios cada vez más sostenibles, pero que buscan ofertas atractivas que traduzcan su compromiso en acciones. También que, para aprovechar esta demanda, las empresas están creando productos y servicios que no solo son sostenibles, sino que también son competitivos en costos.
—¿Cómo cree que las acciones impulsadas en Estados Unidos o en la Unión Europea se podrían replicar en la Argentina teniendo en cuenta en contexto macroeconómico? ¿Cree que sería posible implementar e incentivar iniciativas similares en el corto plazo?
–El contexto macroeconómico de la Argentina ciertamente influye en la velocidad de adopción de productos y servicios sostenibles, con un punto de partida más rezagado y prioridades orientadas hacia la estabilización económica. Aunque el impulso de una transición energética acelerada no es una prioridad inmediata a nivel gubernamental, el sector privado puede liderar la implementación de soluciones específicas como los paneles solares para hogares, donde los beneficios son más claros, como la estabilización de costos, ventas de excesos de energía y la confiabilidad ante cortes. Si bien la adopción de vehículos eléctricos puede ser más compleja en el corto plazo (aún hay mucho que recorrer en términos de hábitos y desarrollo de infraestructura), avanzar en la generación distribuida a través de incentivos y regulaciones claras sí parece factible en el mediano plazo, aunque con impactos moderados en términos de reducción de emisiones.
—¿Cómo lograr productos y servicios que sean más sostenibles y elegidos, por ello, por los clientes? ¿En qué cree que podrían trabajar las empresas para crearlos y que sean competitivos?
–Las empresas deben profundizar su conocimiento de las necesidades de los clientes y ofrecer productos que no solo sean sostenibles, sino también altamente competitivos en costos y desempeño, apostando a la innovación (desde el producto, la experiencia, los servicios adicionales). Como se observó en el caso de los paneles solares en India, las empresas pueden colaborar entre sí para construir una narrativa sólida en torno a los beneficios de rendimiento y costos. Algunas estrategias clave incluyen:
Enfocarse en el costo total de propiedad (TCO) y ofrecer predictibilidad en precios para mitigar la volatilidad.
Mostrar características que alineen la flexibilidad y resiliencia con las necesidades del cliente.
Facilitar una experiencia de usuario sencilla, con una instalación sin complicaciones y comunicación clara.
Construir marcas ligadas a la sostenibilidad, incrementando los atributos positivos.
La colaboración con el sector público también es crucial para acelerar la competitividad en costos, mediante la creación de un entorno regulatorio que fomente la innovación y la adopción de tecnologías sostenibles.
Países en desarrollo y con dificultades económicas
En el análisis de la consultora se exhibe que en países en desarrollo y con dificultades económicas que afectan a gran parte de la población, como la Argentina, el aumento en la demanda de productos y servicios sostenibles podría tardar más en materializarse, dado que el punto de partida está significativamente más rezagado. A su vez, se señala que para que los consumidores argentinos adopten estas alternativas, es fundamental que las soluciones sostenibles sean competitivas en costos antes de observar un cambio significativo en los hábitos de compra, y que la preocupación por el medio ambiente se traduzca efectivamente en decisiones de consumo.
—¿Cómo se podría aprovechar el potencial que tiene la Argentina en cuanto a recursos para impulsar la transición energética centrada en el cliente y lograr un impacto positivo respecto a reducción de emisiones, de Gases de Efecto Invernadero (GEI)?
–La Argentina tiene un enorme potencial en cuanto a recursos naturales para impulsar una transición energética centrada en el cliente. Mientras que el desarrollo de Vaca Muerta continúa posicionando al país en el ámbito global de la energía (con un rol exportador), también es posible comenzar una adopción gradual de tecnologías más sostenibles, impulsada por marcos regulatorios claros y programas de incentivos para los consumidores. Facilitar el acceso a financiamiento para la compra de productos como paneles solares o vehículos eléctricos, junto con iniciativas educativas y comunicacionales que aumenten la conciencia sobre los beneficios de estas soluciones, puede ayudar que la transición sea más accesible y efectiva.
Pasos a seguir
De Lella advirtió que en el país la penetración de paneles solares en los hogares es muy baja, a pesar del alto potencial y que cambiar esta situación requiere incentivos y políticas regulatorias claras. En ese sentido, destacó que algunos programas (como los de generación distribuida en provincias como Santa Fe y Mendoza), han mostrado avances, aunque es necesario seguir mejorando el acceso a subsidios, facilidades de financiamiento, la posibilidad de vender el excedente de energía a tarifas atractivas, y procesos de permisos más ágiles.
—¿Cómo se podría lograr eso? ¿Qué primeros pasos se deberían dar para impulsar el crecimiento del sector y adopción de este tipo de energías?
–Para mejorar la adopción de paneles solares en Argentina, es necesario trabajar en varios frentes, pero es importante reconocer que los resultados no serán inmediatos. Como se ha visto en casos de éxito de otros países como India, el sector privado debe fomentar el diálogo con el sector público para asegurar la implementación de tarifas atractivas para la venta de excedentes de energía y para simplificar los permisos.
Además, es crucial facilitar el acceso a financiamiento a través de programas específicos. A medida que se estabilice el contexto macroeconómico en el país, el enfoque en políticas públicas de transición energética podrá incrementarse, y existen para ellos muchas herramientas implementadas exitosamente a nivel internacional como precios al carbono, financiamiento o subsidios directos temporales, fijación de metas y estándares, entre otros. Los subsidios, sin embargo, deberían mantenerse solo de manera transitoria, hasta que se alcance una masa crítica de adopción.
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
Esta obra ejecutada por Energía Argentina permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de m3 de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.
De esta manera, Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región.
“Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar. Hemos venido para celebrar una obra de esta envergadura, que empezó y terminó en tiempo récord el gobierno de Milei”, señaló el jefe de Gabinete, Guillermo Francos.
Por su parte, el ministro de Economía destacó: “Desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei, el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado. En febrero de este año, por decisión del Gobierno Nacional, se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán.
En esa línea, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora indicó: “Y cuando hablamos de los números, este gasoducto, hablando desde Córdoba, porque hablar desde Córdoba es, por supuesto, bajarle el nivel, porque este gasoducto representa mucho para el argentino. Mucho más que para Córdoba también. Pero para los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia a veces en esas coyunturas que teníamos, y aparte salir para nosotros de algo que todos sabemos que Bolivia ya no va a ser en un par de años tal vez un proveedor fiable, sino que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, con lo cual podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo con Bolivia, sino con Brasil”.
Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint: “Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.
“Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Energía Argentina (ENARSA); el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF. Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
El Gobierno de Javier Milei formalizó este lunes los nuevos aumentos que sufren las tarifas de luz y gas desde el 1° de noviembre. La electricidad se incrementará 2,5%, mientras que el gas lo hará en 2,7%, según quedó establecido a través del Boletín Oficial.
En ambos casos, las subas estarían por debajo de la inflación esperada con el fin de no meter presión en los precios. Sin embargo, el precio final dependerá de los niveles de consumo de cada caso y de la categoría del usuario.
“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”, reflejan las resoluciones 905/2024 y 906/2024, correspondientes a Edenor y Edesur, respectivamente.
Los documentos, firmados por Darío Arrué, expresan también que “el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6%”.
Todo esto, porque para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, después de postergarla en los meses de mayo, junio y julio, respectivamente.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto Nº 465 de fecha 27 de mayo de 2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se indicó en los considerandos.
En paralelo, se estableció que a partir de las 0 horas del 1 de noviembre de 2024, el valor de la tarifa media asciende a 109,753 $/kWh y se aprobaron las tarifas de usuarios residenciales que se deberán aplicar a los clubes de barrio y del pueblo que integran un listado confeccionado por el Ministerio de Turismo y Deportes, y entidades de bien público.
Suba en el gas
Por su parte, la Resolución 737/2024 del Ente Regulador del Gas aprobó los cuatros tarifarios a aplicar por Metrogas que comenzarán a regir desde este lunes.
El incremento de 2,7% se compone del precio del gas en sí (denominado PIST), que se incrementa a la par del dólar oficial, y los cargos de transporte y distribución (VAD o valor agregado de distribución), que subirán 3,5%.
“Para el caso de que la entrada en vigencia de la presente Resolución se produzca durante el transcurso de un período de facturación, será de aplicación lo dispuesto en el Punto 14 (k) del Reglamento de Servicio de Distribución, aprobado por Decreto N° 2255/92 (T.O. Resolución ENARGAS N° I-4313/17 y sus modificatorias)”, aclaró el documento.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, estableció los precios mínimos de adquisición del biodiesel y del bioetanol para su mezcla obligatoria con combustibles fósiles durante noviembre de 2024, mediante las resoluciones 16/2024 y 17/2024.
Según la Resolución 16/2024, el precio del biodiesel se fijó en $1.023.649 por tonelada. Esta normativa, vigente desde su publicación en el Boletín Oficial, establece un plazo de pago de hasta siete días corridos a partir de la fecha de la factura correspondiente.
Por su parte, la Resolución 17/2024 determinó los precios del bioetanol: $683,305 por litro para el bioetanol a base de caña de azúcar y $626,273 por litro para el de maíz. Ambos precios regirán hasta que sean reemplazados por nuevos valores. El pago de estas operaciones deberá realizarse en un máximo de 30 días corridos desde la emisión de la factura.
Estas medidas buscan ajustar los precios a los costos reales de producción y prevenir distorsiones en los precios del combustible, en línea con la Ley N° 27.640.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación fue sede de la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.
Participaron representantes de esa área en conjunto con Jefatura de Gabinete, CAMMESA, ENRE, las asociaciones ATEERA, AGEERA y AGUEERA y las empresas distribuidoras Edesur y Edenor.
El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano.
Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo.
Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.
De esta manera, el Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda.
La Fundación Encuentro calculó que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas de la época de más calor del año en Argentina, más del doble de lo que estimó el Gobierno de Javier Milei.
De cara a un verano en el que se espera, según el Servicio Meteorológico Nacional, que la provincia de Buenos Aires sea la que más “sufra” el calor, ahora un informe de la fundación vinculada a Sergio Massa aseguró que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas en el inicio del 2025, pero que los problemas se podrían repetir en 2026 y 2027. Cabe destacar que la administración libertaria estimó que el faltante para este verano será de 1.000 MW.
Alcanzar una oferta de “31.771 MW sería un escenario realizable como está el sistema de transmisión hoy pero que no ocurrirá porque los países vecinos tendrán oferta limitada para exportar por probables sequías y altas temperaturas en sus países, a lo que se suma la indisponibilidad de Atucha I hasta 2027”, indicó el informe.
EL VERANO LLEGA CON AJUSTES. Este verano, Argentina enfrentará un grave déficit energético: faltarán 2,500 MW para cubrir la demanda eléctrica proyectada. #Energía#Verano2025#crisisenergetica
En esta misma línea, planteó que “este verano el Gasoducto Néstor Kirchner operará a la mitad de su capacidad disponible por dos motivos”. Pero los problemas, podrían extenderse a los meses de calor de los próximos años: 2026 y 2027.
Como parámetro de análisis, el faltante de 2.500 MW para cubrir el pico equivale al consumo promedio de 3.125.000 hogares de cualquier parte del país en la franja horario de alto consumo en verano de 14 horas a 24 horas durante olas de calor. Aunque también podría ser el equivalente al 100% del consumo total de potencia declarada por los Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (todo tipo de industrias, shoppings, aeropuertos, mineras, etcétera), que compran directo a CAMMESA.
Por un lado, el informe señaló que “cuando se realizó la masiva instalación de parques eólicos y solares entre 2016 y 2019 mediante la monetización de contratos muy rentables no se previeron y realizaron las obras de transmisión (líneas eléctricas y estaciones transformadoras) lo que impide actualmente evacuar sin restricciones toda la potencia disponible del sistema a la vez, con lo cual como la energía eólica y solar no se puede almacenar entonces hay que despacharla y se restringe el despacho de la potencia térmica y el resto disponible.
En segundo punto indicaron que “el Gobierno actual de Milei anuló la adjudicación de 3.000 MW térmicos a gas natural del Programa TERCONF adjudicados en noviembre 2023 de los cuales una parte hubiese ingresado durante este verano y el resto antes de junio de 2025. Esta potencia se iba a instalar directamente en los puntos críticos del sistema a los que por las restricciones comentadas del sistema de transmisión no se puede llegar actualmente con más energía”.
En ese sentido, Encuentro afirmó que “al momento de la asunción de Milei los 3.000 MW estaban adjudicados listos para firmar contratos y se preveía una parte ingresar en los próximos meses y el resto antes de junio de 2025. La gestión de Milei anuló la licitación” y eso termina influyendo de manera directa en la cantidad de energía disponible para el verano.
“Esta decisión no solo afecta este próximo verano porque una buena parte de los 2.500 MW que faltarán para cubrir el pico podrían haber sido abastecidos sino que al día de hoy no hay licitación de nueva potencia térmica ni de obras de transmisión (líneas y estaciones transformadoras), por lo que se verán afectados también los veranos 2026 y 2027”, agregó la organización
Una comitiva liderada por el embajador de la Unión Europea (UE) en la Argentina, Amador Sanchez Rico, visitó las instalaciones del megaproyecto de cobreLos Azules en la provincia de San Juan. También participó Rodrigo Perez Graciano, director General del Grupo Stellantis en Argentina, la automotriz que acaba de aumentar su participación del 14,2% al 19,4% en McEwen Copper, la empresa que desarrolla el proyecto.
El embajador de la UE expresó: “venimos a explorar, analizar y seguir profundizando sobre posibles inversiones europeas en un material estratégico como es el cobre. En este caso, venimos a conocer Los Azules, que tiene además una participación europea del conglomerado Stellantis y venimos a eso: a conocer qué es lo que Argentina tiene para ofrecer a la Unión Europea”.
Los Azules fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence (2022). Tiene un valor presente neto (VPN) después de impuestos de US$ 2.700 millones, una vida útil de casi 30 años y está ubicado cerca de la frontera con Chile.
Visita
La comitiva recorrió las instalaciones de la mina “para conocer de primera mano el avance del proyecto y su potencial para posicionarse como un actor clave en la transición energética global”, informó McEwen.
Del recorrido por Los Azules participaron también la jefa de Cooperación de la UE, Ilse Monique Alberta Cougé, y el asesor de la UE, Juan Eduardo Barrera. Los recibieron el VP de McEwen Copper y Gerente General del proyecto de cobre, Michael Meding, el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, y el secretario de Gestión Ambiental y Control Minero, Roberto Moreno.
“Estamos ante una oportunidad única para Argentina, no solo para fortalecer la industria minera, sino para contribuir al abastecimiento de cobre necesario para la transición energética”, afirmó Michael Meding durante el encuentro.
Recorrieron la zona de mayor mineralización y el área destinada al leach pad (plataforma de lixiviación), “donde recibieron información detallada sobre la planificación y la capacidad productiva del yacimiento”.
“Los Azules no solo será el primer proyecto en producir cátodos de cobre en Argentina, sino que también tiene el compromiso de operar con una huella hídrica reducida y alcanzar la neutralidad de carbono para 2038”, subrayó McEwen Copper.
Los Azules, considerado uno de los proyectos de cobre más importantes del mundo, tendrá un rol central en el crecimiento de la industria nacional. “Con una producción proyectada de 175.000 toneladas de cobre por año, el proyecto no solo cubrirá parte de la creciente demanda local, sino que también contribuirá al mercado global, donde la electromovilidad y el sector automotriz demandarán volúmenes crecientes del metal para 2035”, afirmó la minera.
Los recursos hidrocarburíferos hallados a lo largo del territorio argentino han generado, con el correr del tiempo, diversos beneficios para la Nación, sus industrias y el bienestar y confort de la vida de sus habitantes. Su disponibilidad y aprovechamiento han contribuido decisivamente en el desarrollo de las distintas economías regionales.
La actividad hidrocarburífera genera diversos impactos o afectaciones territoriales, económicas, sociales, geopolíticas y ambientales en las distintas regiones productivas de la República Argentina que pueden ser positivas o negativas en función de su resultado. Uno de estos impactos es la influencia, progreso y desarrollo socio económico regional a partir de la propia actividad extractiva.
Gracias a dicha actividad, se produce en el territorio la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y el impulso de la actividad económica motorizada por los altos ingresos salariales de los trabajadores respecto de la media y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Dicha generación de ingresos representa una inyección de masa de dinero en las regiones que impacta de forma positiva a nivel nacional, provincial, social, económico y geopolítico.
Por su parte, cuando aumenta la captura de renta petrolera de las empresas a través de un precio alto respecto de su costo, ello conlleva a un aumento de producción. Dicho aumento genera nuevos puestos de trabajo que demandan mayor infraestructura, bienes y servicios generando así la llegada de nuevos comercios y empresas de servicios. Así, aumenta el número de habitantes en la región.
También, suministra un recurso energético esencial para el desarrollo integral de la Argentina, pudiendo incluso generar exportaciones que permitan el ingreso de divisas en caso de que haya excedentes respecto del abastecimiento interno.
Diversidad productiva regional
Ahora bien, la diversidad productiva regional en la Argentina es un factor que incide en la influencia, progreso y desarrollo que generan las explotaciones hidrocarburíferas en su territorio. Esto hace que los escenarios de desarrollo regional sean diferentes según la diversidad productiva que exista.
Se debe diferenciar entonces entre aquellas localidades que teniendo históricamente una economía reducida, de pronto experimentan un crecimiento en su actividad económica por la explotación hidrocarburífera, como es el caso de Añelo en la provincia de Neuquén, y las que ya contaban con una actividad productiva importante, como es el caso de Allen, en la provincia de Río Negro, que previamente a dicha explotación tenía una significativa producción agrícola de frutales en la economía del Alto Valle del Río Negro. Ambas localidades se encuentran ubicadas en la cuenca Neuquina y están emplazadas sobre Vaca Muerta.
Lucas Panno, abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.
En ambos supuestos, la llegada de la actividad hidrocarburífera revoluciona el territorio provincial generando un movimiento socio económico repentino que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad petrolera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas hidrocarburíferas. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas, cloacas, etc.).
También, son afectadas la infraestructura y prestación de servicios en estas localidades ya que se ven saturadas si no se realiza una adecuación en forma previa. Por su parte, hay un impacto positivo para las provincias productoras debido a que, como consecuencia de la mayor producción, perciben mayores ingresos por cobro de impuestos.
Impacto de la actividad hidrocarburífera
Ese boom socioeconómico regional generado a partir de la actividad hidrocarburífera puede impactar económica y culturalmente en la vida de los habitantes locales, debido a la mayor intensidad de actividades económicas que comienzan a desarrollarse en el territorio y la gran inmigración de personas con nuevas costumbres y aspiraciones socioeconómicas. Esta situación puede perjudicar el desarrollo de algunas actividades preexistentes al punto de llevarlas al borde de la desaparición. Tal es el caso de la trashumancia en algunas regiones de la provincia de Neuquén y la fruticultura en las chacras del Alto Valle del Río Negro en el entorno de Allen.
La demanda incrementada por la inmigración de trabajadores y sus familias rápidamente supera la oferta de bienes y servicios existentes, lo que genera tensión y estrés no sólo para los recién llegados sino también, y, sobre todo, para los pobladores locales. Por lo general esta situación no potencia otras actividades económicas además de la propia actividad hidrocarburífera, generando una sobrecarga en la infraestructura y servicios existentes. Frente a esta situación, estos grupos poblacionales se vuelven dependientes de una o algunas de las actividades económicas regionales de las cuales la principal es la hidrocarburífera.
Esta dependencia vuelve a las regiones más vulnerables frente a escenarios de reducción o cierre de operaciones de empresas petroleras en sus territorios. En cambio, la diversidad productiva permite que estas se sostengan en base al ingreso económico y crecimiento social que generen otras actividades productivas.
Puede suceder también que el desarrollo de nuevas actividades productivas se vea condicionado frente a la rentabilidad de la propia actividad hidrocarburífera por lo que su inicio y posterior desarrollo muchas veces no es del todo apetecible ni tentador. En otras palabras, dado que la actividad extractiva genera buenos ingresos para los obreros petrolíferos y también para las empresas de servicios, resulta un verdadero desafío la proliferación de otras actividades distintas teniendo en cuenta que los ingresos no son equivalentes.
Desarrollo regional
En virtud de la situación planteada, se considera que las explotaciones hidrocarburíferas deben ser un punto de partida a la hora de hablar de influencia, progreso y desarrollo regional que permita a las regiones de la Argentina nutrirse y desarrollarse con diversas fases productivas. Así no se volverán vulnerables frente a eventuales escenarios de cierre de operaciones ya que no dependerán exclusivamente de dicha actividad extractiva. Un ejemplo de esta situación son los denominados “pueblos fantasmas”. Son territorios en los cuales en un comienzo hubo un boom en el desarrollo poblacional producto de la llegada de la actividad hidrocarburífera y se volvieron tan dependientes de dicha actividad que frente a su cierre quedaron despoblados.
Para mejorar esta situación, el desarrollo regional no debe depender únicamente de la actividad hidcrocarburífera sino que, sobre la base de esta, debe generar nuevos y distintos polos de desarrollo económico y productivo. La dependencia de una sola actividad como la petrolera vuelve a los grupos poblacionales más vulnerables frente a eventuales cierres parciales o totales de operaciones. Frente a esta cuestión y para que no se dé el fenómeno conocido como “pueblo fantasma”, lo recomendable es fomentar la diversidad productiva regional, tanto de las localidades de producción hidrocarburífera como de las localidades cercanas.
Esta diversidad productiva debe profundizarse y ampliarse para potenciar los beneficios económicos derivados de la explotación petrolera. Se considera que el desarrollo debe consistir en diversificar la matriz productiva regional en lugar de centrarse en los ingresos por regalías que tienen un determinado tope, ya que estos dependen significativamente del precio que el Estado Nacional les fije al gas y al petróleo en el marco de su competencia. Por su parte, para motivar el desarrollo regional debe propenderse a alentar inversiones para la explotación hidrocarburífera en el territorio argentino, como así también a la instalación y prestación de bienes y servicios de todo tipo. Para ello, es esencial que existan un plan y políticas gubernamentales uniformes junto con un escenario de confianza sobre la base de la seguridad jurídica.
Sin perjuicio de que el escenario ideal es el desarrollo de actividades económicas alternativas, existen medios como por ejemplo los fondos anticíclicos que permiten, en caso de una caída de la actividad por repercusión del precio del mercado externo, darle cierta contención socioeconómica a la actividad regional. Estas medidas tienen que ser sostenidas a través de los sucesivos períodos de gobierno para que se consoliden.
Cabe destacar que la diversificación de la matriz productiva regional antes mencionada como mecanismo de sostén socioeconómico, muchas veces no es viable porque hay otros sectores como por ejemplo el turístico y ambiental de la zona que podrían no ser compatibles con la petrolera. Es así que las actividades que se desarrollen en las localidades además de ser conciliables con la petrolera, deben ser sustentables y tener una visión regional de conjunto e integral. Dicha concepción tiene su andamiaje en el concepto de mirada socio ambiental sustentable donde las demás actividades regionales deben acompañar la explotación hidrocarburífera y no restringirla o anularla. Además, debe existir “confianza” entre la sociedad y el Estado para que las actividades sean sustentables y aceptadas socialmente.
Ahora bien, de las cuencas hidrocarburíferas de la Argentina en explotación, la Neuquina se ha ido posicionando con el correr del tiempo como el epicentro de la industria petrolera del país, actualmente muy concentrada en los yacimientos de la formación de Vaca Muerta. Se encuentra conformada por regiones de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste).
Si bien en dicha cuenca la actividad hidrocarburífera es la principal, no es la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, fruticultura, etc. Asimismo, la proliferación de estas actividades produce un impacto positivo ya que vuelve menos vulnerables a las regiones en las que se desarrollan ayudándolas a reducir el impacto frente a la eventual disminución y/o cierre de operaciones de la propia actividad hidrocarburífera.
Proyecto de LNG
En la actualidad, se encuentra bajo tratamiento el impulso del proyecto denominado ARGLNG para la instalación de una planta de gas natural licuado (GNL) en el territorio de Punta Colorada de la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro. Dicho proyecto consiste en la construcción de una planta de licuefacción de gas extraído de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Asimismo, es el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme de la Argentina tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.
Por su parte, tal decisión de política nacional es una oportunidad única para el desarrollo de la región patagónica, promoviendo la descentralización y fortaleciendo el federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre el Estado Nacional y las provincias productoras.
La elección de Punta Colorada, en la localidad de Sierra Grande, revitalizará el puerto de la región actualmente en desuso y aprovechará la proximidad con los yacimientos de Vaca Muerta, optimizando así la logística y reduciendo los costos de transporte.
Asimismo, el proyecto representa un plan estratégico de federalización uniforme e industrialización del territorio argentino a partir de la descentralización de inversiones significativas hacia regiones históricamente postergadas.
Así, la provincia de Río Negro se verá beneficiada con la creación de empleo, impulso de desarrollo tecnológico y la mejora en la infraestructura regional. Ello generará la instalación de comercios, empresas y servicios profesionales. También, se desarrollarán el transporte y los servicios públicos y sanitarios coadyuvando al logro de una mejor calidad de vida para los habitantes de la región. Esto no es otra cosa que ampliar y diversificar la matriz productiva regional de Sierra Grande posibilitando su desarrollo regional.
Cabe destacar también la existencia del acompañamiento provincial de Río Negro a esta decisión del Estado Nacional con miras al logro de dicho principio de federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y las provincias, establecido por la Constitución Nacional y refrendado en numerosos fallos judiciales por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. Esto significa reconocer y bregar por un escenario donde exista un plan hidrocarburífero macro uniforme, decidido por el Estado Nacional, con la cooperación provincial.
Ahora bien, la actividad hidorcarburífera está basada en una sinergia entre Estado – Empresa que genera beneficios para el territorio que se ven reflejados en algunos sectores más que en otros. Por ello, la cuestión está en analizar qué sucede con la porción provincial que no se ve beneficiada por dicha sinergia entre Estado – Empresa. Aquí existen dos caminos.
El primero, un traslado de una porción del beneficio que genera la actividad hidrocarburífera a aquellos sectores que no se ven beneficiados intentando alcanzar un piso de referencia provincial. El segundo, quizás más virtuoso que el primero, destinar parte del beneficio de la propia actividad petrolera sólo como punto de partida para promover actividades que generen ingresos para ellas mismas en otras áreas provinciales buscando la diversidad productiva regional. Este último caso permitirá no asfixiar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera forzándola a ser una especie de “subsidio” para la región, sino que será el puntapié inicial para que luego dicha región se sostenga a si misma sin restringir libertades y beneficios de la propia actividad petrolera.
Las decisiones acerca de cómo se trasladan recursos del área geográfica que se ve beneficiada por la actividad hidrocarburífera al área no beneficiada por esta es una cuestión que compete a quien administra la provincia, es decir, su gobernador provincial. La administración de turno (poder ejecutivo provincial) es la que planifica, decide y ejecuta políticas gubernamentales provinciales para el desarrollo de su territorio. Entre las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén es la que lleva la delantera.
Hoy en día, la provincia de Neuquén se consolida como una de las provincias productoras de hidrocarburos de la cuenca Neuquina cuya explotación se afianza a lo largo de su territorio. Su economía sustentada en dicha actividad genera numerosos procesos inmigratorios y asentamientos urbanos hidrocarburo dependientes que conviven muchas veces con comunidades originarias y el ambiente. Esta comunión de idiosincrasias muchas veces da lugar a diferencias en distintas áreas.
Asimismo, dicha provincia ha logrado un avance tecnológico que le ha permitido una penetración en Vaca Muerta para explotar hidrocarburos, avance que aún no han alcanzado otras provincias de la cuenca Neuquina. Esto ha sido gracias a que la provincia ha promovido un despliegue institucional y técnico para promover y desarrollar inversiones. Fuera de Neuquén, en el resto de las provincias de la cuenca Neuquina, aún se advierte un desarrollo hidrocarburífero que muchas veces no ha sido acompañado por decisiones técnicas e institucionales.
Cabe destacar también que en la época de franco declino de la producción hidrocarburífera convencional (año 2014), Neuquén se enfocó en la explotación no convencional (shale gas y tight gas) como medio de reactivación regional de su industria petrolera. Para ello, sus distintos productores de hidrocarburos se capacitaron, inclusive en el extranjero, con la idea de fomentar la explotación no convencional en su territorio. Esto generó que cuando llegó el momento histórico de comenzar su aprovechamiento, dicha provincia se encontrara mejor posicionada con respecto a otras para encaminar su producción hacía el no convencional.
Explotación de recursos
De ahí que la explotación de hidrocarburos no convencionales enfocada en Vaca Muerta tuvo su epicentro en la provincia de Neuquén y no en otras provincias de la cuenca Neuquina, porque ésta ya contaba con calidad técnica y un andamiaje organizativo institucional enfocado en su explotación. Cabe destacar que tanto la dirigencia como la sociedad neuquina están a favor de la explotación privada de hidrocarburos. Por otra parte, el hecho de que la provincia de Neuquén disponga de un fondo anticíclico como el Fondo de Estabilización y Desarrollo de la Provincia de Neuquén (FODEN) sin dudas aliviará aún más situaciones de crisis (eventual caída de producción y/o cierre de operaciones). Esta es una medida que las demás provincias de la cuenca podrían replicar.
En conclusión, de las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica. Dicha solidez institucional se ve reflejada también en el acompañamiento de la política provincial por parte de los actores (gobierno provincial, empresas, sindicatos, ciudadanía, etc.) mediante la aceptación de normas para la explotación hidrocarburífera en la región.
En este aspecto, la política de Neuquén es una política de estado provincial que no sólo se centra en la actividad hidrocarburífera sino en la búsqueda de un desarrollo regional íntegro de todo el territorio provincial. Así, en los puntos 14, 17 y 24 del “Programa de Acción Política” de la Carta Orgánica del partido político más importante de la provincia -el Movimiento Popular Neuquino (MPN), fundado en el año 1961- queda definida una política de Estado provincial, de desarrollo regional íntegro del territorio neuquino, con basamento en las diferentes áreas y recursos naturales de la provincia, propiciada por dicha fuerza política.
Por su parte, cuenta con el denominado Consejo de Planificación y Acción para el Desarrollo (COPADE) como organismo institucional encargado de planificar, diseñar y generar políticas públicas que promueven el desarrollo estratégico sostenible como así también busca continuar protegiendo actividades típicas de idiosincrasia provincial, como es el caso de la trashumancia.También, ha sido pionera en el manejo de las relaciones con los pueblos originarios que habitan su territorio a través de una estructura organizativa institucional, que busca lograr un entendimiento e integración de dichas comunidades a la vida socioeconómica provincial.
En función de ello, el modelo institucional neuquino debería servir como ejemplo útil para el resto de las provincias productoras en el abordaje de sus políticas provinciales hidrocarburíferas y búsqueda de diversificación de sus matrices productivas regionales basándose en el principio del federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y provincias.
La Ley Bases introdujo diversas modificaciones en la Ley 17.319 de Hidrocarburos. Uno de los cambios más sustanciales fue el que afectó al artículo 6, que históricamente privilegió las necesidades de abastecimiento del mercado interno por sobre la exportación de petróleo y gas. El objetivo del Gobierno, mediante estas modificaciones, fue poner en pie de igualdad al mercado interno y el de exportación. Frente a este escenario, en el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming impulsado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Juan José Carbajales, Nicolás Gadano y Javier Rodríguez Galli advirtieron sobre los cambios que introduce la nueva normativa y el impacto que tendrá en el sector.
Carbajales aseguró: “Estamos ante un cambio disruptivo en la regulación, cuyas dimensiones todavía no tomamos. La Ley de Bases, que tardó seis meses en salir, tiene un capítulo que es una revolución copernicana. Pasamos a privilegiar la seguridad de abastecimiento, a maximizar la renta y derogamos toda indicación a la búsqueda del autoabastecimiento. Cuando hablamos del artículo 6 se trata de eso, de producir mis propios recursos, con mis fuentes, para satisfacer mi propia demanda”.
El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación planteó que ahora la nueva regulación impulsa la libre exportación y libre fijación de los precios. No obstante, remarcó que “hay restricciones. La primera es la no objeción, pero también en estos seis meses de peloteo entre las cámaras legislativas desapareció el artículo que decía que las empresas estatales (YPF y Enarsa) iban a fijar sus precios de comercialización de productos. Decía que iban a ir a la paridad de exportación o importación, según sea el caso. Y eso desapareció. Era lo que marcaba el ir a pleno acople con los valores internacionales. Y eso no está hoy”.
Sobre este punto, Gadano sostuvo que esta cuestión estaba presente en la redacción original de la Ley Bases y consideró: “Para mí era una respuesta vulgar y mal diseñada a un problema que tenemos que es el uso habitual de YPF como una herramienta de fijación de precios. Algo que es malo para la petrolera y para los hidrocarburos. Era una barbaridad que en una Ley de Congreso se fije la política de precios de una compañía”.
Intervención sobre los precios
El artículo 6 es fundamental porque establece cuándo el Estado puede intervenir el Estado sobre los precios locales de petróleo. En la Ley Bases se establece que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno (…) los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
Una vez que se reglamente, se detallará cómo funcionará el proceso para que las empresas refinadoras puedan objetar un contrato de exportación de petróleo presentado por una compañía productora. Las refinadoras contarán con un plazo de 30 días para hacerlo y tendrán que fundar técnicamente su planteo.
Sobre la no objeción, Carbajales marcó que la reforma del artículo 6 le sigue dando al que hace la política pública un cierto grado de discrecionalidad. A su vez, reparó en la demora en la reglamentación en los artículos vinculados a la Ley 17.319 y planteó que “si bien es un plazo corto, de 30 días, es llamativo que ese artículo todavía no haya sido reglamentado. Esta demora indica que la no objeción no es una pavada, que hay que tener algún mecanismo de amortiguación”.
“Hay volatilidad. Si uno va a precios internacionales, a libre exportación, a contratos a largo plazo, a ser tomador de precios, después va a poder trasladar eso al surtidor, a la tarifa. Ahí se están jugando muchas cosas. Y eso demora la resolución”, puntualizó el ex subsecretario de Hidrocarburos.
Galli también analizó el impacto de la no objeción y expresó que “debe operar como una restricción excepcional de última instancia. Todo el espíritu normativo es de una profunda liberalización. No hay que tentarse con el decreto reglamentario y querer ir a una norma de ejecución. Se tienen que preservar los principios de la ley de libre comercialización y exportación. La política pública deberá establecer los mecanismos para realizar esa transición”.
RIGI: ¿Qué pasa con Neuquén?
En el debate, que puede verse en YouTube, Carbajales advirtió que el artículo 6 tiene otra derivación que está pasando por debajo del radar. En ese sentido, exhibió que cuando estaba en agenda la discusión sobre instalar el puerto de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca o Río Negro, uno de los temas era que sin RIGI no se iban a materializar esas iniciativas y que las provincias iban a tener que adherir. “El proyecto de GNL es integral, pero está faltando el origen que es la provincia de Neuquén que al día de hoy no adhirió al RIGI porque, y lo ha expresado públicamente el gobernador, están esperando la reglamentación del artículo 6”, remarcó el titular de la Consultora Paspartú.
¿Por qué esto es importante para la provincia si la exportación la maneja la Nación? Carbajales explicó que cuando uno exporta debe pagar derechos de exportación y eso reduce el precio percibido y las provincias cobran menos regalías. También que “otra lectura podría ser que si esa reglamentación se pone muy intervencionista puede llegar a ralentizar la producción en Vaca Muerta, por la no objeción”, destacó
Maximizar la renta
La modificación del artículo 6 plantea dejar de lado la primacía del suministro del mercado interno de petróleo y gas por sobre el de exportación. A su vez, entre sus objetivos, está la particularidad de maximizar la renta.
“Las dueñas de los recursos son las provincias y en particular una, Neuquén, por eso yo no entiendo lo que se agregó en la Ley de que una de las metas sea maximizar la renta. Que Neuquén, en su ley provincial, tenga como objetivo maximizar la renta de su recurso lo entendería, pero la política energética de un país tiene objetivos de seguridad energética, asequibilidad, medio ambiente, no de maximizar la renta. Porque maximizar la renta lleva a una combinación de P×Q que no es competitiva. Que es un Q más bajo y un P más alto. ¿Por qué esto sería bueno para la política energética nacional que tiene que velar por, en condiciones razonables de eficiencia y competencia, que el costo de la energía para el país sea el más bajo posible y no el más alto?”, cuestionó Gadano.
Regalías
Rodríguez Galli habló sobre las discusiones que se abren respecto a los cambios que propone la Ley Bases y aseveró: “Hay una discusión sobre las regalías. Yo creo que en el momento de la reforma de la Ley 27.007 en 2014, antes del desarrollo de Vaca Muerta, fue muy importante la estabilización del govermental take, es decir, la parte que se lleva el gobierno de la renta petrolera. Esa discusión, que fijaba las regalías al 12%, daba mucha tranquilidad. Hoy reabrimos una discusión que estaba cerrada porque ahora estamos yendo a un esquema de regalías del 15%, pero en las nuevas concesiones las regalías van a ser las de su adjudicación. Se va a abrir una caja de Pandora”, advirtió.
¿Qué podría llegar a pasar? Galli aseguró que se deben separar las viejas concesiones de las nuevas. “Cuando vengan las nuevas concesiones entrará la formula nueva de regalías. Ahí es donde se va a tener que negociar con cada provincia ese 15% más, menos y se va a competir por ese diferencial. Esto le quita seguridad jurídica”, marcó.
Gadano sumó que el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, fue una de las personas que más influyó en la redacción de la Ley Bases y que tiene una visión muy distinta, a lo que está planteado, respecto a las prórrogas, a cómo otorgar las concesiones, los permisos. “Me parece que esto introdujo cierto ruido en el govermental take. Lo que entró en la nueva Ley es una idea económica distinta que plantea que se compita al momento de pedir el permiso, cuando hay muy poca información. Que se compita ofreciendo regalías para que una parte mayor de esa renta se la lleve el Estado». Es una visión teórica que rompe con la tradición. Me pregunto si las provincias lo van a llevar adelante”, consideró Gadano.
El rol del Estado
Gadano resaltó que el mercado de gas natural y del petróleo tienen una manera de funcionar distinta y que, hasta el momento, todo parece haberse discutido en función del petróleo. “Hubo un momento en el que nos volvimos deficitarios en gas desde que cayó la producción convencional y la Argentina tuvo que recurrir al Plan Gas. En todos esos casos, el Estado tuvo que intervenir en la fijación de precios. Aun cuando avancemos a un escenario de mayor producción de gas, el mercado de gas argentino por la configuración de los gasoductos, por el cómo se transporta el gas de las compañías, demandará más tiempo hasta lograr ser competitivo”, aseguró.
Frente a esto, Gadano opinó: “Ojo que una legislación muy pro competencia y de exportación de la cadena del crudo y los derivados no es lo mismo que la del gas en la que creo que el Estado Nacional tiene que tener más facultades. Más allá de que uno tenga una visión exportadora, va a llevar más tiempo. Son mercados distintos”.
El informe, que abarca sus tres Unidades de Negocio, se basa en estándares internacionales y refleja la responsabilidad de la compañía hacia sus grupos de interés.
Milicic, empresa argentina de construcciones y servicios, presentó su segundo reporte de sostenibilidad, que involucra las actividades de sus tres Unidades de Negocio: construcción y servicio, alquiler de equipos y servicios ambientales. Este reporte comparte el desempeño e impacto en materia económica, social, ambiental y en prácticas de gobernanza.
La elaboración del informe se realizó tomando como referencia los estándares de Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y los 10 principios de Pacto Global, renovando así el compromiso de la empresa con una gestión sostenible.
“Este reporte coincide con la celebración de nuestro 50º aniversario, un hecho que es motivo de satisfacción. Hemos crecido acompañando a los principales sectores productivos y eso nos hace sentir responsables del éxito de nuestros clientes y del desarrollo del país en industrias estratégicas, como la energía, el petróleo y el gas, las infraestructuras y la minería”, expresa Marian Milicic, gerente General de la compañía.
Para esquematizar el reporte, se identificaron cinco pilares: Negocio, Comunidad, Personas, Planeta, y el pilar transversal de Integridad y Gobernanza. Además, la empresa cuenta con un Comité de Sostenibilidad que evalúa y aprueba la estrategia, facilitando su implementación.
Milicic tiene su sede central en Rosario, provincia de Santa Fe, la sede de Milicic Minería en la provincia de San Juan, oficinas comerciales en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y operaciones en el corazón de Vaca Muerta, en Añelo, provincia de Neuquén. También dispone de oficinas en Perú y Uruguay para potenciar la capacidad para ofrecer soluciones integradas y de calidad en múltiples mercados.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos y country manager de NCS Multistage en Argentina, destaca la importancia del número de etapas de fractura como un indicador clave para medir el desarrollo productivo en Vaca Muerta. Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos y country manager de NCS Multistage en Argentina, destaca la importancia del número de etapas de fractura como un indicador clave para medir el desarrollo productivo en Vaca Muerta. En un contexto de crecimiento proyectado para 2025, este parámetro se convierte en un barómetro esencial para la industria, reflejando tanto la actividad económica como las […]
Los propietarios del emporio minero que juegan un rol clave en el desarrollo de dos mega proyectos en Argentina fueron elegidos como las Personas del Año 2024 por The Northern Miner. Jack y Adam Lundin, propietarios del emporio minero energético global Lundin, fueron reconocidos como las Personas del Año 2024 por The Northern Miner, la revista semanal que informa sobre la industria minera y que es considerada «la Biblia de la industria minera». Se les otorgó este reconocimiento luego de la exitosa transacción con BHP, que posiciona a la compañía como un jugador clave en el desarrollo de dos mega […]
La provincia que lidera la producción con este método de recuperación de petróleo ve con buenos ojos la eliminación de los aranceles a los polímeros. Las empresas que llevan adelante proyectos. La quita de aranceles a la importación de polímeros fue una buena noticia para Chubut. La provincia que lidera la producción a partir de la recuperación terciaria estima que se verá una mejora en los costos de 10%, lo que permitirá masificar los proyectos en marcha y activar los que están en carpeta. En esta nota, el detalle de las empresas que emplean este método en la provincia. El […]
Un grupo de representantes de fondos de inversión globales realizó una visita a los activos de Phoenix Global Resources y GeoPark en Vaca Muerta, en el marco de una misión organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversiones del banco brasileño Bradesco. Esta iniciativa, liderada por los analistas Vicente Falanga y Murilo Riccini, tuvo como objetivo mostrar el potencial de crecimiento de esta formación de hidrocarburos no convencionales, considerada actualmente como uno de los destinos más atractivos para la inversión en exploración y producción en tierra. La visita incluyó un recorrido por los bloques de Mata Mora Norte, Mata Mora […]
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Argentina se encuentra ante una oportunidad única de desarrollo con la energía geotérmica, una fuente renovable con gran potencial que podría impulsar la transición energética en el país. Argentina tiene la posibilidad de consolidarse como líder en energía geotérmica en América Latina. Esta tecnología, que aprovecha el calor de la Tierra para generar electricidad, podría proporcionar una fuente constante y renovable de energía, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles y generando empleo en zonas remotas. A continuación, abordaremos los principales proyectos, beneficios y desafíos que enfrenta el país en el desarrollo de esta fuente energética. La energía geotérmica y su […]
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Aunque el sector minero de la Argentina se caracterizó siempre por su bajo perfil, ahora está recuperando protagonismo económico con anuncios de inversiones en nuevos proyectos, que permitirán crear puestos de trabajo en varias provincias y multiplicar la producción exportable en los próximos años. Ya es casi un lugar común señalar que, si bien comparten la misma cordillera, Chile exporta minerales por más de US$55.000 millones anuales, en su gran mayoría de cobre (85%), mientras la Argentina oscila entre US$3500 y US$4000 millones y dejó de producir cobre en 2018, cuando finalizó la operación de la mina Bajo de la […]
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La Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un acuerdo con el fin de promover acciones de cooperación técnica e institucional en materia energética.
El convenio fue firmado por los representantes de ambas organizaciones, Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, y Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, en el marco de la Semana de la Energía, evento organizado por OLADE del 28 de octubre al 1° de noviembre en Asunción, Paraguay.
Dentro de las acciones de cooperación expresadas en el documento se destaca la incorporación de Arpel como aliado estratégico del Observatorio de Emisiones de Metano en Latinoamérica y el Caribe de OLADE, brindando apoyo técnico para su desarrollo e implementación.
Asimismo, a través del reciente acuerdo se impulsa la realización conjunta de proyectos, estudios específicos, eventos e instancias de capacitación referidos al sector energético de América Latina y el Caribe.
En relación al acuerdo, Garibaldi expresó: “OLADE y Arpel como instituciones complementarias, pueden impulsar el insoslayable diálogo multisectorial para lograr exitosas transiciones energéticas justas, plurales e inclusivas en América Latina y el Caribe. Bajo ese rol caben acciones de cooperación técnica e institucional, incluyendo trabajos conjuntos relacionados con el desarrollo energético sostenible y su integración en la región, considerando a todos los actores vinculados a las actividades y procesos que conforman la cadena energética”.
“Este acuerdo es un hito en la consolidación de alianzas estratégicas que buscan fortalecer el desarrollo energético sostenible en nuestra región,” afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
“La cooperación entre OLADE y Arpel permitirá no solo potenciar las capacidades técnicas e institucionales, sino también promover un enfoque de transición energética que sea inclusivo y adaptado a las necesidades específicas de América Latina y el Caribe”, agregó Rebolledo.
En el marco de la celebración por los 110 años de presencia ininterrumpida de Shell en la Argentina, la marca lanza la promoción “Autitos Coleccionables 2024”, para que toda la familia pueda disfrutar del regreso de una colección exclusiva de autitos coleccionables que combina la nostalgia con la innovación, ya que cuentan con la novedad de poder manejarlos vía bluetooth a través del celular.
La acción, vigente a partir del 4 de noviembre, está disponible en todas estaciones de servicio Shell adheridas del país.
Los clientes que sumen 12.000 puntos Shell Box podrán canjearlos por cualquiera de los cuatro mode los exclusivos de la promoción: la Ferrari F1-75, el Hyundai Rally, el Mustang GT y un BMW Hybrid. También podrán acceder quienes canjeen 100 Puntos Shell Box + $32.900 o 4.000 Puntos Shell Box + $20.000.
Desde su lanzamiento, Shell Box, el programa de fidelidad de Shell, viene creciendo de manera sostenida enriqueciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas, promociones y beneficios en todo el país. Su experiencia 100 % digital a través de la App e integral a través del DNI, permite que todos sus usuarios pertenecientes al programa, puedan acumular puntos de manera rápida y segura, acceder a descuentos exclusivos y canjear dichos puntos para vivir experiencias increíbles.
Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina, destacó que “estamos muy expectantes y contentos de poder presentar esta propuesta pensada para toda la familia Shell y rendirle homenaje a la historia de los autitos que todos coleccionábamos en nuestra infancia, pero con un plus tecnológico que impacte en las nuevas generaciones”.
Acerca de Raízen Argentina
Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil.
Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.
Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.
Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bionergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile continúa trabajando en la modernización del mercado eléctrico hacia un esquema de ofertas, con el objetivo de lograr reformarlo a corto plazo, en pos de incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en baterías que permitan resolver las problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país.
Bajo ese contexto, el secretario ejecutivo de la CNE, Marco Mancilla, expuso durante la Semana de la Energía que organizó OLADE y remarcó que el país atraviesa un “punto de quiebre” que muestra la importancia de recurrir a la política pública para que se concrete el cambio y haya mejores precios dentro del sector.
“Al esquema, tal cual está, le falta algo. Cuando un mercado de costos declarados con despacho sincronizado empieza a tambalear cuando los costos variables son cero, es un tiro para el operador del sistema. Por lo que, eventualmente, se debe avanzar hacia un esquema de ofertas. La baja de costos de las tecnologías renovables no se traducirá en mayor cantidad de ofertas si no están las condiciones adecuadas, con bloques horarios y zonales.
“Tenemos una hoja de ruta y sólo falta la decisión política del Congreso de hacer la respectiva ley y esperar 7 años para que se materialice. Las complejidades de la variabilidad de las renovables también se debe abordar, a la par que el regulador puede definir temas técnicos, requisitos para las instalaciones, o mismo para que inyecten potencia activa cuando los sistemas se caigan”, complementó.
El nuevo modelo de mercado propuesto busca transitar hacia tecnologías de manera costo-eficiente, que asegure un suministro confiable; a la par de generar incentivos y materializar más inversiones y participación en el sector, principalmente en servicios complementarios (SSCC) y en sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System).
Para ello, desde Comisión Nacional de Energía y la consultora Vinken-Dictuc proponen dos niveles de transición del mercado actual a la transformación final, siendo la primera un mercado de transición basado en costos mejorado, el cual considera un mercado altamente centralizado, con costos auditados en energía y precios uniformes tanto para energía como SSCC, considerando etapas de vinculación.
Mientras que el segundo nivel es el mercado basado en ofertas, que contempla una transición hacia ofertas en energía y SSCC en base a precio nodales de electricidad con, al menos, una etapa de liquidación vinculante previa, pudiendo considerar intradiarias.
“Es apropiado que los precios nodales reflejen una señal económica punto a punto. Es adecuado que estén las señales económicas en cada nodo para que cada actor pueda hacer su propio modelo y ver cómo estará su negocio en los próximos años, lo que dure los contratos PPA.
“Se requiere un sistema multimodal de transparencia para que puedan hacer contratos eficientes, asumiendo los riesgos como aquellos de demanda, disponibilidad de recurso, de transmisión. Mientras que para el avance del sistema de transporte eléctrico, también falta complementar regulatoriamente un sistema multi-nodal con algún esquema de transmisión o algo por la que los generadores puedan tomar esos riesgos pero remuneradamente”, concluyó.
Sungrow, líder mundial en inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, participó en el megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, organizado en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá y que congregó a más de 500 referentes del sector las energías renovables.
Héctor Nuñez, director para el norte de Latinoamérica de Sungrow, expuso durante el panel de debate titulado “Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes” y puso foco en la importancia de contar con facilidades para el desarrollo de las renovables y la implementación de sistemas de baterías.
El especialista apuntó a la necesidad de que existan políticas que incentiven y remunerar el uso de las baterías, como por ejemplo como servicios complementarios, y que las mismas permitan que la rentabilidad de los proyectos sea más acelerada.
“Se debe mirar al storage en baterías con seriedad, cómo pagar los servicios complementarios. Porque si realmente queremos apagar centrales a carbón a través de sistemas de almacenamiento”, remarcó.
«Además, hace un año y medio, el costo era más del doble que actualmente. Hecho que hoy en día representa un beneficio en la amortización de los proyectos y un parque solar con almacenamiento puede competir y tener precios más atractivos que una central térmica”, agregó.
Esto sigue la misma línea que los dichos de la compañía tiempo atrás, dado que en septiembre vaticinó que se requerirá la hibridación de baterías con los proyectos fotovoltaicos y sugirió que ya se lo tenga en cuenta, considerando que año tras año se reducen los costos y dentro de 20-25 años será casi un negocio instalado.
Tal es así que el fabricante líder ya lleva suministrados 20 GW de inversores fotovoltaicos y más de 4 GWh en sistemas de almacenamiento a lo largo de Latinoamérica, con amplia cobertura y estructura pre y post venta para apoyar la descarbonización e inserción de energías limpias en la región, gracias a los más de 300 colaboradores que poseen.
Incluso, ya recibieron muchas inquietudes y solicitudes para los sistemas de almacenamiento en varios países de LATAM, donde algunos nodos con una penetración muy alta de renovables genera y la imposibilidad de evacuar esa energía generada. Por lo que las soluciones de Sungrow serían una manera de mitigar ese problema.
“Vemos la región con distintas visiones. En Chile el almacenamiento tiene un empuje increíble; Brasil y Colombia los sistemas de baterías todavía no tuvieron una penetración tan alta porque tienen una matriz energética soportada en gran medida por hidroeléctricas, que son un reservorio propio”, indicó Nuñez.
“Pero para Colombia específicamente, quisiéramos que fuera un mercado un poco más rápido, por temas de lentitud en el otorgamiento de permisos. Sin embargo, hay una apuesta por el país y durante 2024 firmamos más de 500 MW en contratos, lo cual es una cifra relevante considerando la situación del mercado”, concluyó.
El gobierno de Brasil extendió por una semana plazo para presentar las propuestas de hubs de hidrógeno bajo en carbono que permitan descarbonizar el sector industrial del país en la próxima década, por lo que la nueva fecha para presentar las contribuciones será el 9 de noviembre.
A partir de esa iniciativa, el Poder Ejecutivo proyecta la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones, mediante Fondos de Inversión Climática (CIF) y como parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2).
Por lo que uno de los grandes interrogantes que se abren de qué tipo de contratos se podrán firmar para suministrar con energía renovable a aquellos proyectos de producción de hidrógeno verde. Es decir si se esperan más licitaciones públicas o acuerdos entre privados para abastecer demanda creciente.
Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil, se encargó de despejar las dudas en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante la IX Semana de la Energía y destacó el rol que tendrá la vinculación de los generadores renovables con los hubs de H2.
“La energía renovable para los proyectos de hidrógeno verde probablemente será contratada en el mercado libre, sin necesidad de subastas públicas. Los parques eólicos y solares, por algunos años no dependerán de licitaciones organizadas por el Ministerio de Minas y Energía, porque ya avanzó el financiamiento de esos parques sin depender de los contratos PPA público-privados”, aseguró.
“Tenemos un pipeline de proyectos muy grande, de más de 50 GW disponibles, entonces no será un problema. Pero lo que sí resulta el punto más crítico en este momento es el avance de red para conectar los proyectos de generación con aquellos de hidrógeno”, subrayó.
Justamente, el gobierno avanza en un plan de ampliación del sistema de transmisión transmisión para reconocer las obras necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años.
Sumado a que, recientemente, la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) identificó que la región nordeste del país podría posee un margen agregado total que oscila entre 3,9 GW y 8,35 GW de capacidad de transmisión para proyectos de hidrógeno.
Esto significa que la zona nordeste de Brasil ya cuenta con capacidad para conectar grandes cargas, suficientes para iniciar el desarrollo de centrales de producción de H2; aunque el volumen volumen de energía ya demandado por las centrales de gran escala requerirá una planificación adicional para ampliar las líneas de transmisión en el estado y garantizar un servicio adecuado.
“Los proyectos de H2 no saldrán todos al mismo tiempo, sino que hay un proceso de avance, el cual tenemos la oportunidad de coordinarlo junto a la infraestructura de red. Es un desafío muy grande, pero estamos estructurados para un estudio amplio de expansión de la infraestructura y optimizarla de manera eficiente”, manifestó Barral.
“Los proyectos que ya fueron presentados son muy grandes, de giga-escala (ya se registraron cerca de 27 GW a la espera de las licencias correspondientes). Entonces es un desafío para la planificación de la transmisión. Estamos discutiendo cómo seguiremos con un plan para los próximos cinco o diez años, con el objetivo de dar cuenta de los pedidos de conexión de los proyectos de H2”, insistió.
El sector renovable de Paraguay lleva meses esperando que finalmente se lance la licitación pública para la construcción del primer parque fotovoltaico a gran escala del país, que se proyecta tendrá más 100 MW de capacidad y se ubicará en la localidad de Loma Plata, Chaco Central.
“Creemos que la licitación en Chaco Central no llegará en estos meses, sino que pasará para el 2025”, confió Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar, en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante la Semana de la Energía que organiza OLADE.
“De todos modos, es muy positivo que el gobierno quiera incentivar la generación solar en el país. Por primera vez en la historia de Paraguay tenemos esta coyuntura donde el gobierno quiere implementar la tecnología y desde la Asociación estamos para ayudarles en todo lo posible”, agregó.
La licitación llegará poco después de la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022) y algunas modificaciones adicionales con respecto a los plazos de la suscripción de los contratos PPA con la Administración Nacional de Electricidad, considerando que dicha entidad sólo comprará la energía de los parques.
Y si bien el gobierno abrió las puertas a que el proyecto fotovoltaico de Chaco Central finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto), producto de la demora desde el primer esbozo hasta la fecha, también se anunció otra convocatoria para el 2025.
Puntualmente será para la construcción de una planta solar de 20 MW de potencia en la ciudad de Mariscal Estigarribia, departamento de Boquerón y a aproximadamente 525 km de Asunción. Y aunque el costo total del proyecto aún no está definido debido a las variables tecnológicas y de ubicación, la propia ANDE estimó que, de acuerdo con referencias regionales, el costo podría oscilar entre USD 600.000 – USD 1.000.000 por cada MW.
Además, el país cuenta con una política de incentivo a la fabricación y producción local, lo que favorecería a aquellas empresas ya asentadas en el país y que incentiven el empleo paraguayo.
“Esto significa que cualquier componente que pueda ser fabricado en el país con industria nacional, ya sea de una empresa extranjera que abrieron fábricas en el país o propias compañías nacionales, puede tener un 40% de precio adicional dentro de la licitación pública”, indicó Zuccolillo.
“El sector fotovoltaico de Paraguay está empezando. El año pasado tuvimos la primera ley de fomento ERNC y ahora, por primera vez, el gobierno observa cómo hacer que se desarrolle la industria solar, por lo que estamos dando los primeros pasos”, insistió.
360Energy Solar, líder en energía solar fotovoltaica en Argentina, ha concluido con éxito la colocación de su cuarta Obligación Negociable Verde (ON Verde) en el mercado local, consolidando su posición como actor protagonista en la transición energética del país.
Con el objetivo inicial de captar 15 millones de dólares, se recibieron ofertas por más de 22 millones de dólares, cerrando la emisión por un monto total de 22.278.429 dólares. De esta forma, se refleja el interés del mercado en el sector de las energías renovables y la confianza en la capacidad y visión de 360Energy.
Los resultados técnicos de la colocación de las Obligaciones Negociables serie 4 fueron los siguientes:
Cantidad de órdenes recibidas: 1.416
Valor Nominal ofertado: US$ 22.594.500
Valor Nominal a emitirse: US$ 22.278.429
Tasa de Corte: 8,00% anual.
Precio de Emisión: 100% del valor nominal.
Fecha Emisión y Liquidación: 30 de octubre de 2024.
Fecha de Vencimiento: 30 de octubre de 2027 (la “Fecha de Vencimiento”).
Fechas de Pago de Intereses: 30 de abril de 2025, 30 de julio de 2025, 30 de octubre de 2025, 30 de enero de 2026, 30 de abril de 2026, 30 de julio de 2026, 30 de octubre de 2026, 30 de enero de 2027, 30 de abril de 2027, 30 de julio de 2027 y en la Fecha de Vencimiento, es decir el 30 de octubre de 2027.
Fechas de Amortización: El capital de las Obligaciones Negociables será cancelado en forma íntegra en la Fecha de Vencimiento (la “Fecha de Amortización”).
Duration (estimada): 2,70 años.
La emisión se llevó a cabo en alineación con los principios de bonos verdes establecidos por la Asociación Internacional de Mercado de Capitales (ICMA). Por ello, Fix, afiliada de Fitch Ratings, calificó la Obligación Negociable de 360Energy con la máxima certificación verde en Argentina (BV1) y otorgó una calificación de riesgo A. Este respaldo confirma que los fondos serán destinados a proyectos de energía renovable y que reducen las emisiones de carbono en el país.
Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy para Sudamérica expresó su entusiasmo ante los resultados: “Nos enorgullece contar con la confianza de los inversores para seguir ampliando el alcance de nuestros proyectos, que no solo impulsan el desarrollo de energías renovables, sino que también generan un impacto positivo en las comunidades y en el medio ambiente. Este logro refuerza nuestro compromiso con la transición energética y con el cambio hacia un planeta más sustentable.»
Fondos Destinados a Energía Sostenible e Innovación Tecnológica
Los fondos recaudados se destinarán a ampliar y desarrollar los parques solares de 360Energy, que cuenta con un pipeline de proyectos por más de 500 MW planificados para los próximos años. Además, se implementarán tecnologías innovadoras para optimizar la eficiencia energética de sus parques operativos y se fortalecerá el capital de trabajo, maximizando así el impacto positivo de sus proyectos tanto a nivel social como ambiental.
El Banco Mundial está jugando un papel clave en el desarrollo de infraestructura energética en Centroamérica y el Caribe. Con el ofrecimiento de un espectro amplio de productos financieros, entre los cuales se destacan préstamos concesionales, la entidad apoya a el avance de nuevos proyectos que contribuyan a la resiliencia y transición energética de la región.
En exclusiva para Energía Estratégica, Gabriela Elizondo Azuela, gerente de Energía para América Latina y el Caribe del Banco Mundial, explicó: “El Banco Mundial tiene una calificación de crédito AAA, lo que hace que nuestros fondos sean de bajo precio y muy flexibles”.
Aquello no sería todo, según explicó la referente de energía, el Banco cuenta con instrumentos de mitigación de riesgo y de mejoramiento crediticio, un espectro de diferentes productos de garantía, y tiene un enfoque de apoyar a los países en buscar coinversiones de proyectos de infraestructura para atraer a más agentes con diferentes recursos, precios y términos en sus fondos.
Para acompañar nuevas iniciativas en Centroamérica y el Caribe, está tomando como referencia un caso de éxito con garantías de riesgo que en Argentina funcionó bajo el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), donde el Banco Mundial aportó para cubrir el riesgo de falta de pago bajo los contratos de compra – venta de energía.
“Ahora estamos replicando la experiencia de Argentina en las islas del Caribe, específicamente haciendo facility de inversión en infraestructura renovable que incluye a Granada, Santa Lucía y San Vicente y las Granadinas”, señaló Elizondo.
Y añadió: “Es un facility para mitigar riesgos con garantías para atraer al sector privado al desarrollo de renovables”.
El impacto del Banco Mundial en la región no es nuevo y no se detiene allí. Desde hace años, la entidad también impulsa proyectos no sólo en el Caribe, sino también en Centroamérica vinculados al acceso universal, electrificación rural y generación renovable.
“En Honduras estamos enfocados al acceso universal a la energía y tenemos un pedimento para comenzar un proyecto nuevo de electrificación rural con paneles solares, minigrid y más.
También tenemos un proyecto geotérmico en El Salvador que estamos empezando a financiar, no con una garantía porque haremos exploración de campos de geotermia. Y también apoyaremos el financiamiento de una planta de generación, que es un préstamo concesional blended (blend finance).
Y es que una cosa que también tratamos de hacer para bajar el precio de nuestros ofrecimientos de préstamo es hacer el blending con fondos climáticos, como el Climate Investment Fund o el Green Technology Fund”, declaró durante una entrevista en el marco de la Semana de la Energía de OLADE.
Con estos avances, el Banco Mundial reafirma su compromiso con la región, no solo mediante financiamiento, sino también mediante la creación de condiciones que favorezcan un entorno de inversión estable y confiable, necesario para la transición hacia una matriz energética más limpia y sostenible.
Según indica su resumen ejecutivo, tiene como objetivo orientar a los responsables de las políticas y a las partes interesadas en toda la región, ofreciendo conocimientos y estrategias basadas en experiencias locales y mejores prácticas para superar las barreras que actualmente impiden la expansión de la energía eólica.
Tal es así que contiene un conjunto de recomendaciones para autoridades del sector público y desarrolladores de proyectos, contemplando el gran potencial de la energía eólica en la región, los beneficios socioeconómicos que pueden tener y el desafío de involucrar a las comunidades locales en proyectos de esta tecnología.
Al respecto, Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del GWEC, explicó que, sin una adecuada licencia social, los proyectos eólicos podrían seguir siendo postergados, lo cual es especialmente preocupante en países como México y Colombia, donde se han registrado grandes retrasos.
«Es necesario incrementar en un 100% el ritmo de instalación de parques eólicos en Latinoamérica para ponernos sobre la trayectoria de las metas de descarbonización que tiene asumida la región», enfatizó Fiestas en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, durante la IX Semana de la Energía, evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
El informe del GWEC sostiene que, para cumplir con las metas de descarbonización de la región y alcanzar los compromisos asumidos en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC), es necesario duplicar el ritmo de instalación de parques eólicos.
Este incremento, de acuerdo con Fiestas, «implicará un aumento importante de la presencia de parques en territorios remotos y desfavorecidos», que en algunas regiones ya está generando tensiones con las comunidades locales, ralentizando los proyectos. Para dar ejemplos concretos, el informe consideró casos específicos en los países de México, Colombia, Brasil y Chile.
Según el referente eólico, mediante el análisis de casos se han «identificado dos aspectos originarios de la problemática: la desinformación de las comunidades y la frustración que se genera cuando los proyectos no se desarrollan en tiempo». Para superar estos retos, el GWEC ha propuesto una serie de recomendaciones a los desarrolladores de políticas públicas y a las empresas del sector.
Entre las propuestas, el informe subraya la necesidad de actualizar los marcos regulatorios, simplificar los trámites administrativos y reducir los plazos de aprobación de proyectos, incluyendo permisos eléctricos, ambientales y sociales. Fiestas señaló que estas medidas se han implementado con éxito en otras regiones del mundo y que «introducir mecanismos positivos de resolución ante la falta de impulso en los procedimientos resulta fundamental para asegurar que los proyectos avancen y los parques se construyan».
Otro de los puntos abordados en el informe es la importancia de la capacitación y la información para las comunidades locales. El presidente de GWEC para la región destacó que «es esencial educar a las comunidades sobre los beneficios que los parques eólicos pueden traer, no solo en términos energéticos, sino también en oportunidades económicas».
Recomendaciones y próximos pasos
Para atajar las problemáticas, el informe propone unas recomendaciones de política y, sobre todo, la necesidad de actualización de los marcos reguladores de los procedimientos de autorización de las instalaciones (ello incluye autorizaciones eléctricas, ambientales y sociales).
Esas recomendaciones tienen que ver con la experiencia tenida de haber resuelto estos problemas en otras latitudes, con unas medidas normativas y de política que fueron eficaces, vinculadas a la reducción de plazos de los procesos administrativos, simplificación de trámites y la institucionalidad de la terminación del procedimiento como consecuencia de la inacción administrativa.
«Introducir mecanismos positivos de resolución ante la falta de impulso de los procedimientos, resulta fundamental para asegurar que las obras se hagan y los proyectos puedan entrar», añadió el presidente para Latinoamérica del GWEC.
Con el objetivo de acelerar las inversiones y destrabar proyectos eólicos en stand by, el documento de posición del GWEC concluye que es imperativo que los gobiernos de la región trabajen en conjunto con las comunidades locales para asegurar una transición energética sostenible.
De cara al futuro, Fiestas adelantó que el GWEC ya está trabajando en socializar las conclusiones del informe con partes interesadas de cada uno de los mercados latinoamericanos.
En el marco de la IX Semana de la Energía, el GWEC lideró un panel de debate junto a especialistas en el que se refirieron en detalle cuestiones de fondo sobre la «Aceptación Social de Proyectos Eólicos» en distintos mercados. Allí, representantes de entidades financieras, asociaciones, empresas e instituciones del sector público coincidieron en mejorar las condiciones actuales para la materialización de los proyectos y tomaron como gran aporte el documento de posición del GWEC.
En adición, durante la LIV Reunión de Ministros de OLADE, también se compartieron las recomendaciones con las autoridades de las carteras energéticas de cada país miembro de la organización.
«Es lo que nos trajo a la Semana de la Energía y la reunión ministerial de OLADE, dar con las primeras señales que seguramente el próximo año se materializarán en medidas concretas de modernización de los procesos administrativos y regulatorios», expresó Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC).
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
La obra, que fue llevaba a cabo por a UTE Techint-SACDE y ejecutada por Enarsa, resulta clave puesto que permite revertir el sentido del flujo de gas y brinda la posibilidad de transportar hasta 15 millones de metros cúbicos (m3) de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte del país y reemplazar el gas que se importaba desde Bolivia.
De la inauguración participaron el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Economía, Luis Caputo; y el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y el CEO de Sacde, Damián Mindlin,
“De esta manera, la Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales. Además, potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región”, destacaron desde el gobierno.
La obra
La obra contempló el desarrollo de un gasoducto de 36 pulgadas, desde la ciudad de La Carlota hasta Tío Pujio, en la provincia de Córdoba. Representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF.
Guillermo Francos aseguró: “La Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar”.
Caputo destacó que “desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitado. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
“La Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no sólo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
Impacto
Llaryora indicó: “Este gasoducto representa mucho para el argentino. A los cordobeses nos va a permitir garantizar un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia. Bolivia en un par de años ya no va a ser un proveedor fiable”.
Damián Mindlin expresó: «Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país».
La reversión
De la inauguración de las obras también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Enarsa; el vicejefe del Gabinete del Interior, Lisandro Catalán; el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
Entre las principales tareas, las obras de la Reversión incluyeron la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
YPF realizó el lanzamiento de la “Academia de Proveedores”, un programa de formación que fomenta el desarrollo de proveedores a través del valor del conocimiento.
“En YPF tenemos unos 5.000 proveedores y consumimos más de 100.000 productos o servicios. Pero lo más interesante es que más del 60 % de las tareas que realizamos están hechas por nuestros proveedores. Por eso, no podemos realizar nuestras actividades si no es fortaleciendo ese vínculo y definitivamente creciendo juntos” afirmó Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain y Servicios de YPF.
La Academia está pensada para que los proveedores se potencien adquiriendo conocimiento y participando en actividades en alguno de los 4 bloques que la integran.
El primero, de vinculación, que busca promover el relacionamiento eficiente por medio de presentaciones de equipos de YPF. El segundo, Masterclass, que tiene por objetivo nivelar a empresas en temáticas de interés. Tercero, los programas que brindan formación intensiva sobre temáticas específicas. Por último, el pilar experto, una formación personalizada en temas estratégicos con acompañamiento por parte de YPF para cada uno de los proveedores.
La audiencia objetivo abarca desde empresas interesadas en ser proveedores, miembros de cámaras y entidades hasta proveedores estratégicos de la compañía, dependiendo el pilar al cual se haga referencia.
Esta herramienta, que pone a disposición la Gerencia de Desarrollo de Proveedores, requiere del compromiso de quienes asistan con el cumplimiento de estándares de calidad y seguridad de YPF, basado en nuestro modelo de gestión de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.
YPF tiene el compromiso de potenciar el vínculo a largo plazo con su red de proveedores buscando mejorar la eficiencia y competitividad del sector para lograr el objetivo de convertir al país en un exportador de energía por 30.000 millones de dólares para el 2030.
Se inauguraron en La Carlota, Córdoba, las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto Centro con el Gasoducto Norte, y que ya está inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
Esta obra ejecutada por la estatal Energía Argentina (Enarsa) permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de metros cúbicos de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte, y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.
Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo de nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas natural hacia otros países de la región, destacó la secretaría de Energía.
La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF gestionados durante el gobierno anterior.
Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
Del acto de inauguración participaron el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y el CEO de la empresa SACDE, Damián Mindlin.
Francos destacó que “Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar”.
Por su parte, el ministro de Economía destacó que “Desde el Ministerio trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
“Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado” agregó Caputo.
“En febrero de este año se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán”, describió.
Por su parte, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora sostuvo que “este gasoducto representa mucho para los argentinos”. “A los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia (del suministro) que teníamos, y además sabiendo que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo a Bolivia, sino también a Brasil”.
Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint que realizó el tendido destacó que “Estamos viviendo una inauguración histórica. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, ahora podemos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas”. “El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para desarrollar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.
Daniel González explicó que “Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10 por ciento del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”.
De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de ENARSA; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
¿Cuál es el principal riesgo que enfrentará YPF si decide vender Metrogás antes de que se realice la Revisión Quinquenal Tarifaria del Gas?
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, mencionó nuevamente la posible venta de la participación mayoritaria de la petrolera estatal en Metrogás, la principal distribuidora de gas natural por redes del país. En una exposición en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción (CICYP), Marín recordó que YPF enfocará su atención en la exploración, producción y comercialización de petróleo, en el marco del Plan 4X4 diseñado por su gestión. Este enfoque implica la salida de la energética de otros rubros y actividades de la industria.
YPF posee el 70 % de Metrogás a través de Gas Argentina S.A. (GASA). La distribuidora abastece a más de dos millones de clientes en el área metropolitana de Buenos Aires, una región densamente poblada que incluye grandes usinas, clientes industriales y comerciales.
“Ahora que está bajo el riesgo país, por si alguien quiere invertir”, comentó Marín en el CICYP, una entidad que agrupa a las principales cámaras empresariales del país.
Marín aseguró que es el momento adecuado para que YPF venda su participación en Metrogás, justificándolo en la baja del riesgo país. Sin embargo, fuentes cercanas a YPF aclaran que la idea no es nueva, ya que la distribuidora no está dentro del foco de la compañía, pero enfatizan que una definición no es inminente.
“No podía vender Metrogás a 2.500 puntos de riesgo país. A 900, sí. No era el momento al inicio de la gestión, estábamos defendiendo el patrimonio de YPF. Ahora creo que sí es el momento. La vendemos y ponemos el dinero en Vaca Muerta”, señaló Marín. Con esto, busca aprovechar la revalorización en dólares de los activos argentinos en los últimos meses.
Sin embargo, fuentes aseguran que no se podrá obtener un precio competitivo hasta que se realice la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que brindará previsibilidad sobre los ingresos de Metrogás en los próximos cinco años. Esta revisión se ha postergado tras el cambio de autoridades en la Secretaría de Energía.
El paquete
Quien adquiera Metrogás deberá considerar no solo la necesidad de una tarifa que cubra los costos, sino también la inversión necesaria para actualizar el sistema de distribución. Cientos de kilómetros de cañerías de hierro fundido en baja presión, con alta tasa de fugas, y medidores con membranas de cuero de cordero —algunos aún llevan el sello de Gas del Estado— causan enormes pérdidas, costosas de detectar y reparar. Estas redes datan de la época de la británica Primitiva Gas and Electric Lighting Company of Buenos Aires.
Metrogás es la única distribuidora con un sistema de baja presión, por lo que las inversiones para cumplir con la normativa son muy altas. Además, más del 50 % de las instalaciones internas de los usuarios no cumplen con las normas de seguridad.
Fuentes cercanas a YPF señalaron que Marín ha propuesto la venta de Metrogás en ocasiones anteriores, considerando que la distribuidora no debe formar parte del núcleo de actividades de YPF, aunque insisten en que no debe esperarse una definición inmediata sobre el tema.
La Ley 24.076 prohíbe la integración vertical en la industria: quien transporta no puede comprar, y quien distribuye no puede ser productor, aunque esta regla se relajó tras la crisis de la Convertibilidad.
Los compradores potenciales de una empresa regulada como Metrogás consideran sus proyecciones de ingresos, ya que se trata de un negocio basado en el flujo de caja. Aunque el gobierno de Javier Milei ha autorizado una recomposición acelerada de tarifas este año, aún falta la RQT para completar la normalización del sector.
A pesar de los ajustes tarifarios otorgados, el ministro de Economía, Luis “Toto” Caputo, busca controlar la inflación y subordinar las tarifas a la reducción del déficit fiscal. Por ahora, el Valor Agregado de Distribución (VAD) no recibirá aumentos, aunque el secretario Coordinador de Economía y Minería, Daniel González, indicó que el gobierno no permitirá un nuevo atraso tarifario. Hasta que se resuelva la RQT, es probable que se otorguen incrementos ajustados a la inflación.
En este contexto, si Metrogás se pone en venta ahora, no habrá certezas sobre las tarifas que la compañía percibirá en los próximos cinco años, lo que afectaría su valuación. Por el momento, YPF no ha iniciado el proceso formal de venta, ya que aún no ha designado un banco para liderar la operación ni establecido un cronograma.
Actualmente, YPF controla el 70 % de Metrogás. Integra Gas Distribution LLC, una sociedad del empresario José Luis Manzano, posee un 9,23 %; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Anses controla otro 8,13 %; y el 12,64 % restante cotiza en Bolsa.
NEUQUÉN.- Acompañada por 130 gendarmes, la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, llegó este lunes a Neuquén para presentar el Comando de Seguridad Productiva para Vaca Muerta que buscará evitar cualquier tipo de bloqueo que afecte a la producción de la Cuenca Neuquina.
Afirmó que las fuerzas nacionales estarán a disposición del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y dijo que “si pide ayuda para liberar rutas, iremos. Va a tener la posibilidad de evitar cortes que afecten la producción de Vaca Muerta”.
La ministra llegó en un convoy junto al ministro de Defensa, Luis Petri, y el de Justicia, Mariano Cúneo Libarona, en medio de un gran despliegue que contó con la presencia del Ejército, Gendarmería y la Policía Federal y que tuvo como epicentro el Batallón de Ingenieros de Montaña VI de Neuquén.
“Hemos firmado una resolución con el gobierno provincial para trabajar en equipo y en conjunto. Esto no es para imponer, es para ayudar al orden público, a la producción y a la dinámica de esta provincia tan importante”, expresó Bullrich en el discurso que dio frente a las autoridades militares y de cara a los gendarmes recién llegados.
Con miras a evitar cualquier tipo de parate en la producción, la ministra recalcó varias veces que el trabajo del Comando –creado en junio bajo la Resolución 499- será consensuado con el gobierno provincial. Una cuestión obvia si se tiene en cuenta que toda la jurisdicción de Vaca Muerta se encuentra rodeada de rutas provinciales como la 5, 6, 7, 8 y la 17 y que el accionar de las fuerzas federales solo quedaría limitado a la Ruta 22, la 151 y a los puentes carreteros que unen Neuquén con Río Negro.
Blindaje a Vaca Muerta
“Queremos asegurar el crecimiento energético en nuestro país, que en la Argentina nunca más tengamos que importar petróleo o gas y que esta región se pueda desarrollar en todo su potencial”, expresó Bullrich. “Que las empresas y las industrias tengan la certeza de que están protegidas”, agregó.
La ex candidata presidencial del PRO, instó al sector privado y a la sociedad civil a apoyar la presencia del Comando especial y pidió a los petroleros que “estén de la mano de los gendarmes porque no son enemigos, son amigos que trabajan para que la Argentina crezca”.
La expresión hacía clara alusión al secretario de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, quien había sido el primero en alzar la voz y había pedido a los trabajadores “presentar batalla” contra el Comando de Bullrich y “rechazar la idea de llenarnos de milicos para asustarnos”.
Consultada por EconoJournal, la ministra de Seguridad sostuvo que “las rutas provinciales son responsabilidad de la provincia, pero si el gobernador pide ayuda, iremos, porque hemos firmado convenios para la colaboración”. En relación a los bloqueos que la Confederación Mapuche realizó en los accesos a las plantas de tratamientos de residuos peligrosos no descartó la intervención de Gendarmería y afirmó que “se analizará cada caso. Ahora él (Figueroa) va a tener a disposición la posibilidad de evitar estas situaciones que generan problemas importantes en la producción”.
Luis Petri, Patricia Bullrich y Marianao Cúneo Libarona en la presentación de los gendarmes del Comando de Seguridad Productiva.
Alojamiento temporario
Los 130 gendarmes, que ya están en Neuquén desde la semana pasada, permanecerán alojados momentáneamente en el cuartel del Batallón VI, precisó Bullrich luego de agradecer a la sede neuquina del Ejército. La ministra aclaró que están buscando un nuevo lugar entre las localidades rionegrinas de Allen y Fernández Oro para que se instalen “de forma definitiva” y, además, aseguró que también montarán un destacamento en Añelo “para estar más cerca de esa zona”.
No quedó en claro si finalmente la titular de la cartera de Seguridad pudo obtener la ayuda que había pedido a los empresarios petroleros en el almuerzo del Club del Petróleo, en septiembre pasado, cuando les solicitó un lugar para alojarlos. Tampoco cómo se financiarán los operativos, en caso de que la provincia de Neuquén pida asistencia a Nación.
Sobre este punto, Econojournal consultó a la vicegobernadora de Neuquén, Gloria Ruiz, quien manifestó que “nos vamos a interiorizar sobre el protocolo luego. Los gendarmes se van a desplegar de acuerdo a la necesidad, pero desconozco cómo se van a costear los operativos”.
Los 130 gendarmes se alojarán en el cuartel de Neuquén y tendrán un destacamento en Añelo.
A puertas cerradas
El exclusivo acto se realizó a puertas cerradas y sin acceso a la prensa. Solo podían ingresar funcionarios nacionales, provinciales y municipales previamente anotados en una lista custodiada por Gendarmería, en la que figuraban unas 40 personas y donde también se leían los nombres de representantes de varias operadoras petroleras e intendentes de localidades petroleras como Añelo o Cutral Co.
El gobernador Rolando Figueroa no asistió a la presentación, pero sí lo hizo a una quema de droga posterior que organizó la ministra. En su lugar fue la vicegobernador Gloria Ruiz -quien también fue la encargada días atrás de recibir a la vicepresidenta Victoria Villarruel – junto al ministro de Seguridad provincial, Matías Nicolini.
Tampoco estuvieron las autoridades municipales, que desde la semana pasada protagonizan un altercado con Nación por la venta del Parque Jaime de Nevares, un espacio que había sido intercambiado por la cárcel de Senillosa en la gestión de Mauricio Macri y que ahora figura entre las propiedades que el gobierno nacional busca rematar. “Hay mucho enojo”, sostuvo una fuente consultada.
En el palco se pudo ver a los referentes locales de la Libertad Avanza y al ex secretario de Culto, Francisco Sánchez –que no figuraba en la lista de invitados, pero que pudo entrar-.
Grupos terroristas
“Este convenio ratifica el rumbo que asumimos con la presidencia de Javier Milei”, expresó Petri durante su discurso sobre el acuerdo con la provincia de Neuquén. El titular de la cartera de Defensa habló de “amenazas” y dijo que «en nuestra región se disputan los recursos naturales. Hay presencia de organizaciones terroristas y organizaciones transnacionales. Tenemos que organizar al Estado y utilizar todos los recursos disponibles para garantizar la seguridad”.
Los dichos de Petri resonaron entre los presentes como una declaración hacia los grupos mapuches. Luego el ministro aclaró que se refería a Hezbolá y Hamás, para finalmente agregar que planteará la modificación del decreto de Defensa Nacional “para que las fuerzas federales puedan intervenir cuando consideren que hayan “amenazas terroristas”.
El gobierno nacional dispuso, a través de una serie de resoluciones del ENRE y del ENARGAS, una suba en las tarifas al usuario final de electricidad y de gas natural por redes a partir del 1 de noviembre, con incrementos de 2,5 % en los rubros de transporte y de distribución (VAD) de energía eléctrica, y de 3,5 % en las de transporte y de distribución del gas.
También se actualizó el precio del gas PIST (punto de ingreso al sistema de transporte) para el período octubre-diciembre, ubicandose éste último entre U$S 2,79 y U$S 2,95 por MBTU, según las zonas del país. Resultará una incidencia en tarifas de 2,7 %.
El ministerio de Economía argumentó en los considerandos de las resoluciones respectivas que estos ajustes tarifarios se realizan “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el decreto 55/2023” que declaró en emergencia al sector energético.
Para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, señaló.
Las nuevas tarifas son transitorias, hasta tanto concluya el procedimiento técnico de la Revisión Tarifaria Integral (RTI), previsto en principio para fin de este año. Pero el momento de la aplicación de los nuevos cuadros que de allí surjan dependerá de la previa conclusión del actual proceso de reducción y/o eliminación de los subsidios estatales a éstos servicios, objetivo que el gobierno se ha fijado.
Ahora, el interventor del ENRE, Darío Arrué, firmó y oficializó las resoluciones 897 hasta 904/2024 autorizando incrementos de 6 % en los costos propios de transporte con respecto a los vigentes hasta fin de setiembre último. La nómina de empresas comprende a Transpa, Transnoa, Transnea, Transcomahue; Transener, Transba, EPEN, y Distrocuyo. La incidencia en usuario final será de 2,5 por ciento.
Asimismo, el ENRE oficializó las resoluciones 905 y 906/2024 por la cuales fijó nuevos valores de las tarifas medias de Edenor ( 109,753 $/kWh) y de Edesur (104;918 $/kWh), estableciendo también en esto un aumento de 2,5 % al usuario final residencial (N1, N2 y N3) y clubes de barrio.
En los casos de usuarios N2 y N3 (de ingresos bajos y medios) se mantienen por ahora las “bonificaciones” (subsidio) hasta limitados consumos básicos, y se cobrarán a tarifa plena (que pagan los usuario N1) sobre los consumos que excedan tales niveles base.
Para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2, el límite del consumo base se fijó en TRESCIENTOS CINCUENTA (350) kWh/mes; mientras que, para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 3, el límite del consumo base se fijó en DOSCIENTOS CINCUENTA (250) kWh/mes.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, señala el Ente.
“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5 %, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”..”Así, el VAD correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6 por ciento”. se estableció.
Por su parte, el interventor en el ENARGAS, Carlos Casares, oficializó las resoluciones 735 y 736/2024 que autorizaron nuevas tarifas con aumento de 3,5 % para las transportadoras TGS y TGN, y otro tanto a través de las resoluciones 737 hasta 746/2024 para las tarifas de las distribuidoras. Comprende a MetroGAS, Naturgy, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidora de Gas del Centro, Gas Cuyana, Cammuzi Gas, Gas NEA y Redengas.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaria de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se ratificó.
Las elecciones presidenciales en los Estados Unidos definirán esta semana una nueva gradualidad en el giro hacia el proteccionismoindustrial emprendido por la principal potencia mundial. La industria energética navega sobre esa certeza a la vez que pone el ojo en cómo el resultado electoral puede influir en las relaciones comerciales y diplomáticas de EE.UU. con China y Rusia, fundamentales para el comercio global de hidrocarburos.
La nueva gradualidad se jugará principalmente en la política comercial. El ex presidente y candidato por el Partido Republicano, Donald Trump prometió aplicar un arancel general sobre las importaciones. La vicepresidenta y candidata por el Partido Demócrata, Kamala Harris busca elevar a un nuevo nivel las políticas de industrialización en sectores considerados estratégicos, como el de energías verdes y el de microchips, implementadas en la presidencia de Joe Biden.
En paralelo, la industria energética se pregunta qué futuro le depararía a la agenda de transición energética en una eventual presidencia de Trump, un tema que es especialmente sensible para la industria minera, dada la necesidad de certezas para motorizar inversiones en exploración y producción de minerales críticos.
A continuación, las cuatro claves para la industria energética en las elecciones presidenciales en los Estados Unidos.
1 – Aranceles
Los impuestos a las importaciones se transformaron en el tópico económico central de esta carrera presidencial visto desde la óptica del sector empresarial. Mientras que el aumento en el costo de vida producto de las tasas de interés es el tema económico que domina la conversación en los hogares estadounidenses, el sector empresarial presta mayor atención a qué harían Harris o Trump en materia comercial con el resto del mundo y en especial con China.
El candidato republicano prometió que aplicará un arancel del 20% sobre todos los bienes de todos los países y una tasa más alta del 60% sobre las importaciones chinas. También se ha comprometido a imponer un arancel del 100% a todos los automóviles que crucen la frontera con México. «Cuanto más alto sea el arancel, más probable será que la empresa venga a Estados Unidos y construya una fábrica aquí, para no tener que pagar el arancel», razonó Trump.
La candidata demócrata cuestionó que el arancel general propuesto por su rival funcionaría como un “impuesto sobre las ventas” equivalente a unos 3900 dólares en gastos adicionales por año para las familias estadounidenses.
No obstante, la campaña oficial de Harris sugiere que mantendrá los aranceles existentes y que podría aplicar nuevos impuestos a las importaciones para blindar inversiones en sectores considerados estratégicos. “La vicepresidenta Harris no tolerará prácticas comerciales desleales de China o de cualquier competidor que socave a los trabajadores estadounidenses”, indica la web oficial de su campana. Biden aplicó este año aranceles a la importación de vehículos eléctricos, paneles solares y otros ítems provenientes de China.
El Fondo Monetario Internacional alertó que la imposición de nuevos aranceles puede llevar a una guerra comercial amplia entre las economías más grandes del mundo, con una consecuente caída en el PBI mundial. «Si se aplica un desacoplamiento muy serio y un uso a gran escala de los aranceles, se podría terminar con una pérdida del PBI mundial cercana al 7%«, dijo la subdirectora gerente del FMI, Gita Gopinath.
En lo que respecta al sector energético, una mayor confrontación comercial con China generaría tensiones en el mercado global de gas natural licuado (GNL). El mercado chino representa hoy el 4% de las exportaciones de gas natural licuado de EE.UU y las empresas chinas tienen contratos de suministro a largo plazo por casi 28 millones de toneladas de GNL por año, siete veces más de lo que compraron el año pasado. Los contratos le confieren poder a China para revender los cargamentos de GNL e influir sobre los precios internacionales.
2 – Sanciones a Rusia
Las sanciones económicas contra Rusia a raíz de la invasión y guerra en Ucrania son un tópico particularmente relevante para la industria de los hidrocarburos. Trump no solo presiona a Ucrania para que alcance un acuerdo con Rusia sino que también se manifiesta en contra del sostenimiento de las sanciones, entre las cuales esta la importación de combustibles rusos.
El ex presidente dijo que si gana las elecciones logrará una solución “rápida” al conflicto militar si existe voluntad entre las partes. El presidente ucraniano, Volodymyr Zelenskyy intentó limar asperezas con Trump en una reunión en Nueva York en septiembre, pero fue en vano. Trump insólitamente lo culpó de haber iniciado la guerra con Rusia. «Eso no significa que no quiera ayudarlo porque me siento muy mal por esa gente. Pero él nunca debió haber permitido que esa guerra comenzara. La guerra es una derrota», dijo Trump en octubre.
Un acuerdo de paz también supondría el levantamiento de las sanciones económicas según el razonamiento del ex presidente. Su principal argumento en contra de las sanciones es que atentan contra la utilización de la moneda estadounidense en el comercio global. “Fui un usuario de sanciones, pero las pondría y las quitaría lo más rápido posible porque en última instancia matan al dólar y matan todo lo que el dólar representa y tenemos que seguir teniendo la moneda mundial”, dijo Trump en un evento en el Club Económico de Nueva York.
Estados Unidos prohibió las importaciones de petróleo, productos refinados y gas natural licuado provenientes de Rusia. El gobierno también promulgó este año una ley para restringir la importación de uranio enriquecido en Rusia.
Las compañías energéticas y las petroleras estadounidenses en particular han decidido salir de Rusia debido a las sanciones, aunque hay excepciones. La principal compañía de servicios de campo del mundo, SLB aún mantiene sus operaciones en Rusia gracias a un permiso general del Departamento del Tesoro que permite procesar las transacciones económicas relacionadas con la industria energética. Este permiso fue cuestionado recientemente por 52 diputados de los dos partidos en un carta remitida a la administración Biden.
3 – Demanda de minerales críticos
La industria minera se pregunta qué futuro le espera a la agenda de transición energética en una eventual presidencia de Trump. Por lo pronto, hay dos variables que hacen difícil cualquier intento en el Congreso por desarmar la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés), el pilar legislativo de la administración Biden en materia de transición energética. Pero más allá de la ley IRA, existe un consenso bipartidario como nunca antes sobre la necesidad de impulsar la minería doméstica y en países aliados para reducir la dependencia con China.
Trump criticó la ley IRA en reiteradas oportunidades y prometió que no gastará ni un dólar más de los miles de millones que asigna para distintos programas. Sus críticas al impulso de los vehículos eléctricos hacen pensar que buscará limitar el programa de créditos fiscales para los compradores de coches eléctricos. No obstante, el Partido Republicano debería obtener un resultado contundente para hacerse con las mayorías en las dos cámaras del Congreso para modificar o derogar leyes. Otra limitante política es que varios estados gobernados por el Partido Republicano se han visto beneficiados con inversiones generadas por la ley IRA.
La ley también asigna recursos para que el gobierno otorgue préstamos para proyectos de minerales críticos. Trump y Harris se han pronunciado a favor de impulsar la minería doméstica. La candidata demócrata dijo que el país debe crear una reserva nacional de minerales críticos. “El aumento de la producción nacional se combinará con medidas innovadoras y sostenibles para construir cadenas de suministro de minerales críticos más sólidas junto con nuestros aliados y socios, incluso incentivando inversiones que amplíen la producción estadounidense y aliada de estos recursos”, informó la campaña de Harris. Los demócratas ya vienen explorando opciones para incentivar las inversiones, como ofrecer precios sostén a proyectos domésticos de minerales críticos que sean competitivos.
4 – Pausa al GNL
La administración Biden impuso este año una pausa temporal en el otorgamiento de nuevos permisos deexportación de gas natural licuado. El Departamento de Energía argumenta que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a otorgar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. La ley también indica que los criterios para definir el interés público deben ser actualizados. El próximo gobierno tendrá la capacidad de definir el contenido de esos criterios.
La secretaria de Energía, Jennifer Granholm estimó que la pausa finalizaría en marzo de 2025. Trump adelantó que le pondría fin y reiniciaría las aprobaciones inmediatamente después de asumir el cargo. Menos clara es la posición de la vicepresidenta Harris, lo que podría indicar retrasos en los proyectos de exportación que no cuentan con las autorizaciones necesarias.
EE.UU. actualmente tiene una capacidad de licuefacción de poco más de 14 bcf por día. Hay proyectos en construcción por 12 bcf y otros 22 bcf que fueron aprobados por el Departamento de Energía pero que tienen pendientes una decisión final de inversión (FID). El gobierno aclaró que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.
Exar, la empresa argentina dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, anunció la emisión de la primera Obligación Negociable (ON) en el mercado del litio, con calificación AA estable de Moody’s y Fix. La licitación se realizará el próximo 7 de noviembre y lo recaudado será destinado a financiar principalmente capital de trabajo y/o refinanciación de pasivos para el financiamiento del giro comercial del negocio, según precisaron desde la compañía.
La empresa está conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) en calidad de accionistas y concentra sus operaciones en el Salar Cauchari-Olaroz, en la provincia de Jujuy, Argentina, donde desarrolla el “Proyecto Cauchari-Olaroz”.
Emisión
Los instrumentos a licitar cumplen con las siguientes características:
CLASE I: moneda de pago dólar, plazo de 3 años con tasa de interés fija.
CLASE II: dólar linked, plazo de 2 años con tasa de interés fija.
Para ambas clases el monto mínimo de suscripción es de 100 dólares estadounidenses.
En esta operación, los Bancos Santander e ICBC actuarán como organizadores y colocadores, en tanto que Banco Galicia, Banco BBVA, Macro Securities, Banco Comafi, Balanz, Banco Mariva, Banco Supervielle, Puente, Allaria, Invertironline, TPCG, MAX Capital, Global Valores, Neix, Cohen y otros), actuarán como colocadores, según precisaron.
Capacidad
La compañía cuenta con una capacidad de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio calidad batería. En la actualidad, la planta se encuentra en la fase de inicio productivo, y espera producir entre 20.000 y 25.000 toneladas este año.
“Exar cuenta con una sólida posición competitiva en el mercado del carbonato de litio, el respaldo de sus accionistas y una sólida y creciente generación de flujo de fondos. Además, la empresa opera con proyecciones sólidas en cuanto a la generación futura de flujos”, remarcaron desde la minera.
La etapa inicial de exploración y prospección en el Salar de Cauchari-Olaroz comenzó en 2009, período durante el cual se llevaron a cabo numerosos estudios de prefactibilidad, factibilidad y estudios de impacto ambiental. Una vez obtenidos los permisos de operación se inició la construcción de la planta de Exar que demandó una inversión de 979 millones de dólares.
En su pico de trabajo, este proceso empleó a más de 3300 personas de manera directa. Actualmente, el proyecto cuenta con más de 2100 colaboradores entre directos e indirectos, de los cuales más del 60% reside en la Provincia de Jujuy, y el 30% lo hace en comunidades aledañas, convirtiéndose de esa manera en un motor fundamental para el desarrollo regional.
El gobierno decidió que los precios de la energía aumenten este mes en línea con la inflación, independientemente de la situación particular de cada mercado. Los combustibles treparon un 3%, la electricidad 2,5% y el gas natural por redes un 2,7%. En estos dos últimos servicios, se ajustó el componente destinado a las distribuidoras, mientras que el precio mayorista se mantuvo constante en el gas y retrocedió en términos reales en la electricidad.
Luego de la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo, el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, les anticipó a las distribuidoras que las tarifas van a acompañar la inflación, pero por ahora no habrá recomposiciones adicionales. Por ese motivo, se frenó el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria que tenía por objetivo autorizarles un incremento mayor antes de fin de año.
Electricidad
En línea con esa pauta, el gobierno publicó el viernes la resolución 19/2024 que mantuvo sin cambios el precio mayorista de la energía eléctrica con respecto a octubre. “Establécese, para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025 (…) la aplicación de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el MEM establecidos en el Anexo I (IF-2024-105442451-APN-DNRYDSE#MEC) de la Resolución Nº 283 de fecha 27 de septiembre de 2024 de la Secretaría de Energía”, dice la norma.
Según cálculos de la consultora Economía & Energía, ese congelamiento del precio mayorista deriva en una contracción del precio de la energía de 3,3% en pesos constantes y de 2% en dólares.
No obstante, para el usuario igual la tarifa aumenta porque si bien el precio mayorista de la energía se mantiene congelado, lo que sube un 6% es el componente destinado a las distribuidoras, que representa aproximadamente un 30% de la factura. Por ese motivo, la tarifa final de electricidad que pagan los usuarios sube 2,5%.
Lo que busca el gobierno con esta recomposición del margen de distribución es que las empresas no dejen de pagarle la energía a Cammesa para compensar la caída real que podrían sufrir en el VAD si es que se les congelara ese ingreso.
Gas natural
El gobierno ajustó la semana pasada a través de la resolución 18/2024 un 2,1% nominal el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Ese ajuste implica que se mantiene constante en dólares, mientras que el Valor Agregado de Distribución que perciben las empresas subió 3,5%. Debido a ello, la tarifa final que paga el usuario subió este lunes un 2,7% por una recomposición del margen de distribución.
No obstante, en las resoluciones publicadas este lunes en el Boletín Oficial solo aparece la tarifa para los usuarios N1. El cargo fijo mensual es igual para todos los usuarios, pero el cargo variable no. Por lo tanto, si los usuarios de ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3) quieren saber cuánto pagan por m3 de gas natural lo tienen que calcular siguiendo los pasos que detalló EconoJournal en junio.
Comenzó la cuenta regresiva para tener datos certeros del primer pozo shale. Santa Cruz a las puertas del no convencional. Palermo Aike es la gran esperanza de Santa Cruz. Las autoridades coinciden que la formación no convencional puede sumar otro polo productivo para el país y comenzar una nueva etapa para la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Austral. La cuenta regresiva ya comenzó y la industria sigue con atención los resultados del primer pozo shale. “Santa Cruz comienza una nueva etapa en la producción hidrocarburífera”. Así lo sostuvieron autoridades del Gobierno del Santa Cruz, en el marco de la inauguración […]
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El gobierno rionegrino señaló que el ducto destinado a exportar crudo transformará la provincia y, al mismo tiempo, destacó que tendrá un rol clave para el desarrollo energético del país. El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro. El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. […]
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La instancia consolida el interés de la industria petrolera internacional en el potencial de hidrocarburos costa afuera de Uruguay. ANCAP junto a Chevron y Challenger Energy Group (CEG) firmaron el “Farm-in de Chevron en el Área OFF-1”, acuerdo mediante el cual la empresa estadounidense Chevron asume el rol de operador en dicha área de la costa del país, en el marco del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos vigente. Asimismo, el acuerdo implica que Chevron tendrá una participación del 60% en el bloque a explorar, mientras que CEG tendrá un 40% del proyecto en calidad de socio no operador. […]
La capital paraguaya se convirtió en el centro de la agenda energética de América Latina y el Caribe con la realización de la LIV Reunión de ministros y ministras de Energía organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El encuentro congregó a representantes de 20 delegaciones ministeriales de la región para debatir los desafíos y avances del sector energético.
El encuentro brindó a los países miembros un espacio para evaluar la transición energética y proponer estrategias conjuntas, según destacaron desde la organización.
Acuerdos
Entre los acuerdos alcanzados se destacan i) la creación de un Consejo Regional de Planificación y ii) la adopción de una meta regional de eficiencia energética. Además, iii) se pactó detener la construcción de nuevas plantas carboeléctricas iv) se estableció un Grupo de Trabajo de Energía Nuclear para fortalecer la colaboración en ese ámbito. Por último, v) se indicó el apoyo y solidaridad con los países que enfrentan cortes de suministro eléctrico, reafirmando el compromiso de la región con el apoyo mutuo.
“La LIV Reunión de ministros y ministras de Energía reafirma la importancia de la unidad y la cooperación entre las naciones de América Latina y el Caribe para enfrentar los retos energéticos actuales y avanzar hacia un futuro más sostenible e inclusivo”, aseguraron.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial convocó a la audiencia pública en la que se analizará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto FLNG en el Golfo San Matías. La audiencia será el miércoles 4 de diciembre en San Antonio Este y brindará a la población la oportunidad de expresarse sobre los alcances y posibles impactos de la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural.
Según la resolución de la convocatoria publicada hoy en el Boletín Oficial, la audiencia se llevará a cabo a partir de las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, ubicado en la intersección de las calles Primeros Pobladores y Luis Piedrabuena.
Se trata de una instancia de participación ciudadana donde todas las personas, organizaciones y entidades interesadas podrán expresar sus opiniones y realizar aportes al proyecto. Si bien las opiniones que se registren son de carácter consultivo y no vinculante, serán consideradas en la fundamentación de la resolución final.
Cualquier persona interesada puede acceder al expediente y revisar el Estudio de Impacto Ambiental presentado por la empresa Southern Energy S.A., titular del proyecto FLNG en Río Negro. Se puede hacer vía digital a través del sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, o en formato físico en la delegación Alto Valle en Cipolletti.
Quienes deseen intervenir en la audiencia pública deberán inscribirse previamente en el formulario en línea disponible en https://forms.gle/tHiii3xCHWxTm9Wv9 hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Cada intervención tendrá un tiempo máximo de cinco minutos.
La secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quien presidirá la audiencia, destacó la importancia de la convocatoria: “Esta es una oportunidad única para que la ciudadanía participe activamente en el proceso de toma de decisiones sobre un proyecto de esta magnitud. Queremos escuchar las voces de todos los actores, tanto del sector público como privado, así como de la comunidad rionegrina en general, para garantizar un proceso transparente e inclusivo”.
Sobre el proyecto
El proyecto consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural en aguas del Golfo San Matías, a una distancia de 4 a 6 kms de la costa, con una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL). En tierra, el proyecto incluirá una cabecera de gasoducto y un sistema de transporte terrestre y submarino que permitirá el traslado del gas natural hacia el sistema de licuefacción. La unidad de licuefacción, instalada en el lecho submarino a una profundidad de -35 mLAT, será responsable de producir el GNL que luego será cargado en buques metaneros para su exportación.
La actividad se desarrollará a unos 50 km al sur de San Antonio Oeste y promete convertirse en un eje de desarrollo energético para Río Negro, al permitir la expansión de la industria del gas y petróleo en la región. Según el informe preliminar de evaluación, el proyecto es técnicamente factible y se enmarca fuera de cualquier Área Natural Protegida. Entre otros beneficios, se espera que impulse la economía local a través de la creación de empleos directos e indirectos, nuevas infraestructuras y la llegada de proyectos industriales asociados.
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) publicó la Resolución CNEE-270-2024 en la que aprueba los Términos de Referencia para que distribuidoras de Guatemala elaboren las Bases de una nueva Licitación Abierta para la contratación de potencia y energía eléctrica que garanticen sus requerimientos de suministro.
Se trataría del marco para el lanzamiento del proceso de Licitación PEG-5, que se estima que podría ser el más grande y sostenible de su historia al poder requerir en el orden de 1200 MW (a definirse en las bases) provenientes de fuentes bajas en carbono.
Según anticipan los TDR podrán participar en la Licitación los agentes generadores ya inscriptos en el mercado y aquellos que, una vez adjudicados, puedan constituirse como tal, de conformidad con la regulación vigente.
Estos agentes tendrán la posibilidad de ofertar potencia y energía eléctrica a partir de centrales en operación y también centrales consideradas nuevas con fecha de operación posterior al 1 de enero.
Las fuentes energéticas permitidas serían las siguientes:
Plantas de Generación Nuevas con las tecnologías de generación con recursos renovables reconocidas en la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (incluidas las que incorporen sistemas de almacenamiento);
Plantas de Generación Nuevas con las tecnologías de generación con recursos no renovables cuyas fuentes tienen factores de emisión de Dióxido de Carbono (CO2) menores o iguales a los del Gas Natural, tomando como referencia los publicados por el Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés),
Plantas de Generación en operación con las fuentes energéticas disponibles en el parque de generación en la fecha de convocatoria de la licitación.
De acuerdo con los TDR emitidos la semana pasada, se podrá adjudicar los siguientes tipos de contrato: Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, conforme están definidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13.
Los mismos tendrán una duración de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes, pudiendo acceder a los mismos mediante la participación en dos bloques: bloque de base o bloque complementario a la base.
Bloque Base: Es la cantidad de energía eléctrica de la curva total que constituye la base de la energía eléctrica a cubrir durante todas las horas del día de todos los años del período de suministro, respecto del total del requerimiento de las Distribuidoras.
Bloque Complementario a la Base: Es la cantidad de energía eléctrica de la curva total que resulta de la diferencia de descontar, del total de los requerimientos de las Distribuidoras, la cantidad de energía que corresponde al Bloque Base.
Según se establece en los términos, las fechas de inicio de suministro previstas son el 1 de mayo de los años 2030, 2031, 2032 y 2033, estos plazos no solo dan tiempo prudente a las nuevas centrales de generación para construirse sino además responden al vencimiento de un poco más de 1000 MW en contratos previos con los que contaban las distribuidoras y que dan cuenta del volumen potencial que tendrá esta convocatoria.
Lo que sigue
A partir de la publicación de los Términos de Referencia, las distribuidoras tendrán 80 días para elaborar las Bases de Licitación “en estricto apego y cumplimiento” a los TDR para la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
En adición, estas empresas deberán conformar una Junta de Licitación para llevar a cabo el proceso y liderar las tareas vinculadas hasta que se suscriban los respectivos contratos de abastecimiento.
A posterior, las Distribuidoras, a través de la Junta de Licitación, deberán establecer los eventos del proceso de Licitación con sus respectivas fechas, contemplando como mínimo un periodo para adquirir las bases de la licitación, realizar reuniones informativas, entregar solicitudes de aclaraciones de las bases y responder a las solicitudes de aclaración; y luego, dar lugar a la presentación de ofertas, sus aperturas, fecha de adjudicación y suscripción de cada contrato de abastecimiento.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) desarrolló con éxito un nuevo encuentro entre autoridades de gobierno, reguladores, empresas, academia y entidades financieras de la región.
Más de 2000 asistentes, 200 panelistas y representantes de delegaciones de 25 países miembros de OLADE se dieron cita, del 28 al 31 de octubre, en los salones de conferencias del Banco Central del Paraguay, en Asunción.
La IX edición de la Semana de la Energía tuvo ponencias destacadas y paneles de debate que siguieron como ejes temáticos el acceso al financiamiento; capacidades técnicas y tecnológicas; sociedad y ambiente; política y regulación.
Además, tuvo lugar la Junta de Expertos de OLADE que sentó las bases de los acuerdos de la LIV Reunión de Ministros de OLADE que se llevó a cabo a posteriori y que, según concluyó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la OLADE, dio resultados precisos:
«Quisiera agradecer el compromiso de los ministros en este esfuerzo de avanzar regional y colectivamente en materias tan importantes.
En el marco de la Reunión de Ministros, se acordó un consejo de planeamiento regional para avanzar en la integración energética en la región; los países acordaron y se comprometieron a no construir más plantas de carbón en la generación eléctrica en América Latina; los ministros acordaron una meta colectiva regional para avanzar en eficiencia energética; también acordaron e iniciaron el diálogo e intercambio de experiencias en materia de energía nuclear.
Todos temas concretos que hacen al desarrollo y el crecimiento de nuestro sector energético en América Latina”, expresó Andrés Rebolledo durante la ceremonia de clausura en Itaipú.
Aquello no sería todo. En esta reunión que es la máxima instancia de gobernanza de la OLADE también promovió el trabajo en torno a transiciones energéticas justas y se aseguró que se brindará apoyo a los países que enfrenten cortes de suministro eléctrico.
Integración regional
Más allá del consenso alcanzado por toda la plana mayor, representantes de las distintas subregiones aprovecharon para referirse a proyectos específicos que promoverán en el corto, mediano o largo plazo la interconexión entre los distintos países.
Tal es el caso de Colombia y Panamá, que cerraron un acuerdo para impulsar su proyecto de Interconexión Eléctrica Binacional, una iniciativa que se empezará a concretar tras más de una década de diálogo y que promete no sólo la cooperación eléctrica entre ambos países sino también la oportunidad de unir el sistema ya operativo en Centroamérica con Sudamérica.
Por su parte, Paraguay puso énfasis en las oportunidades del gas natural como energético de transición y expresó su interés de que el gasoducto que parte en Vaca Muerta use como franja de conexión con Brasil el Corredor Bioceánico, atravesando la Zona de Integración del Centro Oeste Suramericano (ZICOSUR).
Y, aunque aún estaría en una etapa temprana, República Dominicana mencionó que en el horizonte se encuentra la posibilidad de impulsar la interconexión con otros mercados no fronterizos como Puerto Rico mediante la utilización de un cable submarino que podría romper el paradigma de la interconexión eléctrica en el Caribe.
Descarbonización
Paraguay, como país anfitrión de la Semana de la Energía, promovió la diversificación de la matriz energética y se comprometió con avanzar en la electrificación de las actividades como forma de contribuir a la descarbonización y a minimizar los impactos del cambio climático.
Ahora bien, un paso importante se logró en las reuniones ministeriales donde se pactó detener la construcción de nuevas plantas carboeléctricas para la descarbonización de las economías y promover la renovabilidad a nivel regional.
Al respecto, es preciso indicar que el índice de renovabilidad de la oferta de energía ha mantenido su tendencia al alza durante la última década, debido principalmente al incremento de la participación de fuentes de energías renovables en la matriz de generación eléctrica.
Así lo advierte el “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2023-2024″ que fue presentado durante la Semana de la Energía y que en adición señala que la generación de energía renovable no convencional, especialmente la solar y eólica, podría aumentar un 30% este mismo año 2024.
Uruguay cuenta con una ambiciosa ruta para expandir su parque de generación renovable con una meta de incorporar anualmente 100 MW por año, como parte de un plan liderado por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), que hasta ahora ha asumido las inversiones iniciales y prevé, a futuro, abrir el sector a contratos PPA.
Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía de Uruguay, conversó en exclusiva con Energía Estratégica en el marco de la Semana de la Energía e insistió en la importancia que tendrán los 100 MW renovables anuales para abastecer la creciente demanda energética que se avizora en el país.
“UTE está haciendo una inversión importante para ello. Es decir que en un principio lo incorporará con inversión propia y luego probablemente se den los contratos de compra – venta de energía para sostenerlas a futuro”, apuntó.
“Por ende, actualmente no se están generando contratos PPA pero sí se están adquiriendo conocimientos y manejo de la tecnología para luego abrir la generación fotovoltaica al sector privado”, reforzó.
¿Por qué? El organismo ya conoció que se pulirá otro pliego licitatorio de un parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), en pos de acompañar el crecimiento de las instalaciones renovables en el corto plazo y continuar procesos similares hasta el año 2047.
“En cuanto a la generación, se observa más fotovoltaica en el corto plazo, dado que la eólica recién estará cercana al 2030 como parte del recambio del parque energético que ya hay en el país”, manifestó el director nacional de Energía.
“En ese marco también está la expectativa de los proyectos de hidrógeno, que si bien tendrán generación propia a futuro, inicialmente se prevén que ingresen una mezcla de generación propia y de la energía tomada del sistema”, añadió en diálogo con este portal de noticias.
Incentivos a las pequeñas y medianas empresas
Por otro lado, Christian Nieves Lauz reconoció que, más allá de lo que se haga con la generación centralizada, el gobierno tiene el foco puesto en la eficiencia energética, puntualmente a través de un programa que brinda un monto económico a las MiPyMEs para incorporar medidas de esta índole.
“Ello también incluye la adquisición de paneles solares; aunque al tener una matriz tan verde, a veces es ineficiente la microgeneración, por lo que no está tan alentado dado que, por ahora, se cubre bien la demanda y no sería necesario”, aclaró.
El 30 de octubre, TÜV confirmó que el módulo de heterounión THC-G12 de Tongwei alcanzó una potencia máxima de 776,2 vatios y una eficiencia del 24,99 % en un formato de 2384 x 1303 mm.
Esta es la primera vez que un módulo de heterounión supera los 775 vatios, lo que representa un avance significativo. Y desde el año 2023, Tongwei ha establecido nuevos récords de potencia y eficiencia en nueve ocasiones distintas.
El Centro Global de I+D de Tongwei comenzó a operar en junio de 2024. En solo cuatro meses, el equipo de I+D aumentó la eficiencia de la celda en casi un 0,3 % al optimizar las estructuras de captura de luz y la uniformidad del PECVD, además de emplear materiales y técnicas de impresión avanzados, lo que elevó la potencia en producción masiva del módulo hasta 745 vatios.
Basándose en sus éxitos previos de producción masiva, este último logro eleva aún más la potencia de los módulos de heterounión. Tongwei ahora ofrece una solución líder de heterounión con interconexión de cobre (THL) a nivel de gigavatios (GW), centrándose en la tecnología sin plata e impulsando los estándares de la industria.
El Centro de I+D Global de Tongwei tiene como objetivo promover tecnologías de vanguardia y fomentar el crecimiento de la industria. Reconocido como el centro de I+D más grande y con mayor capacidad en el campo, Tongwei se centra en el desarrollo de tecnologías convencionales como TOPCon, HJT, xBC y células y módulos tándem de perovskita/silicio. Tongwei explora los límites tecnológicos, transformando sus avances en motores del progreso industrial.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos y country manager de NCS Multistage en Argentina, destaca la importancia del número de etapas de fractura como un indicador clave para medir el desarrollo productivo en Vaca Muerta. En un contexto de crecimiento proyectado para 2025, este parámetro se convierte en un barómetro esencial para la industria, reflejando tanto la actividad económica como las tendencias a largo plazo del sector energético argentino.
Las etapas de fractura como termómetro de Vaca Muerta
A medida que Vaca Muerta continúa consolidándose como una de las reservas no convencionales de petróleo y gas más significativas de Argentina y el mundo, las etapas de fractura se han convertido en un barómetro preciso para medir la actividad económica y técnica en los yacimientos.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos, destacó recientemente que estos números son clave para interpretar las tendencias productivas y de mercado en el corto y mediano plazo. El conteo de etapas de fractura es una métrica cuantificable y objetiva que refleja no solo el movimiento de recursos y la dinámica logística, sino también la proyección de crecimiento a nivel sectorial.
“Los estudios han demostrado que existe una correlación directa entre el número de etapas de fractura y la futura producción de hidrocarburos”, explica Fucello. Esto se debe a que cada etapa representa un conjunto de operaciones que preparan al pozo para extraer hidrocarburos, lo que lo convierte en un indicativo fiable para prever la producción inmediata, tanto a nivel general como para cada empresa.
¿Qué es una etapa de fractura?
Una etapa de fractura es el proceso mediante el cual se inyectan grandes cantidades de arena y agua en un pozo para fracturar las formaciones rocosas y liberar así el petróleo y gas atrapados. Este procedimiento es altamente intensivo en recursos y equipos. Cada etapa de fractura en Vaca Muerta requiere, en promedio, aproximadamente 250 toneladas de arena y 1,500 m³ de agua, los cuales son inyectados a una presión de más de 10,000 PSI en la boca del pozo.
Este nivel de presión y los materiales necesarios conllevan un despliegue logístico de envergadura. Además del transporte de arena y agua, las operaciones requieren de equipos específicos y de personal capacitado para realizar la fracturación. De esta forma, cada etapa de fractura refleja no solo la actividad económica del sector, sino también la complejidad técnica y la logística implicadas en las operaciones en Vaca Muerta.
Proyecciones para 2024 y 2025
Las proyecciones de etapas de fractura en Vaca Muerta anticipan un crecimiento significativo. Según datos de la fundación Contactos Energéticos, en 2024 se prevé que el número de etapas de fractura alcance las 17,524, lo que implicaría un incremento del 19% en comparación con el año anterior.
Pero el mayor salto proyectado está previsto para 2025, cuando se espera un aumento del 37% en las etapas de fractura, llegando a un total de 24,008 etapas. Esta expansión se vincula directamente con la demanda de hidrocarburos a nivel nacional y regional, así como con el posicionamiento de Argentina en el mercado global de energía.
Infraestructura de fractura: el rol de las empresas de servicios
La capacidad instalada para realizar fracturación hidráulica en Vaca Muerta en 2025 estará distribuida entre diversas empresas de servicios. Halliburton lidera la lista con 4 sets de fractura, seguida por SLB (anteriormente Schlumberger) con 3 sets, mientras que Calfrac y Tenaris operan con 2 sets cada una, y Weatherford completa el grupo con 1 set.
Estos 12 sets de fractura reflejan la infraestructura técnica necesaria para sostener el crecimiento proyectado del 37% en las etapas de fractura para el próximo año. Cada set de fractura representa una instalación completa y autónoma capaz de realizar operaciones de fractura en un pozo, que incluye tanto los equipos como el personal especializado. Esta infraestructura permite a las empresas adaptarse a la demanda creciente y distribuir de forma óptima sus operaciones en Vaca Muerta.
Vaca Muerta: un pilar energético estratégico
El crecimiento proyectado de las etapas de fractura subraya la magnitud de la expansión en Vaca Muerta, consolidando a esta cuenca como un pilar clave para la industria energética de Argentina. Con estas cifras y proyecciones, Vaca Muerta no solo se posiciona como un centro productivo fundamental para la autosuficiencia energética del país, sino también como un actor estratégico en el ámbito internacional.
“Argentina debe entender que Vaca Muerta es uno de los activos energéticos más valiosos que tiene hoy en día”, indicó Fucello. “Estas proyecciones nos permiten dimensionar el impacto económico y la relevancia estratégica de estos recursos”. La expectativa es que este crecimiento en las etapas de fractura se traduzca en una mayor capacidad de producción de petróleo y gas, lo que a su vez permitirá una mayor participación de Argentina en el mercado global de energía y contribuirá a la estabilidad económica nacional.
Un futuro de crecimiento sostenido
Las cifras y el contexto logístico, sumado a la inversión en infraestructura de fracturación, colocan a Vaca Muerta en el foco del desarrollo hidrocarburífero del país y de la región. Con una inversión sostenida y un compromiso de las empresas de servicios para mantener la infraestructura necesaria, se prevé que Vaca Muerta siga siendo una fuente crucial de ingresos y estabilidad económica para Argentina, además de un actor clave en la geopolítica energética.
El seguimiento del número de etapas de fractura se convierte, por tanto, en una herramienta indispensable para proyectar la productividad y crecimiento de esta industria. La combinación de recursos, tecnología e inversión en infraestructura refleja una visión a largo plazo para Vaca Muerta, en la cual Argentina encuentra no solo un motor económico, sino también un instrumento para asegurar su posición en el ámbito energético mundial.
(Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).
Concienciados en la lucha contra la descarbonización y por cumplir con los objetivos del PNIEC para 2030, el líder mundial de soluciones de energía distribuida, Growatt, se ha embarcado en una ambiciosa gira por la Península Ibérica en 2024 que ha finalizado hace unos días.
Durante su gira “Roadshow Iberia 2024”, Growatt New Energy, ha visitado las ciudades de Madrid y Sevilla durante el pasado mes de mayo, siendo este mes de octubre el turno de Portugal, donde se han celebrado los eventos en las ciudades de Lisboa y Oporto, mostrando sorpresas exclusivas y regalos en cada parada.
Durante el roadshow, se presentaron en detalle los nuevos y recientes lanzamientos de la Compañía, enfocados en el almacenamiento comercial e industrial, las soluciones de almacenamiento de balcón, y los asistentes también pudieron formarse en la impresionante plataforma de gestión y monitorización OSS (Online Smart Service) junto a sus ingenieros de postventa.
Junto a lo anteriormente mencionado, los asistentes también tuvieron la oportunidad de probar sus productos de primera mano en la espectacular VAN showroom presente durante los eventos .
Pero no todo fue formación, como ya es habitual en la marca, también hubo tiempo para conversar sobre el sector, resolver dudas y consultás técnicas y finalmente realizar juegos y sorteos de regalos para todos los asistentes, sorteándose en cada evento un sistema de almacenamiento portátil Infinity 1500.
El eje central del roadshow gira en torno en presentar gama de inversores híbridos residenciales, como los nuevos inversores MID 11-30KTL3 XH, MOD 3-10KTL3 XH (BP) y la gama industrial con su inversor WIT 50-100K-HU, junto con las baterías APX HV y las nuevas APX Comerciales.
Entre los productos mostrados, destaca el nuevo MID 11-30KTL3 XH, con un rango de potencias de 11 a 30kW y una potencia fotovoltaica máxima de entrada de 60KW de CC y una tensión de entrada de hasta 1100 V, el dispositivo permite conectar más módulos fotovoltaicos en cada string reduciendo los costes de las conexiones en paralelo.
A las familias de almacenamiento, se une nuevo WIT 50-100K-HU (AU), con un rango de potencias de 50 a 100kW, escalable hasta los 300kW y una potencia fotovoltaica máxima de entrada de 156KW CC y una tensión de entrada de hasta 1000 V, cuenta con hasta 10 MPPTs con 2 string por cada MPPT; la corriente de entrada de string del inversor alcanza los 16 A, por lo que es compatible con módulos fotovoltaicos de gran potencia (500 W o más)
Otra de sus novedades presentadas fue la solución de balcón de Growatt, lanzada para dar solución a aquellas personas que no puedan tener una instalación fotovoltaica en casa, esta solución consta de un micro-inversor NEO de 800W, compatible con los paneles fotovoltaicos de mayores potencias, junto con las nuevas baterías NOAH, con una capacidad aproximada de 2kWh, pudiéndose ampliar mediante un mecanismo de plug&play hasta algo más de 8kWh; siendo esta una solución ideal para pisos con terrazas y zonas donde no se permita la modificacion exterior de edificios.
La empresa pretende fomentar la comprensión de cómo estas innovaciones pueden remodelar el sector energético e impulsar un futuro sostenible.
«España y Portugal presentan un potencial increíble para la energía solar», señaló AlejandroPintado, Product Marketing Manager para España y Portugal de Growatt.
«Nuestra gira no se limita a comercializar nuestros productos, sino también en fomentar asociaciones y colaboraciones locales», agregó.
El viaje de Growatt por España y Portugal supone un paso importante en la misión hacia un futuro más sostenible y ecológico; mientras el mundo mira hacia las fuentes de energía renovables para combatir el cambio climático, iniciativas como el roadshow de Growatt sirven de guía, iluminando el camino hacia un futuro más limpio y sostenible.
Se llevó a cabo la conferencia de prensa sobre el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025, un evento que se celebrará en marzo del año entrante en el Centro de Convenciones y Exposiciones de Tampico. Este congreso se perfila como uno de los más importantes para la industria energética, tanto a nivel nacional como internacional.
En la conferencia participaron figuras clave del sector energético de Tamaulipas, el Secretario de Desarrollo Energético del estado José Ramón Silva Arizabalo y Alejandro Rodríguez Contreras, Secretario Técnico de la Secretaría de Desarrollo Energético Estatal; además de RicardoOrtega, CEO de Oil & Gas Alliance y Janette Olivares, Directora de Operadores y Estados de Oil & Gas Alliance.
Durante su gestión, el gobernador de Tamaulipas, el Dr. Américo Villarreal Anaya, ha destacado que la expansión del puerto de Altamira y el desarrollo de infraestructuras relacionadas con el sector energético consolidan al estado que encabeza como una región clave para la conexión de mercados estratégicos. Como ejemplo está la inauguración del gasoducto en Reynosa, con una inversión de 2,980 millones de pesos, así como la planta de licuefacción de gas en las costas tamaulipecas, que busca exportar gas al mercado europeo.
José RamónSilva resaltó la relevancia del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas como una plataforma para atraer inversiones y fomentar la creación de oportunidades de negocio en el sector energético. Comentó: “este congreso permitirá a las empresas emergentes, grandes corporaciones y entidades gubernamentales establecer vínculos estratégicos para el desarrollo de proyectos”. Además, precisó que Tamaulipas fue el primer estado del país que certificó su programa sectorial de energía, y añadió: “Somos un estado rico en energía y ubicado estratégicamente para la logística nacional gracias, entre otras cosas, a los 18 cruces fronterizos, que facilitan y potencializan el fenómeno del nearshoring”. Además, dio la primicia de un segundo proyecto denominado: Desarrollo de Proveedores del Sector Energético del estado de Tamaulipas, y de las actividades de atracción de inversión a realizarse próximamente en China.
Ricardo Ortega, por su parte, expresó su entusiasmo por la realización del congreso, y sostuvo que “este es el momento para generar nuevas oportunidades y fortalecer alianzas estratégicas que impulsen la transición energética y el desarrollo de nuevas tecnologías en México”. Además, subrayó la importancia de Tamaulipas como un hub energético estratégico, indicando que el estado concentra el 63% de los recursos prospectivos del sector, lo que lo convierte en una región clave para la industria energética.
Durante la conferencia se ofreció un panorama detallado de las actividades que tendrán lugar durante los tres días del congreso. Entre ellas se destacó la realización de exposiciones y conferencias magistrales con la participación de expertos internacionales, quienes abordarán temas indispensables para el futuro de la industria energética. Además, se llevarán a cabo paneles de discusión sobre los principales retos y oportunidades que enfrenta el sector energético tanto en México como a nivel global.
Uno de los elementos centrales del congreso será la zona de networking, que permitirá a las empresas participantes crear alianzas estratégicas y atraer inversiones. Este espacio será clave para que compañías nacionales e internacionales puedan establecer contactos y fortalecer relaciones con otros actores relevantes de la industria, así como discutir posibles colaboraciones y proyectos en Tamaulipas.
Sobre el Programa de Desarrollo de Proveedores del Sector Energético de Tamaulipas, Alejandro Rodríguez puntualizó: “este proyecto tiene como objetivo impulsar un esquema integral y fortalecer la cadena de valor del sector energético en el estado de Tamaulipas; vamos a enfocarnos en desarrollar a las empresas tamaulipecas pero también están invitadas las empresas de todo el país, siempre y cuando tengan presencia en el estado”. Añadió que a través de esta iniciativa, en su primera fase, las empresas que podrán participar serán aquellas que presenten servicios a la industria de hidrocarburos, y posteriormente dicho programa se extenderá a toda la cadena de valor del sector energético. Lo anterior, sin costo alguno para las empresas.
La finalidad del programa es desarrollarlos para el cumplimiento de los requerimientos que las grandes operadoras de hidrocarburos tienen para la integración de su cadena de valor. Se comenzarán actividades de convocatoria para dichas empresas, el día 30 de octubre, por lo que pidió a las empresas y ciudadanía estar pendientes de las redes sociales de la SEDENER Tamaulipas para dar seguimiento a la información emitida al respecto y a los eventos que se llevarán a cabo en las ciudades de Reynosa, Victoria y el área metropolitana de Tampico, Madero y Altamira.
Durante su intervención, Janette Olivares dio a conocer que “llevaremos a cabo una gira por Asia, específicamente por China, para transformar el Puerto del Norte en un hub logístico de clase mundial, con base en inversiones para la expansión y modernización de los puertos. Asimismo, iremos con la misión de fomentar las inversiones en exploración y extracción de petróleo y gas, e incentivar la transferencia tecnológica y los servicios avanzados”.
Finalmente, la conferencia de prensa sirvió como una invitación para que empresas del sector y profesionales interesados en el futuro energético de México participen en el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 y asimismo en el programa de Desarrollo de Proveedores del sector energético, que promete ser un punto de encuentro esencial para discutir el futuro de la energía, atraer inversiones, y generar nuevas oportunidades de negocio en uno de los sectores más dinámicos del país y para el estado. Todas estas actividades se encuentran alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y a las líneas de acción del Programa Sectorial de Energía del Estado, acreditado por la Organización de Naciones Unidas.
DAS Solar ha implementado con éxito un proyecto solar de 5 MW en Brasil en colaboración con MTR solar distribuidora y fabricante de equipamientos y estructuras para usina solar, un reconocido distribuidor de soluciones integrales para proyectos de generación distribuida (GD), y TR Energia, el instalador del proyecto. Este proyecto emblemático cuenta con los confiables módulos de tipo N de DAS Solar, lo que enfatiza aún más la presencia de la empresa en Brasil.
El mercado solar brasileño ha experimentado un crecimiento explosivo, con un aumento significativo en las instalaciones de generación distribuida. A partir de 2023, Brasil se ha convertido en uno de los principales mercados solares de América Latina, impulsado por políticas favorables, abundante luz solar y la necesidad de diversificar su combinación energética. Se espera que la adopción de instalaciones solares continúe aumentando, lo que contribuirá a los ambiciosos objetivos de energía renovable del país.
Actualmente, la energía solar de servicios públicos a pequeña escala está desempeñando un papel fundamental para convertir a Brasil en el mercado verde más grande de América Latina. Este crecimiento se alinea perfectamente con la estrategia de expansión global de DAS Solar, que tiene como objetivo respaldar el desarrollo de energía sostenible en mercados clave prósperos.
Ubicado en una de las regiones solares de Brasil en rápida expansión, el proyecto es un testimonio de la capacidad de DAS Solar para ofrecer soluciones energéticas confiables y de alta eficiencia adaptadas al mercado local. Los módulos tipo N de DAS Solar, conocidos por su rendimiento y durabilidad superiores, están diseñados para funcionar de manera eficiente en las diversas condiciones climáticas de Brasil, lo que garantiza la máxima generación de energía para proyectos residenciales y comerciales.
2024 marca el 50 aniversario de las relaciones diplomáticas entre China y Brasil.
China sigue siendo el socio comercial más importante de Brasil y, en los últimos años, ambas naciones han desarrollado una cooperación profunda y de amplio alcance en el sector solar. Como parte de esta creciente colaboración, DAS Solar ha obtenido la certificación INMETRO para sus módulos tipo N, un hito vital para ingresar al mercado brasileño. INMETRO, el Instituto Nacional de Metrología, Normalización y Calidad Industrial, es el organismo de certificación oficial de Brasil responsable de establecer estándares nacionales. Esta certificación no solo valida la alta calidad de los productos tipo N de DAS Solar, sino que también allana el camino para expandir la presencia de la empresa en Brasil.
Mientras tanto, a través de asociaciones con importantes distribuidores como MTR solar distribuidora e fabricante de equipamentos e estruturas para usina solar, DAS Solar ha desarrollado una red de ventas sistemática en todo Brasil. Esta red proporciona servicios localizados de instalación, desarrollo de proyectos, logística, almacenamiento, soporte técnico y servicio al cliente, asegurando que los clientes locales reciban un soporte oportuno y personalizado.
El éxito de DAS Solar en Brasil es parte de su estrategia de expansión global más amplia, que busca entregar módulos tipo N de alto rendimiento a los mercados de todo el mundo. La empresa ya ha establecido sólidas posiciones de mercado en Europa, Asia y América Latina al colaborar con distribuidores locales clave y ofrecer servicios de soporte integrales. A medida que DAS Solar continúa impulsando sus esfuerzos de internacionalización, su tecnología de vanguardia tipo N desempeñará un papel fundamental en la aceleración de la transición energética global.
De cara al futuro, DAS Solar planea profundizar su presencia global, aprovechando sus productos líderes en la industria para iluminar Brasil con energía verde. Al combinar soluciones solares innovadoras con experiencia local, DAS Solar no solo contribuye al desarrollo sostenible de Brasil, sino que también genera un impacto significativo en el panorama mundial de la energía limpia.
Un importante acuerdo de obras fue anunciado en Añelo con la presencia de figuras destacadas como el gobernador Rolando Figueroa y el presidente de YPF, Horacio Marín.
En un acto que congregó a funcionarios, empresarios y vecinos, se oficializó el inicio de un proyecto que contempla la construcción de 90 kilómetros de asfalto en una de las rutas más transitadas de la región, vital para la conectividad del norte neuquino y la industria de Vaca Muerta. Este acuerdo no solo representa un avance en infraestructura, sino también en sustentabilidad económica y mejora de la calidad de vida para los habitantes.
El acuerdo incluye la participación de distintos referentes regionales, entre ellos Nicolás Albarracín, intendente de Chos Malal; Pedro Cuyul, intendente de Buta Ranquil; y Luis Sepúlveda, intendente de Huinganco. Además, estuvieron presentes delegados de Vaca Muerta como Milton Morales y Tito Landete, así como el comerciante Víctor Landete y el presidente de Infraestructura de YPF, Víctor Gallino.
TODO AÑELO CONTARÁ CON GAS NATURAL POR RED EN 2025
La primera etapa del gasoducto que construye @YPFoficial estará finalizada en marzo y la segunda a mediados del año próximo.
Es un acto de justicia para los vecinos de Añelo. Ya llegamos a 500 familias y en una segunda etapa… pic.twitter.com/24liT4wE3f
El gobernador Figueroa destacó la importancia de este proyecto, no solo en términos de infraestructura vial, sino como un paso hacia la autodeterminación económica de la provincia. “Es una obra que permitirá reducir los tiempos de viaje en una hora y media hacia el norte neuquino, promoviendo el desarrollo social y económico de la región”, afirmó. Este avance forma parte de una visión a largo plazo, en la que se busca acortar una deuda histórica en infraestructura, evaluada en 4 mil millones de dólares.
Plazo de ejecución y detalles de la obra
La ruta, que conecta la Ruta 7 con la Ruta 40, comenzará su construcción en los próximos meses, con un plazo estimado de dos años para su finalización. El proyecto ejecutivo se encuentra en sus últimas etapas y se espera iniciar la obra en el verano. Además de los 90 kilómetros de asfalto financiados por YPF, se proyecta la inversión en otros 20 kilómetros adicionales, buscando nuevas fuentes de financiamiento para completar la traza.
Impacto económico y social
La obra promete traer beneficios significativos, tanto para la industria petrolera de Vaca Muerta como para la comunidad neuquina. La ruta será un eje clave para el transporte de bienes y personas, facilitando el acceso a zonas productivas y reduciendo el aislamiento de comunidades del norte. El gobernador Figueroa subrayó el compromiso de la provincia con un desarrollo que no solo sea económico, sino también social y ambientalmente sustentable.
Declaraciones destacadas
Horacio Marín, presidente de YPF, resaltó que uno de los pilares fundamentales para la empresa es la productividad y eficiencia, y enfatizó que “no hay eficiencia sin infraestructura.” Según Marín, la coincidencia con el Gobierno provincial en este aspecto es clara: se debe desarrollar infraestructura en Neuquén para impulsar la venta y exportación de gas y petróleo, con el objetivo de alcanzar en 2021 los 30.000 millones de dólares en exportaciones. Marín también compartió una experiencia personal, recordando su interés desde joven en conocer la zona debido a un tío que trabajaba allí en la ganadería. “Ver la emoción de todos ustedes me hace sentir que estamos en el camino correcto”, expresó, visiblemente conmovido.
Perspectivas futuras
Este proyecto de infraestructura representa una nueva etapa para Neuquén, que se encamina hacia la construcción de una red vial moderna y eficiente. Con un superávit proyectado de 800 millones de dólares para el próximo año, la provincia se ha planteado reducir su deuda en infraestructura y destinar 800 millones a obras públicas. Este plan de desarrollo busca cerrar la brecha de 100 años en infraestructura, un retraso que la actual administración está comprometida a superar. Se espera que, para el 2026, esta ruta esté totalmente asfaltada, transformando la conectividad y facilitando el acceso a los recursos y servicios en el norte de Neuquén.
El gigante energético francés TotalEnergies experimentó una caída del 23% en sus beneficios netos en los primeros nueve meses de 2024, alcanzando los 13.900 millones de dólares.
La baja, atribuida principalmente a la caída en los precios del sector y a un fuerte descenso en el margen del refinado en Europa, ilustra los desafíos que enfrenta la empresa en el contexto actual de precios a la baja en los mercados internacionales de gas y petróleo. Sin embargo, la compañía ha destacado el incremento de su producción en energías renovables como una de las claves para mitigar el impacto de estas condiciones y adaptarse a un futuro menos dependiente de los hidrocarburos.
Presión en el refinado y precios a la baja en los hidrocarburos
TotalEnergies explicó que el margen de refinado en Europa se redujo un 66% durante el tercer trimestre, un factor que contribuyó a la baja general de sus resultados financieros. Esta caída refleja el impacto de la volatilidad de precios en el mercado energético global y subraya las dificultades que enfrentan las compañías petroleras tradicionales en un entorno de demanda cambiante y mayores exigencias regulatorias en Europa.
A pesar de este contexto, TotalEnergies obtuvo un beneficio de 4.100 millones de dólares en el tercer trimestre del año, lo que representa un descenso interanual del 12%. Según el consejero delegado de la empresa, Patrick Pouyanné, estos resultados “demuestran la resiliencia del modelo integrado multienergías” de la compañía, que apuesta tanto por los hidrocarburos como por la expansión en energías renovables.
Crecimiento acelerado en energías renovables
Mientras la producción de hidrocarburos (crudo y gas) disminuyó un 2%, con una producción diaria de 2,43 millones de barriles equivalentes, el sector de las energías renovables en TotalEnergies experimentó un crecimiento exponencial. La producción de energía limpia aumentó un 45%, alcanzando los 19,6 teravatios hora (TWh) en los primeros nueve meses del año. Este salto en el desarrollo de energía renovable se alinea con los esfuerzos de la compañía para diversificar sus fuentes de energía y avanzar en su compromiso con la transición energética.
Estrategia multienergía y proyecciones futuras
La fuerte apuesta de TotalEnergies por la producción renovable responde a una visión estratégica de largo plazo que busca transformar su modelo de negocio hacia un perfil multienergía menos dependiente de las fluctuaciones en los mercados de hidrocarburos. Al expandir su presencia en el sector renovable, la empresa reduce su exposición al riesgo asociado con la baja en los márgenes de refinado y con los precios de los combustibles fósiles.
TotalEnergies ha invertido significativamente en infraestructuras para la generación de energías limpias en Europa y otros mercados estratégicos, contribuyendo a su objetivo de alcanzar un mix energético más equilibrado y sostenible. La compañía ha anunciado que su plan de expansión incluye tanto proyectos de energía eólica y solar como nuevas iniciativas en hidrógeno, con la intención de alcanzar un objetivo de neutralidad en carbono hacia mediados del siglo.
Este balance entre el negocio tradicional y el crecimiento en renovables pone de manifiesto un cambio profundo en el sector energético y en cómo empresas históricamente centradas en el petróleo y gas están reconfigurando sus operaciones para enfrentar los desafíos ambientales y las exigencias de un mercado cada vez más enfocado en la sostenibilidad.
La empresa minera que tiene a su cargo el proyecto Hombre Muerto Oeste (HMW) confirmó una nueva inversión de 200 millones de dólares (incluyéndose dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones -RIGI-) para avanzar de fase en el emprendimiento litifero que tiene en la Puna catamarqueña.
El gobernador Raúl Jalil celebró esta nueva inversión asegurando que “significa más mano de obra para los catamarqueños, más contratación de servicios para los proveedores y, sobre todo, más desarrollo para nuestra provincia gracias a la minería”.
De esta manera, Catamarca se convierte en la segunda provincia en todo el país en implementar un proyecto con el esquema del RIGI, ya que la primera provincia fue Mendoza que confirmó la inversión de 220 millones de dólares por parte de la firma YPF Luz.
El proyecto HMW está muy cerca de otros proyectos de litio de categoría mundial propiedad de Arcadium Lithium y Posco, y tiene por objetivo la producción de cloruro de litio de alta calidad, el cual puede ser convertido a carbonato de litio de grado batería.
Actualmente se encuentra en construcción la Fase 1 del proyecto. El período de construcción de la nueva fase, que integra el objeto de la aplicación para el RIGI, comienza su construcción este año y esperan completarlo en 2026, estimando que la producción de cloruro de litio comience en 2027 con una proyección para producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE).
El monto de capital a invertir es de US$200 millones que se utilizarán para la construcción de 250 hectáreas de piscinas de evaporación, una planta de reactivos para el tratamiento de la salmuera, planta de generación de energía eléctrica, infraestructura para suministro de agua, campamento, oficinas, talleres, entre otras obras de infraestructura.
La cantidad estimada de personal que será empleado de manera permanente en el proyecto HMW, alcanza las 250 personas. Durante el período de construcción, se estima que el proyecto empleará al menos 750 personas hasta terminar su construcción.
Por último, se debe destacar que el Proyecto HMW también tiene potencial para expansiones adicionales de la producción, a través de las Fases 3 y 4 que pueden aumentar la producción anual de LCE hasta 40 y 60 mil toneladas.
En un auto con motor a combustión (nafta o gasoil) el viaje a Mar del Plata desde la Ciudad de Buenos Aires por la Ruta 2 suele demorar, en condiciones de tránsito normales, unas cuatro horas y media como mínimo, aunque en los autos eléctricos -que recientemente se han puesto de moda- ese trayecto suele durar un tiempo más debido a que su autonomía en lo que respecta a kilometraje es menor.
Esto se debe a que los autos eléctricos son impulsados a baterías de litio y suelen tener una autonomía de 300 kilómetros por lo que, para llegar desde CABA hasta Mar del Plata, ineludiblemente hay que pensar que se deberá parar para recargar energía y luego seguir camino.
A diferencia de los vehículos impulsados a nafta, los autos eléctricos usualmente tienen su punto de carga en la parte delantera de su parrilla y reciben energía de un surtidor eléctrico. Hay distintas potencias de carga, pero los aparatos que se utilizan en las rutas son de alta potencia y pueden llegar a recargar una batería de litio hasta un 80% en un espacio de 45 minutos.
Por eso, es necesario planificar bien el viaje y saber previamente en que localidad se va a parar: teniendo en cuenta esa arista y sabiendo que una carga de energía rápida para un vehículo eléctrico lleva su tiempo, lo mejor es ir a la cafetería de la estación de servicio, o del punto de recarga privado, mientras el auto recibe energía y queda listo para continuar camino.
Teniendo en cuenta lo que es el trayecto desde la Ciudad de Buenos Aires hasta Mar del Plata, hay un punto clave en la Ruta 2 -y equidistante entre ambos destinos- en el que se pueden recargar los autos eléctricos y además de disfrutar de distintos servicios como restaurante, cafetería, plaza, baños y espacio al aire libre.
Se trata de la estación de servicio de YPF que está ubicada en la localidad de Dolores, en el kilómetro 202 de la Ruta Provincial 2, y que cuenta con un un punto de recarga eléctrica de alta potencia y tiene cargadores rápidos de 50 Kw. y los ultras rápidos de hasta 160 Kw.
También existe una red de cargadores privada llamada ChargeBox que se puede utilizar en la Ruta 2: uno de sus puntos está en la localidad de Chascomús a la altura del kilómetro 113, luego esta firma tiene otros dos puntos de recarga en el Hotel Howard Johnson de Dolores y finalmente un punto de recarga en un supermercado Carrefour de Mar del Plata.
Algunos autos eléctricos que circulan actualmente en las rutas argentinas y no pagan patente en CABA son:
Nissan Leaf
Renault Kwid E-Tech
Renault Mégane E-Tech
Renault Kangoo Z.E.
Renault Kangoo E-Tech
Corradir Tito y Tita
Ford Mustang Mach-E
Audi Q8 e-tron
Audi e-tron
Audi e-tron Sportback
Audi RS e-tron GT
Mercedes-Benz EQA 350 4MATIC
Volvo C40
Porsche Tayca
Los otros puntos del país dónde se pueden cargar autos eléctricos
En total la Estación de Servicio de bandera, YPF, ya cuenta con más de 20 ubicados estratégicamente en el país. Además de la Costa Atlántica, en Pilar (Bs. As.) en Av. Constituyentes y General Paz (CABA) y Vicente López en Av. Libertador y Melo como en la histórica estación de Echeverría y Alcorta también existen estos puntos eléctricos. También, otro de los puntos importantes del país productivo donde este servicio se presta está en el corredor que une a la Capital Federal con Rosario y Córdoba a lo largo de la Ruta Nacional N°9.
Estos modelos de autos no pagan peajes en Ciudad de Buenos Aires, pero están habilitados para transitas las rutas
El siguiente listado detalla 15 autos totalmente eléctricos que no pagan peaje en las autopistas de la Ciudad de Buenos Aires, pero no pueden circular por las rutas de Argentina.
Las exportaciones de gas a Europa hechas a través de gasoductos de Rusia aumentaron más de 15 por ciento para llegar a 26.520 millones de metros cúbicos en los primeros diez meses de este año, informó este sábado la agencia de noticias TASS.
Para todo el año 2023, la cifra ascendió a unos 28.150 millones de metros cúbicos, según el informe.
En los primeros diez meses de este año, las exportaciones de gas por gasoductos de Rusia a Europa occidental y central a través de Ucrania totalizaron 12.850 millones de metros cúbicos, un aumento interanual del siete por ciento.
El presidente ucraniano, Volodímir Zelenski, anunció que Ucrania no renovará su acuerdo de tránsito con el gigante del gas ruso Gazprom, que finalizará a finales de este año.
Los expertos dijeron que aunque una renovación del acuerdo de tránsito parece poco probable debido a las tensiones entre Rusia y Ucrania, los países de la Unión Europea aún podrían asegurar el gas ruso a través de subastas, reservas de capacidad y puntos de entrega de gas revisados.
La empresa Edesur emitió un comunicado en donde informó oficialmente que continuará cobrando la tasa municipal de alumbrado público en su factura de electricidad en los diferentes distritos que hicieron presentaciones ante la Justicia.
“A raíz de un amparo judicial se mantendrá el cobro de la tasa municipal de algunos municipios. Esto se debe a la presentación realizada por los distintos intendentes en contra de la medida y el fallo favorable que recibieron en los tribunales”, informa el texto.
Cabe destacar que dichas acciones fueron impulsadas por los diferentes municipios después de la medida del Gobierno Nacional que buscaba impedir que los municipios impongan tasas en las boletas de los servicios públicos.
“Recordá que Edesur solo actúa como ente recaudador de estos impuestos, que después vuelcan al municipio. Te mantendremos al tanto ante cualquier novedad respecto a la facturación de las tasas municipales en los próximos meses”, remarcaron desde Edesur.
Además, detallaron los Municipios con fallos a favor hasta el momento: Almirante Brown, Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Esteban Echeverria, Ezeiza, Cañuelas y San Vicente. Quienes tengan alguna duda o consulta pueden realizarla a través del número de WhatsApp 11 6187 6995 o de atención comercial: 0810 222 0200.
La represa de Itaipú, que comparten Paraguay y Brasil, fue reconocida con el premio Récord Guinness por la “mayor producción acumulada de energía hidroeléctrica”, después de haber superado los 3.038 millones de megavatios hora de energía generada desde que arrancó operaciones, en mayo de 1984.
Hace 8 meses, la central hidroeléctrica alcanzó la marca histórica de 3.000 millones megavatios hora (MWh), o lo que es lo mismo, 3.000 teravatios hora (TWh) de energía producida desde hace 40 años. La media anual de esta central durante su vida operativa llegó a los 75 TWh para alcanzar este récord.
La energía producida acumulada en estos casi 40 años de operaciones de Itaipú equivaldrían aproximadamente al total del consumo de Paraguay durante 136 años y de Brasil durante 5 años.
La hidroeléctrica, una de las mayores presas del mundo, posee 20 unidades generadoras y 14.000 MW de potencia instalada, con lo que abastece el 88,4 % de la energía del Sistema Interconectado Nacional de Paraguay, que implica que nueve de casa diez hogares paraguayos reciben su energía.
En cuatro décadas de generación, la central aportó a Paraguay cerca de 13.077,2 millones de dólares, en el marco del cumplimiento del Anexo C del tratado de Itaipú.
El tratado establece que ambos países tienen derecho al 50 % de la energía generada por la represa, con el matiz de que si una de las partes no utiliza toda su cuota, tiene que vender el excedente al otro socio a precios preferenciales.
Itaipú está situada entre la ciudad de Hernandarias del lado paraguayo y Fox de Iguazú del lado brasilero. Sus instalaciones tienen una vida útil estimada de al menos doscientos años, y suministra alrededor del 86 % del mercado eléctrico de Paraguay y el 9 % de Brasil.
La represa es un gigante que tiene 7.744 metros de extensión y una altura máxima de 196 metros, equivalente a un edificio de 65 pisos.La central produce cerca del 13 % de la energía eléctrica consumida en Brasil y alrededor del 90 % del consumo paraguayo.
Con 20 unidades generadoras y 14.000 megavatios de potencia instalada, Itaipú es la tercera hidroeléctrica más potente del mundo, por detrás de las chinas Tres Gargantas y Baihetan.Pero además es la segunda más grande del mundo, escoltando a Tres Gargantas.Hasta hoy, Itaipú sigue siendo la líder mundial en generación de energía limpia y renovable.
CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Convenio de Cooperación Técnica de dólares para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. El acuerdo tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.
Desafíos actuales y futuros en la región
En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, la Argentina y Brasil. El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en la Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante.
«La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», aseveró Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.
El secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó: «En OLADE, nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»
Alianza
El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de superar las barreras históricas y avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.
El trabajo se dividirá en cinco fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.
«Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos», destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.
La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector
El Diario de la Energía publicó un informe clave sobre el futuro energético de India, en el que se destaca que la demanda interna de gas natural en el país asiático se duplicará para 2040. Sin embargo, la producción doméstica resultará insuficiente, lo que llevará a India a una mayor dependencia de las importaciones, particularmente de gas natural licuado (GNL).
Esta tendencia pone en relieve los desafíos que enfrenta la nación en su búsqueda de un equilibrio entre seguridad energética, crecimiento económico y sostenibilidad ambiental. La búsqueda de nuevos socios comerciales por parte de India representa una oportunidad para nuevos actores en el mercado global de GNL, como Argentina.
Vaca Muerta: un pilar del proyecto argentino de GNL
Argentina ha desarrollado su capacidad de producción de shale gas a partir de los yacimientos en Vaca Muerta, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo. Sin embargo, la infraestructura actual del país aún no permite la exportación masiva de GNL, lo que ha limitado el impacto de Vaca Muerta en los mercados internacionales.
El desarrollo de proyectos de licuefacción de gas es crucial para convertir a Argentina en un jugador clave en la exportación de GNL. En este contexto, Tecpetrol y otros actores como YPF avanzan en planes para construir terminales en Bahía Blanca. Estas instalaciones permitirán convertir el gas producido en Vaca Muerta en GNL listo para la exportación a mercados lejanos como Asia.
Crecimiento exponencial en la demanda de gas
El estudio de Rystad Energy, citado en la noticia, proyecta que el consumo de gas natural en India se incrementará de 65.000 millones de metros cúbicos (Bcm) en 2023 a 113.700 Bcm en 2040, impulsado por varios factores:
1. Crecimiento demográfico y desarrollo industrial, que aumentan las necesidades energéticas del país.
2. Transición hacia energías más limpias, donde el gas se posiciona como una alternativa al carbón.
Este aumento responde al compromiso de India con un modelo energético más sostenible, aunque la proporción de gas en el mix energético sigue siendo limitada, actualmente en torno al 2%. En el corto plazo, India ha logrado incrementar su producción de gas en un 51% desde 2020, alcanzando los 36,7 Bcm en 2025, pero esta cifra aún está lejos de cubrir su demanda proyectada.
Seguridad energética: contratos a largo plazo y dependencia del GNL
Ante la necesidad de asegurar el suministro, India ha firmado acuerdos a largo plazo con proveedores internacionales que se extienden más allá de 2030. Estas alianzas ayudan al país a protegerse de la volatilidad de los precios globales y las interrupciones en las cadenas de suministro.
Además, el país está reforzando su posición en el mercado internacional de GNL, apostando por estrategias comerciales con productores de Oriente Medio, una región que ofrece ventajas por su proximidad y gran disponibilidad de gas sin contratos a futuro. Según Kaushal Ramesh, vicepresidente de Rystad Energy, para 2035 Oriente Medio tendrá 100 millones de toneladas anuales (Mtpa) de GNL sin comprometer, lo que abre oportunidades estratégicas para India.
Persistencia del carbón y rol del gas en el mix energético
Aunque el gas natural es visto como una opción más limpia, India sigue dependiendo significativamente del carbón para la generación eléctrica. Las recientes olas de calor han forzado un aumento temporal en el consumo de carbón y GNL, lo que muestra la dificultad de abandonar las fuentes convencionales en el corto plazo.
Se espera que la energía generada con carbón continúe dominando al menos hasta 2040, salvo que futuras políticas públicas favorezcan la sustitución progresiva del carbón por gas o la aplicación de un esquema de tarificación del carbono.
Aplicaciones industriales: fertilizantes, refinerías y GNC
Un sector clave para la demanda de gas en India es la industria de fertilizantes, particularmente la producción de urea, que utiliza gas natural como insumo principal. La seguridad alimentaria es una prioridad para el gobierno, que mantiene subsidios a la producción de urea, garantizando así una demanda estable de gas, más allá de las fluctuaciones de precios.
En 2023, India produjo 30 millones de toneladas de urea, aunque la demanda nacional fue de 35 millones de toneladas, lo que refleja el potencial de crecimiento del sector en los próximos años. Asimismo, se proyecta que la capacidad de refinación aumentará hasta 335 Mtpa en 2030, con ampliaciones estratégicas cerca de terminales de GNL para optimizar la logística.
El sector del gas natural comprimido (GNC) también está creciendo rápidamente, con la red de estaciones de GNC expandiéndose más de cinco veces desde 2015, alcanzando 5.710 puntos de abastecimiento en 2023. Además, las conexiones de gas natural canalizado (GNP) superan ya las 12 millones y se espera que cubran casi todo el territorio del país tras las últimas rondas de licitación.
Obstáculos al crecimiento: infraestructura y riesgos comerciales
Pese al optimismo, el crecimiento del sector gasista enfrenta varios desafíos:
1. Renegociación de contratos: Los compradores indios tienden a buscar flexibilidad en los acuerdos, lo que genera incertidumbre para los proveedores y podría limitar la inversión extranjera en GNL.2. Lentitud en el desarrollo de infraestructura: Las terminales de regasificación siguen concentradas en el oeste del país, y la expansión de la red de gasoductos ha sido inconsistente, dificultando la distribución hacia regiones más alejadas.3. Competencia de las energías renovables: India está canalizando recursos significativos hacia proyectos de energía solar y eólica, lo que podría ralentizar las inversiones en infraestructura gasista.
India se enfrenta a un complejo panorama energético en su camino hacia 2040. Si bien la duplicación de la demanda de gas ofrece oportunidades, especialmente en sectores como fertilizantes y refinación, la dependencia del carbón y la necesidad de infraestructura robusta son desafíos importantes. El país seguirá apostando por el GNL como un pilar estratégico para asegurar su suministro energético, pero las tensiones entre seguridad, sostenibilidad y rentabilidad marcarán el rumbo de su política energética en las próximas décadas.
Este escenario coloca a India en una posición estratégica en el mercado global del GNL, pero exigirá un delicado equilibrio entre sus objetivos económicos y ambientales para garantizar una transición energética eficaz.
Pluspetrol, una de las más importantes firmas petroleras en Argentina, ejecutó una operación multimillonaria por la adquisición de los activos petroleros de ExxonMobil en Vaca Muerta, Neuquén.
Se trata de una operación que involucró un movimiento de alrededor de US$ 1.700 millones, según precisiones del portal Econo Journal.
“Se han acordado los términos y condiciones para la venta de Exxon Mobil Exploration Argentina a favor de Pluspetrol”, consignó a través de un comunicado la petrolera norteamericana Exxon Mobil. “Continuamos trabajando junto con el comprador y el Gobierno de Neuquén para lograr la alineación de los resultados deseados. Como práctica corporativa, Exxon Mobil no comenta sobre los detalles comerciales de las transacciones”.
La venta de estas áreas hidrocabruríferas que operan en Vaca Muerta se lanzó hace ya un año y varias firmas irrumpían en la negociación como “favoritas” para cerrar esta millonaria operación, entre ellas Pan American Energy (PAE), con el respaldo de YPF, así como Tecpetrol, otro de los oferentes que formuló una oferta en forma conjunta con Vista.
Sin embargo, ExxonMobil no se marchará del país, teniendo en cuenta que coordina desde Buenos Aires uno de los principales centros de operaciones en la región.
De este modo, ExxonMobil se desprendió de los activos petroleros que gestionaba en Vaca Muerta a través de la sociedad ExxonMobil Exploration Argentina, de la cual maneja el 70% de las acciones, mientras que el otro 30% pertenece a la empresa Qatar Energy. A propósito de la operación, se indicó que el área Sierra Chata se negociará “por separado”.
Se estima que la explotación del yacimiento Bajo del Choique (punto neurálgico del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta) demandará a la firma local una voluminosa apuesta en términos de inversiones, considerando que sólo la infraestructura para poder evacuar la producción de petróleo requeriría más de US$ 500 millones, calcularon en Econo Journal.
El parque solar fotovoltaico El Quemado, desarrollado por YPF en trabajo conjunto con la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Estará ubicado en Las Heras, a 13 kilómetros de la localidad de Jocolí, en una zona de alta radiación. En esta primera etapa, contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas. Tendrá una inversión de 220 millones de dólares y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.
El proyecto fue desarrollado originalmente por Emesa, que trabaja de forma constante en la planificación y ejecución de proyectos energéticos para atraer inversiones a la provincia. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto.
La potencia que tendrá este parque en Mendoza equivale a la energía que utilizan más de 274.000 hogares. De esta forma, se evitará la emisión de más de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.
La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses.
Mendoza con energía limpia
El objetivo para Mendoza, anunciado por el Gobernador Alfredo Cornejo, es llegar a los 700 MW de potencia en energías renovables en los próximos dos años, con inversión privada a partir de la planificación y los proyectos desarrollados por Emesa y el Gobierno de Mendoza.
El Quemado tendrá una capacidad instalada total de 305 MW, dividida en dos etapas: la Etapa I, con 200 MW, y la Etapa II, con 105 MW.
La inversión total destinada al desarrollo asciende a US$ 220 millones. Entre sus principales características técnicas, tendrá un factor de capacidad estimado de 31,4% y su potencia instalada permitirá generar energía suficiente para abastecer a más de 274.000 hogares. Además, se logrará una reducción significativa de emisiones de CO2, con un ahorro de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.
El parque solar estará compuesto por 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales y durante su etapa de construcción y generará empleo para más de 400 personas en los momentos de mayor demanda de obra, contribuyendo al desarrollo económico local.
Los detalles
Capacidad instalada total: 305MW.
Etapa I: 200W – Etapa II 105MW.
Inversión total: US$ 220 millones.
Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.
Características técnicas
• Factor de capacidad estimado: de 31,4%.• Potencia instalada: 305 MW.• Energía equivalente a más 274.000 hogares.• Ahorro de 455.378 toneladas de CO2 al año.• Paneles: 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.• Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.• Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2816.• El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva Subestación Transformadora.• Fecha de puesta en operación Etapa I: primer trimestre de 2026.
El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.
El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. En esa zona se levantará una terminal portuaria de exportación que consolidará a Río Negro como un punto estratégico para la salida de petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
Actualmente, los equipos de YPF realizan tareas de nivelación y preparación del terreno en la barda norte del Alto Valle para recibir los caños del ducto que llegará a la costa atlántica. Amelia Lapuente, ingeniera química de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, explicó que “la gente de YPF está preparando el terreno con máquinas viales para poder recibir la cañería, que después será montada hacia la terminal marítima”.
A la par de estos movimientos, continúa la construcción del primer tramo del oleoducto, lo que garantizará la conexión directa desde Neuquén hacia Río Negro en la red de transporte. Este avance tiene un impacto significativo en la capacidad logística y permitirá optimizar el flujo de crudo hacia los mercados internacionales.
Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro están desempeñando un rol activo en la fiscalización de la obra, gracias a las recientes modificaciones en la legislación provincial que habilitan la participación concurrente de la provincia en el control de infraestructura de transporte.
“A partir de este proyecto, estamos cambiando el paradigma de la fiscalización en Río Negro, enfocándonos no sólo en la producción de hidrocarburos sino también en su transporte. Para nosotros es muy importante porque ahora vamos a participar en la exportación de hidrocarburos que se producen en el país”, subrayó Lapuente.
La tarea de fiscalización es exhaustiva e inicia desde la fase de planificación, con el equipo técnico provincial revisando toda la información de ingeniería antes de iniciar la construcción. “Estamos fiscalizando y controlando también la construcción de los ductos, lo cual es un gran avance, ya que antes, en proyectos de transporte nacional, la provincia no tenía capacidad de intervenir”, agregó Lapuente.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, suscribió convenios con YPF S.A. y con la Fundación YPF para avanzar en el fortalecimiento de la educación técnico profesional en petróleo y gas. “Esta provincia que se está gestando será a partir del conocimiento y de la mano de obra de neuquinos”, sostuvo el gobernador y destacó que “es muy importante invertir en educación”.
“YPF es uno de nuestros auspiciantes diamante, en el programa de becas (estudiantiles) Gregorio Álvarez”, al que contribuyen “fuertemente”, agregó. Los convenios son “un paso más, para poder formar a nuestros jóvenes, dejándolos preparados con la educación secundaria”, aseguró Figueroa.
Agregó que se trabajará “en varias EPET distribuidas en toda la provincia con ese concepto en el cual Vaca Muerta no sólo impacta en la región, sino que impacta en el resto de las regiones”.
Es muy importante todo el ciclo formativo, al que se espera que “toda la industria pueda sumarse y pueda colaborar”, porque “estamos convencidos que la mejor forma de contribuir al crecimiento de Neuquén es generando trabajo”, dijo.
En este sentido, destacó la importancia de la formación y la capacitación “para llevar adelante todas estas tareas sin riesgo” y aseguró que “una de las formas de sacar a gente de la pobreza es con la educación, con la formación y que esa gente pueda conseguir trabajo en la industria”.
Por su parte, la ministra de Educación, Soledad Martínez, destacó la puesta en marcha, a partir de estos convenios, de un instituto superior de formación que permitirá contar con un espacio de capacitación “para todos los perfiles que requiere el sector y que requieren las empresas”.
Informó que existe además una “cláusula de adhesión” a través de la cual “la Fundación está proponiendo sumar a otras empresas interesadas”. Por esto, desde el ministerio de Educación y el Consejo Provincial de Educación (CPE), se trabajará “en los diseños curriculares y todo lo que es necesario para la certificación de los saberes”.
Horacio Marín, presidente de YPF, destacó que para la República Argentina en materia de gas y petróleo, “el competidor natural es Estados Unidos”, por lo cual “estamos compitiendo con la economía más grande del mundo donde son muy eficientes, entonces los argentinos a través de la capacitación y la ayuda de la geología, tenemos que estar a la altura de las circunstancias”.
Gustavo Schiappacasse, director de la Fundación YPF, aseguró que “estamos comprometidos ya hace varios años con el tema de la formación”, y a partir de un estudio realizado “se detectaron nuevos perfiles y ocupaciones para lo que será el desarrollo a 10 años y las tecnologías asociadas”, por lo cual “estamos trabajando en eso”.
Con estos convenios “estamos comprometiendo una inversión de más de 5.5 millones de dólares en 3 años, lo cual puede ser incremental”, dijo y añadió que “lo importante es la cláusula de adhesión para este centro de formación para el cual estamos invitando a otras operadoras y a otras empresas de servicio a que se sumen”.
Entre otros aspectos, prevén aportes de tecnología para las instituciones educativas, la creación de una institución técnica especializada, prácticas profesionalizantes pedagógicas, cupos de formación docente, asignación estímulo y de apoyo para finalización de estudios en educación superior técnica para estudiantes, y la donación de equipamiento, entre otras cláusulas.
Estuvieron presentes, entre otras autoridades, los ministros Jefe de Gabinete,Juan Luis Ousset; y de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele.
La compañía estadounidense cerró un acuerdo con la su par de capitales argentinos para que tome posesión del prometedor yacimiento. ExxonMobil vendió Bajo del Choique-La Invernada, el área que opera en Vaca Muerta desde 2015, a Pluspetrol en un movimiento que modifica el mapa del shale neuquino. El bloque tiene un potencial prometedor, con varios hitos en su haber y un reciente oleoducto preparado para maximizar la producción. De acuerdo a la información que confirmó Mejor Energía, la estadounidense Exxon continúa con el trabajo tanto con el comprador como con el Gobierno de Neuquén para cerrar la operación. La compañía […]
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezado por Marcelo Rucci, alcanzó importantes acuerdos laborales y de seguridad tras negociaciones con las cámaras empresariales CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales).
Las reuniones se llevaron a cabo en Buenos Aires, con múltiples cuartos intermedios para abordar las demandas del sindicato, en un contexto en que la inflación y las condiciones laborales en Vaca Muerta aumentan las tensiones entre trabajadores y empresas.
En el marco de la paritaria vigente, el acuerdo establece un aumento salarial del 6% retroactivo a septiembre y otro 6% en diciembre, además de una cláusula de revisión que permite renegociar si la inflación supera las previsiones. También se aprobó un aumento de $28,500 para la vianda de una jornada de 8 horas, un cambio significativo dado el costo de vida en la región, especialmente en localidades como Añelo, donde el auge del shale ha elevado los precios considerablemente.
En cuanto a seguridad y condiciones laborales, se destaca el compromiso de ambas partes para mejorar las prácticas de higiene y seguridad en los yacimientos, con énfasis en las áreas de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. Con la incorporación de más personal en los servicios de cementación y la readecuación de los diagramas de trabajo en los equipos de perforación (ahora en turnos 8×4), se busca reducir la carga horaria y los riesgos de accidentes laborales, un punto crítico en un sector de alta demanda física y psicológica. La erradicación de contratos “on call” y la restricción de los trabajadores a sus tareas especializadas también representan un avance significativo en la regulación de las jornadas y roles, garantizando condiciones de trabajo más justas.
Este acuerdo incluye visitas periódicas a los yacimientos para supervisar el cumplimiento de las normas de seguridad, un esfuerzo colaborativo que pone en primer plano la seguridad operativa en en el campo. Además, el sindicato y las cámaras empresariales acordaron potenciar las oportunidades de capacitación profesional en colaboración con instituciones como la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), que ha estado incrementando su oferta educativa en áreas técnicas relacionadas con la industria petrolera.
Este acuerdo surge en un momento de auge para el sector hidrocarburífero en Argentina, donde Vaca Muerta se ha consolidado como una pieza clave en la estrategia energética nacional y como uno de los mayores reservorios de shale oil y shale gas del mundo.
La incertidumbre llegó a su fin. ARC Energy se convirtió en el único oferente y, por lo tanto, en el nuevo propietario de IMPSA.
La empresa estadounidense, especializada en el sector energético, presentó la única propuesta formal para adquirir las acciones estatales de la histórica firma mendocina.
Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a inyectar 25 millones de dólares en la compañía para garantizar su continuidad y crecimiento.
La licitación para la venta de IMPSA arrojó un resultado inesperado: ARC Energy fue la única empresa en presentar una oferta formal.
A pesar de que varias compañías internacionales habían mostrado interés y adquirido los pliegos, solo la empresa estadounidense decidió avanzar con su propuesta. Este desenlace genera interrogantes sobre las expectativas del mercado y las condiciones de la licitación.
Así, tras un proceso de licitación, ARC Energy ha sido seleccionada como el nuevo propietario de IMPSA. La empresa estadounidense presentó una propuesta que cumple con los requisitos establecidos por el gobierno, incluyendo una inversión mínima de 25 millones de dólares.
Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a garantizar la continuidad de las operaciones de IMPSA y a desarrollar nuevos proyectos en el sector energético.
Las tarifas de luz y gas volverán a tener un aumento tras la actualización de septiembre y a partir de noviembre aumentarán un 2,5% y 2,7% respectivamente. La resolución se publicará a partir de este viernes, luego de que el Gobierno postergara aumentos a mitad de año, con el fin de sostener la inflación y dentro del plan de recuperación del poder adquisitivo del salario.
A principios de septiembre, el Gobierno confirmó un aumento del 4% promedio de las tarifas de gas y luz, medida tomada “a los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”, según justificaron desde Balcarce 50 en su momento.
Ahora, tras la actualización en septiembre que fue en sintonía con la postergación de aumentos que serían en pleno invierno, llega un nuevo aumento. En dicho momento, el Gobierno confió que la baja del consumo de primavera haría que el aumento no tuviera el mismo impacto que si se hacía en plena temporada invernal, pero ahora se buscará que el incremento a fin de primavera colabore con el financiamiento del servicio durante el alto consumo del verano.
Cabe señalar que el Gobierno anunció el desabastecimiento energético que atravesaba el país, por lo que los aumentos de las tarifas no son sorpresivos, como así tampoco posible cortes que puedan existir durante el verano. Además, desde hace meses que se suspendió la provisión de gas desde Bolivia que había acordado el Gobierno de Alberto Fernández, con el cual se abastecía a hogares y usinas eléctricas
En medio de los intentos por bajar la inflación, los precios los combustibles subirán menos de lo esperado a partir de este viernes. El ajuste será del 2,75% en todo el país, cuando se esperaba un ajuste del 4%. El ajuste lo aplicará YPF y se espera que sea imitado por sus competidores Shell, Axion, Puma, Dapsa, Gulf y Refinor.
En la Patagonia el ajuste estará por encima de esa cifra para achicar la brecha con el resto del país, que es del 20%, considerando los costos logísticos de traslado desde las refinerías hasta los consumidores.
La suba buscará compensar los efectos de la devaluación de octubre (2 puntos porcentuales) y la actualización de impuestos.
El incremento no cargará a los valores adicionales para que los precios locales se acerquen a los internacionales, pues esta semana bajó el petróleo crudo en el mundo. Se esperaba, inicialmente, que la actualización fuera algo menor al 4%.
El aumento de la nafta y el gasoil llega después de que en octubre se aplicara la primera baja de los combustibles en casi 6 años (1% en la nafta y 2% en gasoil, que en los márgenes de las petroleras fue de 4% y 5%, respectivamente).
La nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires trepará a unos $ 1.077 por litro, desde los actuales $ 1.048.
Así, desde que arrancó el año habrá tenido una suba de casi 95%, contra una inflación que habrá acumulado alrededor de 107,5% en los primeros 10 meses y 114% hacia finales de noviembre.
Desde que asumió Javier Milei en diciembre de 2023, la nafta súper subió 166,5%.
Las ventas de combustibles al público en estaciones de servicio volvieron a caer en septiembre y acumularon una baja del 6% en lo que va del 2024.
Representantes de fondos globales de inversión analizaron áreas clave en Neuquén y Río Negro, destacando el potencial de crecimiento de la formación no convencional. Inversores internacionales visitaron recientemente los activos de las compañías GeoPark y Phoenix Global Resources en Vaca Muerta, enfocándose en las áreas Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, ubicadas en las provincias de Neuquén y Río Negro. La misión fue organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversión del gigante brasileño Bradesco. La visita, liderada por los analistas Vicente Falanga y Murilo Riccini, brindó a los actuales y potenciales inversores la oportunidad […]
Los ministros Patricia Bullrich (Seguridad) y Luis Petri (Defensa) viajan el lunes a Neuquén capital en coincidencia con el comando antibloqueos a Vaca Muerta. La ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, el ministro de Defensa, Luis Petri, y el de Justicia, Mariano Cúneo Libarona, viajarán este lunes a Neuquén capital en un avión del Ejército en coincidencia con el arribo del comando antibloqueos en Vaca Muerta. La llegada de la funcionaria nacional, que estuvo hace apenas 10 días en la cercana localidad de Bariloche, fue confirmada por fuentes del ministerio de Seguridad, que indicaron que estará en la capital provincial durante […]
Fundación YPF e YPF firmaron un acuerdo con el Gobierno de Neuquén para invertir US$ 5,5 millones en un plan de Formación Técnica. La Provincia de Neuquén, Fundación YPF e YPF firmaron un convenio en el que la empresa acordó invertir 5,5 millones de dólares en un plan de Formación Técnica para Vaca Muerta. Será durante los próximos tres años. El plan incluye la entrega de equipamiento para 18 escuelas técnicas; 200 asignaciones estímulo para estudiantes de educación Superior Técnica; adecuaciones de los planes de estudio de 15 cursos y carreras; la realización de prácticas profesionalizantes para 420 estudiantes; la […]
El rig tiene como primer destino Fortín de Piedra, el bloque insignia de la petrolera del Grupo Techint, que apunta a expandir su plan de fracking a Los Toldos I Norte y II Este. Mientras en el shale neuquino las perforaciones cercen, en el resto del país decaen. Tecpetrol sumó un potente equipo de perforación de la compañía Nabors, elevando a 35 el número de rigs en Vaca Muerta, un área clave para sus operaciones. Este nuevo equipo, bautizado F36, ya está en funcionamiento en el sector estrella de Tecpetrol en la formación: Fortín de Piedra. Inició sus labores en […]
Un empresario de Río Negro hoy conduce una de las empresas más tradicionales de transporte se sustancias líquidas de la industria petrolera de Neuquén. Considera que se van a multiplicar las oportunidades para las Pymes rionegrinas y que, por tradición petrolera, muchas ciudades pueden aportarán recursos humanos calificados. Juan Cruz López es un ingeniero industrial, con especializaciones en economía, que considera que “nos queda un poco grande la palabra empresario”, y prefiere ser reconocido como un representante de las Pymes de servicios petroleros. Lo cierto es que, a partir de una empresa surgida en Catriel, como es Brava, que se […]
La potencial perforación de un pozo exploratorio permitirá confirmar la presencia de hidrocarburos, el espesor y la presión de las unidades productivas. La empresa Shell iniciará trabajos de prospección sísmica 3D en diciembre del corriente año o principios de enero del 2025 que tendrá lugar en dos bloques de la Cuenca Argentina Norte (CAN) a 200 kilómetros de Mar del Plata y, de esta forma se renuevan las expectativas de extracción de petróleo en el sector ante este nuevo proyecto que se prolongará durante tres meses. La potencial perforación de un pozo exploratorio permitirá confirmar la presencia de hidrocarburos, el […]
En el marco de la AOG 2024, los directivos de las compañías de servicios repasaron las oportunidades tecnológicas y apuntaron qué es lo que viene para el shale neuquino. ¿Cómo afrontan las empresas de servicios el mejoramiento de la eficiencia para la producción en Vaca Muerta? Esa fue una de las preguntas que respondieron los directivos de Calfrac, Marcos Aranguren, y SLB, Jorge Vidal, en el marco del Encuentro con los CEO’s, durante la edición Patagonia de la Argentina Oil & Gas (AOG). Las dos compañías son importantes para la movilización de equipos de torre y sets de fractura en […]
Abarca mejoras salariales, medidas de seguridad e higiene, y nuevas oportunidades de capacitación para los trabajadores del sector hidrocarburífero. El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, representado por Marcelo Rucci, alcanzó un acuerdo clave con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) que abarca distintos aspectos. El acuerdo contempla el pago de un incremento de 6% retroactivo a septiembre y otro 6% en diciembre más una cláusula de revisión para no perder contra la inflación. Además se estipuló un incremento para […]
Tomás Ocampo creó Unblock Computing, una compañía que utiliza tecnología desarrollada en Estados Unidos para reemplazar la quema del gas asociado que las empresas tienen con la producción de petróleo. El crecimiento exponencial de Vaca Muerta de los últimos años trajo consigo un problema poco discutido en el país, pero que toma relevancia a nivel mundial. Se trata de la quema de gas o, más coloquialmente dicho en el sector, el venteo, que son las antorchas típicas que se ven en las zonas petroleras de Neuquén. El venteo (o flaring, en inglés) ocurre en general durante el proceso de producción […]
PECOM anunció su regreso a la operación de campos petroleros con el ingreso como titular de la concesión El Trébol – Escalante en la provincia de Chubut, luego de la firma del Decreto de Cesión por parte del Gobernador Ignacio Torres.
El mandatario estuvo acompañado al momento de la firma por el Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Loma Ávila, el Presidente de YPF, Horacio Marín y el CEO de Pecom, Gustavo Astie.
El regreso de PECOM como operador se produce a partir de la adquisición a YPF en el Proyecto Andes de dicha área y de Campamento Central – Cañadón Perdido (50%), de la que próximamente asumirá el control formal. La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido).
La compra implicó una inversión por parte de la compañía que totalizó USD 114.500.000. PECOM inicia esta nueva etapa como operador con la puesta en marcha de un modelo productivo que, con fuerte foco en técnicas de recuperación terciaria, buscará hacer crecer los niveles actuales de producción de las áreas.
En el plano operativo, serán fundamentales el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores.
La toma de posesión de los activos es un hito fundamental en la historia de PECOM. “El regreso de PECOM como operador ya es una realidad. Nos preparamos profundamente para este momento. Contamos con excelentes profesionales con amplia experiencia en operación de yacimientos mediante un modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.
“Luego de 22 años llegó el día. Estoy muy emocionado por este regreso a la operación honrando el legado y, al mismo tiempo, empezando a construir el futuro de una nueva PECOM que quiere ser protagonista del sector energético argentino. Nuestro país está en un momento bisagra y estamos convencidos que la producción de petróleo y gas será fundamental para su crecimiento” aseguró Luis Perez Companc, presidente de la compañía.
En agosto de 2015 PECOM volvió al sector energético, consolidándose como uno de los principales proveedores de servicios, obras y productos para la industria de oil&gas, energía eléctrica y minería. Hoy asume nuevamente el rol de operador.
Sobre PECOM
Tenemos más de 70 años de experiencia y junto con Molinos Rio de la Plata y Molinos Agro formamos parte del grupo de empresas pertenecientes a Pilar, Rosario y Luis Perez Companc. Con una reconocida trayectoria en el sector energético argentino, PECOM – que emplea 8000 colaboradores- se encuentra estratégicamente posicionada para capturar y capitalizar oportunidades en áreas claves para el crecimiento y desarrollo económico de Argentina.
Estas áreas incluyen las optimizaciones en campos maduros convencionales, el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura eléctrica, y el potencial minero del país, con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.
Sinopec Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec) registró beneficios netos atribuidos de US$ 6300 millones en los primeros nueve meses de este año, lo que supone un retroceso del 16,6% respecto del resultado contabilizado doce meses antes.
Los ingresos operativos del grupo ascendieron a US$ 330.000 millones, un 4,2% menos que en el mismo periodo de 2023.
La capacidad de refinado de petróleo fue de 190,69 millones de toneladas, un 1,6% menos. Dentro de este capítulo, la producción de gasolina fue de 49,21 millones de toneladas, un 4,1% más, la de diésel 43,29 millones de toneladas, un 10,7% menos, y la de queroseno se situó en 24,10 millones de toneladas, un 10,5% más.
En el tercer trimestre, las ganancias de la empresa de hidrocarburos cayeron un 55,2%, mientras que la facturación bajó un 9,8%
TotalEnergies
TotalEnergies registró una caída del 23 % de su beneficio neto hasta septiembre, hasta US$13.900 millones , afectado por el descenso del precios del sector. El resultado fue mejor en el tercer trimestre del año, con un beneficio de US$ 4.100 millones.
Al descenso generalizado del precio de precios en los mercados internacionales especialmente del gas, TotalEnergies añadió “la bajada muy fuerte” del margen del refinado en Europa, que alcanzó el 66 % durante el tercer trimestre. La producción de hidrocarburos (crudo y gas) en los nueve primeros meses del año fue de 2,43 millones de barriles equivalentes al día, con un descenso del 2%. En cambio, la producción de energía a partir de fuentes renovables se disparó un 45%, hasta los 19,6 TWh.
Shell
Shell registró un beneficio neto atribuido de US$ 15.166 millones en los nueve primeros meses de 2024, lo que representa un retroceso del 19,7% en comparación con el resultado contabilizado en el mismo periodo de 2023 por la multinacional, que ha anunciado un nuevo plan de recompra de acciones de US$ 3.500 millones.
La petrolera indicó que la caída de sus ingresos atribuibles en comparación con los primeros nueve meses de 2023 reflejó los menores márgenes de refino, así como menores márgenes de comercialización y optimización de GNL, menores precios de GNL y gas.
En los nueve primeros meses del año su cifra de negocio alcanzó los US$ 222.222 millones, un 8,6% menos que un año antes, incluyendo una caída del 7,1% en el tercer trimestre, hasta US$ 72.462 millones.
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 1 de noviembre incrementos promedio del 3,5 por ciento.
Los ajustes a la suba resultan de la compensación parcial de la devaluación del peso en relación al dólar durante octubre, y también de la actualización a partir del 1 de noviembre de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), dispuestas por el gobierno nacional a través del decreto 973/2024 publicado en el Boletín Oficial.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles 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 2,75 % considerandos 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 $ 1.077 el litro; Infinia Nafta $ 1.332; Diesel 500 (común) $ 1.092, y el Infinia Diesel 1.343 pesos.
Finalizó el megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, donde participaron más de 500 líderes del sector, que intercambiaron conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de mercado de las energías renovables.
La última jornada se inaugurócon la participación del viceministro de Energía de Colombia, Javier Campillo, quien luego de una entrevista respondió preguntas de empresarios, donde vaticinó que al finalizar el 2026 Colombia podría contar con 5 GW de nueva capacidad renovable instalada, es decir, al final del mandato. Se trata de 1 GW menos del que se propuso el propio Gustavo Petro.
“La meta de este gobierno comenzó con 2 GW, la ampliamos a 6 GW al ver la necesidad de la complementariedad y el incremento de demanda esperado que nos apoyará a descarbonizar los sectores de transporte. Pero con la tendencia, logramos acelerar procesos burocráticos y estimamos que, al final del gobierno estaremos cerca a 5 GW de nueva potencia”, aseguró durante la conversación destacada.
“De todas formas, estamos trabajando en planes que permitan llegar a los 6 GW, pero los retos son importantes. Por ejemplo, hay proyectos renovables que entran en áreas de exploración de hidrocarburos y gas natural, o parques sin construirse dentro de las fechas previstas que toman capacidad, dejando en espera a otros que tienen el apetito e interés de instalarse”, agregó.
Campillo aseguró que desde el gobierno se encuentran en una etapa de análisis caso por caso de los proyectos demorados, ya sea para dar carta blanca y perdonar aquellos parques que no tienen interés de continuar (sin ejecutar la garantía), en pos de liberar espacio para nuevos emprendimientos.
Es decir que se buscan herramientas que brinde mayor seguridad jurídica para las empresas, pero que estimule el mercado para que la asignación del punto de conexión sea una responsabilidad y compromiso de quien ejecuta el proyecto.
En esa línea, el funcionario adelantó que el año que viene se podrían venir cambios en la resolución 075, la cual le da un marco a los proyectos para que sean asignados a la red eléctrica.
Regulaciones en almacenamiento
Hay análisis que indican que Colombia tendría estrechez de gas natural para la generación de energía eléctrica en los próximos años y, en consecuencia, necesitaría de potencia firme para abastecer el consumo energético.
Por lo que, ante la duda de los empresarios, el viceministro de Energía respondió que ya están evaluando políticas para vincular sistemas de almacenamiento a proyectos ERNC, que permitan para suplir la oferta de gas natural a partir de dicha alternativa tecnológica.
“Dentro de la Misión Transmisión se contemplan sistemas de almacenamiento a gran escala. Si bien es la primera vez estamos analizando cuál será el mecanismo más eficiente para la remuneración del storage, si por servicio complementario para la red o por entregar energía. Y en el caso de las plantas solares, también evaluamos mecanismos diferenciales que entreguen un reconocimiento adicional cuando aporten mayor firmeza, asociada a sistemas de almacenamiento en baterías”, adelantó Campillo.
“Incluso, vemos un gran potencial de que en los 20 GW asignados en puntos de conexión, 14 GW serán solares. Y para garantizar que no se convierta en un impacto en la curva energética, buscamos poder contar con sistemas que compensen y eviten sobrecostos en la generación. Sumado a que evaluamos un mecanismo de complementariedad con energía eólica, porque nos permite garantizar una operación más estable del sistema”, agregó frente grandes líderes de la industria.
¿Futuras licitaciones?
El viceministro de Energía de Colombia fue consultado sobre la continuidad de las subastas de largo plazo que permitan contratar más renovables en el país y cómo los cambios previstos por la actual gestión podrían jugar para atraer más inversiones en la materia.
Tal es así que dejó la puerta abierta a futuros procesos licitatorios, aunque con un cambio de esquema en el cual se diferencien y subasten bloques por regiones, tras un mapeo de activos ambientales que trabaja el gobierno para identificar zonas ideales para proyectos renovables.
“Estamos cambiando la ecuación para que el gobierno entregue las zonas, similar a la ronda de asignación de energía eólica costa afuera y determinar dónde se pueden instalar, construir y poner en funcionamiento los proyectos. En el esquema de subasta previo dejamos abierto y hoy nos encontramos con empresas que organizaron sus ofertas en zonas de exploración de hidrocarburos o protegidas ambientalmente”, indicó Campillo.
“Por ende, queremos que haya pre-factibilidad social y ambiental para que cuando se lance una subasta, los desarrolladores e inversionistas se puedan concentrar en su misión de desarrollar la ingeniería que permita hacer la transformación energética y no dejarles la tarea compleja de entender del territorio”, añadió durante su conversación destacada en FES Colombia.
La autoridad reconoció el interés de implementarlo a partir del próximo año, pero aclaró que el par de meses que demore en mejorar la reconfiguración de las subastas de largo plazo, podrá ahorrar años para que los proyectos entren más rápidamente en operación.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile aprobó el informe final de licitaciones 2024, que establece las bases para la siguiente licitación de suministro de energía para clientes regulados y aporta previsiones de cara a los próximos años.
“Resulta necesario realizar una licitación de corto plazo para cubrir las necesidades de suministro de los años 2027, 2028 y 2029”, indica el reporte.
Es por ello que la Comisión propone que el año que viene se licite un volumen de 2000 GWh/año para atender al mercado regulado, cuyo inicio de suministro comience justamente a partir del 2027.
Esto significa que, de mantenerse dicho valor, será casi la mitad de lo adjudicado en la última convocatoria de esta índole (3600 GWh entre dos bloques), en la cual también hubo un magro número de proponentes, a tal punto que fue la licitación de suministro con menor cantidad de participantes desde el 2013 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).
Pero la CNE aclara que existen requerimientos netos de energía para el período 2027 – 2029 ante la falta de cobertura de lo ya instalado y, en consecuencia, señala que resulta necesario llevar adelante más llamados a corto plazo.
Por ende, el reporte también incluye otros 20500 GWh que se deberán subastar en seis procesos diferentes entre 2026 y 2028, a fin de que los proyectos adjudicados entren en operación y entreguen su energía comprometida a partir de 2029 en adelante:
Licitación 2026:
1300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029
1000 GWh/año a suministrar a partir del 2030
3400 GWh/año a partir del 2031
Licitación 2027
1800 GWh/año desde 2032
7000 GWh/año desde 2033
Licitación 2028
6000 GWh/año con inicio en 2034
Aunque cabe aclarar que los montos de energía señalados corresponden a la componente base (CB) del bloque de suministro licitado, sin considerar la componente variable (CV) que se adicione para conformar el Bloque de Suministro total, en conformidad a lo señalado en el artículo 32 del Reglamento de Licitaciones.
“Mientras que para las necesidades de suministro requeridas a partir de 2029, las mismas podrían ser licitadas en un mismo proceso en el cual se incluyan necesidades de suministro de largo plazo, de forma tal que el volumen a licitar como la antelación respecto al inicio de suministro, contribuyan a generar condiciones de competencia requeridas para estos procesos”, añade el informe.
Asimismo, las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Y podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes.
La entidad evaluó el margen para la integración de H2 a lo largo de 8 puntos de interconexión en 500 kV (Parnaíba III, Pecém III, João Câmara III, João Pessoa II, Suape II, Messias, Porto Sergipe y Camaçari II), en base al historial de protocolos de acceso de los consumidores gratuitos a la Red Básica registrados en el MME y para los estados en los que aún no ha habido ninguna solicitud de acceso
Y a partir del análisis, estimó que la región posee un margen agregado total que oscila entre 3,9 GW de capacidad en el escenario inferior y hasta 8,35 GW en el escenario superior.
Esto significa que la zona nordeste de Brasil ya cuenta con capacidad para conectar grandes cargas, suficientes para iniciar el desarrollo de proyectos de producción de hidrógeno; aunque el volumen volumen de energía ya demandado por las centrales de gran escala, por lo que se requerirá una planificación adicional para ampliar la infraestructura de transmisión en el estado y garantizar un servicio adecuado a esta creciente demanda.
Incluso, la propia EPE avanza en la plan de ampliación del sistema de transmisión transmisión a partir de un pedido del Ministerio de Minas y Energía (MME), a fin de reconocer las obras necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años
Pecém III (estado de Ceará) resulta uno de los puntos estratégicos con mayores proyecciones, dada su cercanía al Complejo Industrial y Portuario de Pecém (CIPP), a tal punto que los márgenes de conexión rondarían entre 2300 MW y los 2600 MW dependiendo de las condiciones de operación. .
Pero si ese PDI en 500 kV se combina con otras subestaciones eléctricas, como Parnaíba III y João Câmara III, la capacidad de transporte disponible a dúo podría aumentar a un intervalo de 4050 MW hasta casi 6000 MW, según la S/E y líneas de transmisión intervenidas.
“Cabe señalar que los datos son prospectivos y deben analizarse con cautela. Por ejemplo, no se puede obtener el margen total de 2 o más autobuses simplemente sumando los márgenes individuales de cada autobús. Además, la carga conjunta máxima que se puede cumplir para un par de barras depende de una combinación de carga específica entre las dos barras”, aclara el documento.
“Además, el cambio de premisas del estudio, como el acceso de nuevos generadores, crecimiento de la micro y mini generación distribuida, modificaciones en la topología de la red por la entrada de nuevas obras de transmisión y en las previsiones de carga, pueden llevar a resultados muy diferentes en la fase de desarrollo de la solicitud de acceso”, complementa.
El Proyecto Kahirós se presentó en un evento que se desarrolló el 30 de octubre en el LATU. Se trata de una iniciativa integral que generará energía renovable para la producción de hidrógeno verde a partir de 2026. Este hidrógeno será consumido por camiones de carga pesada de la cadena logística-forestal uruguaya.
Kahirós se instalará en Fray Bentos y sus impulsores explicaron que será la primera planta de hidrógeno verde que operará en Uruguay. Su inversor es el Grupo Santander y su cliente es Montes del Plata, empresa que utilizará el hidrógeno verde en sus camiones de carga pesada. Los sociosde la iniciativa son Fidocar (movilidad sostenible), Fraylog (uno de los principales transportistas para Montes del Plata y otras empresas) y Ventus (especializada en el área de las energías renovables).
El proyecto incluirá la construcción de 8000 paneles solares. Gracias a esta energía, se podrá producir el hidrógeno verde. Además, se construirá un electrolizador de 2 MW de potencia, con el que se separará el hidrógeno del oxígeno. La producción será de 36 kilos de hidrógeno por hora. La tercera parte del proyecto es una hidrolinera, que toma el hidrógeno y lo comprime, lo que permitirá cargar los camiones con tecnología innovadora y los más altos estándares de seguridad. La carga en los seis camiones de la flota —de última generación— será de 68 kilos de hidrógeno en menos de 30 minutos. La autonomía de esta flota es superior a los 700 km y se podrán transportar cargas de hasta 48 toneladas.
En su primera etapa, Kahirós producirá 77 toneladas anuales de hidrógeno verde y consumirá 7,2 GW de energía anuales, usando 4200 litros de agua diarios que se devolverán al ambiente en forma de vapor. Las autoridades del proyecto compararon este consumo con el equivalente a menos de 10 hogares por día. El ahorro anual de emisiones de CO2 previsto es de 870 toneladas.
En la actividad de lanzamiento expusieron la ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio; el country head del Grupo Santander, Gustavo Trelles; y el project manager de Kahirós, Andrés Ferrer. También participaron otras autoridades, entre ellas el canciller Omar Paganini, quien ocupaba la titularidad del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) cuando el proyecto comenzó a gestarse.
Hacia la economía del hidrógeno
En su exposición, la ministra Facio dijo que Kahirós es un “nuevo hito en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados”, y destacó que se encuentra “alineado con la visión planteada en nuestra hoja de ruta”.
“El proyecto Kahirós resulta estratégico, ya que se enfoca en descarbonizar sectores donde la reducción de emisiones es muy desafiante, como lo es el transporte pesado. Además, apunta al mercado local en sectores tan relevantes como el forestal y la industria de producción de pasta de celulosa”, afirmó.
Facio recordó que Uruguay avanza hacia su segunda transición energética, “desarrollando la economía del hidrógeno verde, tanto para el mercado local como para la exportación”, la apuesta a la economía del hidrógeno verde es una estrategia de desarrollo integrado, “que apunta a un crecimiento territorialmente equilibrado y complementa otras actividades nacionales”.
Aclaró que está política se sostiene en cuatro pilares, el primero es el desarrollo y agregado de valor local. “Por esta razón se está trabajando en impulsar la generación de capacidades, a través de distintas acciones en el territorio”, señaló. “La generación de empleo tanto directo como indirecto será descentralizada de Montevideo”, por lo que generará nuevas oportunidades en el interior del país, agregó.
El segundo pilar es el compromiso con la sostenibilidad ambiental. “Todos los proyectos del hidrógeno deben cumplir con las regulaciones ambientales nacionales y con los estándares internacionales”, explicó. En particular, Kahirós ya cuenta con la autorización ambiental del Ministerio de Ambiente para avanzar en su instalación.
Facio dijo que, como tercer pilar, se encuentra “el rol del Estado es de promoción y supervisión”. “Debemos tener una planificación coordinada con todos los actores nacionales, la academia, la sociedad civil y el sector privado”, lo que incluye aspectos como la infraestructura y “un estricto control del uso de nuestros recursos”, indicó.
Finalmente, el cuarto pilar consiste en “mantener un diálogo ciudadano fluido, de forma de poder incorporar opiniones, preocupaciones y aportes, así como proporcionar adecuada información y conocimiento para aclarar dudas y aportar formación directamente en el lugar”, dijo la secretaria de Estado, que aclaró que el consumo de agua será “insignificante” respecto al de otras actividades productivas y al del consumo doméstico.
Por su parte, los representantes del proyecto destacaron que el proyecto es integral y que es el primero vinculado con el transporte carretero en toda América Latina. Todas las empresas vinculadas en la iniciativa son uruguayas, destacaron.
LONGi ha anunciado el mantenimiento de su calificación AAA en las calificaciones de bancabilidad PV ModuleTech del tercer trimestre de 2024 de PV-Tech, marcando el 19º trimestre consecutivo de la compañía en este nivel superior y subrayando su compromiso a largo plazo con la calidad, la innovación, la estabilidad financiera y el liderazgo en la industria fotovoltaica.
Las calificaciones de financiabilidad de PV ModuleTech se derivan de un exhaustivo proceso de evaluación que examina a los fabricantes en varias dimensiones críticas, como la solidez de la cadena de valor, la capacidad de producción, los perfiles de envíos globales, el gasto de capital (capex), la inversión en I+D y la gestión del flujo de caja. La constante calificación AAA de LONGi refleja no sólo sus sólidas métricas operativas, sino también su dedicación al avance de la tecnología solar.
La empresa no deja de innovar, y recientemente ha presentado productos revolucionarios, como el Hi-MO X10, que incorpora la tecnología de celdas HPBC 2.0, y ha realizado avances significativos en la tecnología de obleas y celdas de silicio. Estos avances ponen de relieve el interés de la empresa por mejorar la eficiencia y confiabilidad de sus productos para satisfacer las necesidades cambiantes de los mercados energéticos mundiales.
El éxito continuado de LONGi es un testimonio de la confianza y el reconocimiento que se ha ganado de las partes interesadas en el panorama fotovoltaico mundial. La empresa sigue esforzándose por adaptarse a los cambios del mercado y ofrecer un valor inigualable a sus clientes y socios.
De cara al futuro, LONGi sigue centrada en su misión de “aprovechar al máximo la energía solar para construir un mundo verde”, redoblando sus esfuerzos en innovación tecnológica y desarrollo de soluciones energéticas sostenibles.
CAF– banco de desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) se complacen en anunciar la firma de un Convenio de Cooperación Técnica de dólares para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo, que consolida la colaboración entre ambas instituciones, tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.
Desafíos actuales y futuros en la región
En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, Argentina y Brasil. El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante.
«La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», señaló Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.
Por su parte, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó: «En OLADE, nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»
El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de superar las barreras históricas y avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.
El trabajo se dividirá en 5 fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.
«Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos», destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.
La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector.
