La provincia de Río Negro conoció avances en el desarrollo del potencial de uno de sus minerales energéticos a partir de la firma del convenio entre Blue Sky Uranium y Corporación América, que prevé una inversión de 35 millones de dólares en los primeros tres años.
El objetivo es avanzar en la exploración del depósito Ivana, ubicado cerca de la localidad de Valcheta. Este acuerdo representa una etapa clave para evaluar la factibilidad de un proyecto que podría posicionar a Río Negro como líder en la producción de uranio y vanadio.
“Hoy estamos en una etapa de exploración avanzada que busca cuantificar y evaluar la rentabilidad del yacimiento. Si los resultados son positivos, el proyecto tiene estimada una inversión adicional de 160 millones de dólares para la construcción de la mina”, destacó el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro.
El depósito Ivana, parte del proyecto Amarillo Grande de Blue Sky Uranium, se caracteriza por su uranio acompañado de vanadio, un mineral clave en la industria energética y de almacenamiento de energía. “La ventaja comparativa de este yacimiento es que el uranio está alojado en areniscas, lo que permite un proceso de extracción más sustentable y con menor impacto ambiental, sin el uso de aditivos químicos agresivos”, explicó el funcionario.
El proyecto incluye estudios de metalurgia avanzados, que determinarán la calidad y cantidad del mineral, y permitirá avanzar en la planificación de la explotación. Según el secretario de Minería, “si todo sigue el cronograma, los estudios podrían completarse en tres años, dando paso a la etapa de construcción de la mina, siempre bajo estrictos estándares ambientales y con instancias de participación ciudadana”.
En cuanto a los aspectos ambientales, Aberastain Oro aseguró que el proyecto cumple con los más altos estándares internacionales. “El agua requerida para el proceso es mínima y no se tomará de cursos superficiales, lo que garantiza la protección del Arroyo Valcheta y otras reservas hídricas de la zona”, afirmó.
El anuncio se produce en un contexto de creciente demanda internacional de uranio, impulsada por su uso en energía nuclear y por la necesidad de diversificar las fuentes energéticas en un mercado global.
El gobernador Alberto Weretilneck envió a la Legislatura provincial el proyecto de ley que propicia la ratificación del acuerdo celebrado entre el Gobierno provincial y la empresa Vista Energy Argentina S.A.U., para la prórroga de las concesiones de explotación sobre tres áreas hidrocarburíferas.
Vale aclarar que en la actualidad la operación del área en cuestión, y sus futuras inversiones, corre por cuenta de Aconcagua Energía, tras un acuerdo cerrado en 2023 entre ambas petroleras.
Las áreas sobre las que se plantean las prórrogas de las concesiones de explotación son “Entre Lomas”, “25 de Mayo – Medanito S.E.” y “Jagüel De Los Machos”, además de sus concesiones de transporte asociadas, operadas por la empresa.
El acuerdo, enmarcado en la Ley Provincial N° 5.733 propone extender las concesiones por un plazo de 10 años.
El acuerdo de prórroga cumple con los requisitos planteados por el Gobierno provincial, a través de la Secretaría de Energía, los que se centran en lograr una inversión permanente y sostenida de las actividades que se desarrollan en el marco de la protección y conservación del ambiente; avanzando en el fortalecimiento del sector de manera sustentable, con una planificación estratégica que ponga en valor los recursos de la provincia.
Compromisos de la empresa concesionaria
Vista Energy Argentina S.A.U. se compromete a realizar un Plan de Inversiones y Actividades mínimo de USD 54.863.000, además de los siguientes aportes:
15 perforaciones (9 en firme y 6 contingentes), 65 workover (40 en firme y 25 contingentes), 4 conversiones en firme y 21 abandono de pozos (2 en firme y 19 contingentes) a ejecutarse entre 2025- 2031.
Bono de prórroga: USD 22.000.000.
Aporte al desarrollo social y fortalecimiento institucional: USD 4.400.000.- Contribución adicional de petróleo y gas: 3% de la producción mensual.- Aporte de capacitación, investigación y desarrollo, con montos específicos según el volumen de producción de cada área.
Beneficios para la provincia
La iniciativa persigue como meta ampliar el horizonte productivo y revertir la declinación de los volúmenes de producción, incrementando las reservas y los ingresos provinciales. Asimismo, se busca fomentar la mano de obra local y el fortalecimiento de pequeñas y medianas empresas rionegrinas, en línea con un modelo de explotación racional y sustentable.
El proyecto de ley incluye también medidas para la protección y mantenimiento de las instalaciones como activos provinciales, con énfasis en la reducción de emisiones y la sustentabilidad de las operaciones.
Trámite administrativo
El acuerdo fue resultado de un proceso exhaustivo de análisis técnico y consultas interinstitucionales, liderado por la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente. La propuesta ya cuenta con el aval de las áreas técnicas y será tratada por la Legislatura en las próximas semanas.
El presidente Javier Milei anunció este martes que el gobierno presentará un nuevo plan nuclear argentino con el objetivo de brindar energía a centros de entrenamiento de inteligencia artificial. La iniciativa será liderada por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista con un paso previo por el directorio del Banco Central durante la gestión de Cambiemos. Se trata de un paso decisivo en una agenda de reconfiguración del sector nuclear nacional que comenzó con la habilitación del ingreso de capital privado en la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina mediante la Ley de Bases.
En un discurso emitido por cadena nacional para hacer un balance de su primer año de gestión, Milei explicó que la Argentina posee las fuentes de energía necesarias para alimentar la demanda de energía de los clusters de inteligencia artificial. «Nosotros tenemos energía de sobra, tierras frías e inhóspitas de sobra, el recurso humano de calidad también de sobra«, dijo el presidente.
En esa línea, el presidente precisó que se diseñará un Plan Nuclear Argentino para construir centrales nucleares que puedan brindar la energía requerida por este tipo de proyectos tecnológicos, sin especificar el tipo de línea tecnológica a utilizar, que en la Argentina es centralmente de uranio natural y agua pesada.
«El aumento de demanda de energía que implica la inteligencia artificial va a generar en el mundo entero un resurgimiento en la energía nuclear después de décadas de declive. Y nosotros no nos vamos a quedar atrás, vamos a diseñar un plan nuclear argentino que contemple la construcción de nuevos reactores, así como la investigación de las tecnologías emergentes de reactores pequeños o modulares, manteniendo los máximos estándares de seguridad y eficiencia», dijo Milei.
Liderando esta agenda estará Reidel, que presentará el plan nuclear o brindará los lineamientos del mismo en los próximos días, según lo anunciado por el presidente.
El gobierno dejó en claro en reiteradas ocasiones que busca posicionar a la Argentina como un polo de inteligencia artificial. Las principales compañías tecnológicas del mundo han incluido a la energía nuclear entre sus planes para alimentar a este tipo de proyectos y a sus datacenters en general con energía eléctrica de base y sin emisiones de gases de efecto invernadero, debido a su elevado consumo energético.
Google, Amazon, Meta y Microsoft vienen realizando distintos anuncios vinculados con la provisión de energía nuclear existente y futura para alimentar a sus datacenters y proyectos de IA. En el Simposio Nuclear Mundial 2024, el director de Nuclear e Innovación Energética de Microsoft, Todd Noe, resumió la búsqueda del sector tecnológico al señalar que la gran diferencia entre la energía nuclear y las renovables es que la primera otorga «energía firme».
Meta, la compañía liderada por Mark Zuckerberg, con quien Javier Milei se reunió a comienzos de este año, anunció que busca propuestas de desarrolladores de proyectos nucleares en EE.UU. por hasta 4000 MW de energía nuclear «para ayudarnos a alcanzar nuestros objetivos en innovación de IA y sustentabilidad». Por otro lado, Amazon compró a principios de este año en Estados Unidos un complejo para data centers que será directamente abastecido con electricidad generada por una central nuclear. Microsoft firmó el año pasado sus primeros PPA de energía nuclear para abastecer de energía sus operaciones en Canadá.
Además de los datacenters, los proyectos de inteligencia artificial prometen elevar aún más la demanda de energía de las compañías tecnológicas. «Es el desarrollo tecnológico más violento de la historia de la humanidad y amplifica tus capacidades de ser humano”, dijoReidel en el marco de la primera semana de la IA, celebrada recientemente en Buenos Aires.
Un gran usuario del Mercado Eléctrico Mayorista tiene tres alternativas de abastecimiento
Cammesa
Contrato Renovable
Contrato Plus
El primer caso, Cammesa, se basa en la Res. 95, donde la administradora del mercado se ocupa de proveer y facturar el suministro de energía al gran usuario. En este caso el usuario paga el reconocido precio monómico.
En el segundo caso, el contrato renovable, el Gran Usuario puede realizar un contrato en el marco de la ley de energías renovables, negociado directamente con un generador y en las cantidades que la industria requiera.
Esta nota se concentra en el tercer caso, los contratos plus.
CONTRATOS PLUS: DE QUE CONSTAN Y CUALES SON LOS REQUISITOS
Los contratos de energía plus buscan cubrir las necesidades de respaldo de la demanda excedente. Es decir, si una industria supera la demanda consumida en el año 2005 puede contratar energía plus con un privado.
Este abastecimiento cuenta con garantía de suministro y existe desde el año 2006. Con el pasar de los años estos contratos se fueron adaptando a las necesidades de la industria y pasaron de contratos en dólares a contratos de ahorro en la actualidad.
Los generadores PLUS ofrecen hoy:
-Contrato variable: Aplicando un descuento del 5% respecto del monómico de CAMMESA.
Caso contrato precio variable:
A la izquierda del grafico se observa que este usuario que compra a Cammesa toda su demanda (Base y excedente) a 75 USD/MWh. Teniendo en cuenta los consumos detallados anteriormente, representa un costo total de 1.128.263 USD/Año.
A la derecha del grafico se ve al usuario que compra la demanda excedente al generador al precio de CAMMESA con un descuento del 5% y la demanda excedente al precio de CAMMESA (75 USD/MWh). En este caso, el costo total es de 1.116.837 USD/Año.
De esta forma, si el usuario opta por contratar energía PLUS con un precio variable obtendría un ahorro anual de USD 11.427.
Caso contrato precio fijo:
-Contrato fijo: Se negocia un precio flat durante todo el año.
La existencia de estos descuentos se debe a que son generadores eficientes, motivo por el cual le permite vender la energía a un precio inferior que el de Cammesa. Es más rentable para el generador vender al precio de mercado con un descuento que venderle la energía a Cammesa.
AHORROS POSIBLES
A continuación, se detalla un caso puntual de un usuario que consume 15.050 MWh/Año, de la cual 3050 MWh son correspondientes a energía excedente (Aproximadamente un 20%), es decir, solo puede contractualizar energía PLUS por este 20% de la energía.
Al igual que en el caso anterior, a la izquierda del grafico se observa que este usuario que compra a Cammesa toda su demanda (Base y excedente) a 75 USD/MWh. Teniendo en cuenta los consumos detallados anteriormente, representa un costo total de 1.128.263 USD/Año.
A la derecha del grafico se ve al usuario que compra la demanda excedente al generador a un precio de 59,2 USD/MWh más 12 USD/MWh de cargos que deben pagarse a parte en este tipo de contratos. En este caso, el costo total es de 1.116.837 USD/Año.
De esta forma, si el usuario opta por contratar energía PLUS con un precio fijo obtendría un ahorro anual de USD 11.427.
Si se compara el caso de precio fijo con el de precio variable se observa prácticamente los mismos ahorros; esto quiere decir que el precio fijo de 59,2 USD/MWh es el precio de equilibrio con el 5% de descuento de la oferta variable. A pesar de esto, cabe destacar que los ahorros dependen de la curva de demanda excedente de cada usuario.
Entonces… En igualdad de condiciones ¿Qué propuesta conviene elegir?
En un mercado con el monomico de CAMMESA con expectativas alcistas conviene optar por un contrato de precio fijo, para que el precio del contrato quede anclado y los ahorros se potencien al comparar con el monomico.
En caso de que la expectativa sea que el monomico de CAMMESA baje, se debería optar la opción de precio variable para acompañar la baja del monomico y mantener el ahorro; ya que si en este caso se contrata un precio fijo existe la posibilidad de quedar por encima del precio de CAMMESA.
CONCLUSION
Optar por un contrato de energía PLUS representa una alternativa viable para reducir los costos energéticos de los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista. Hoy en día, son cada vez más la cantidad de usuarios que eligen esta posibilidad de ahorro dado que este tipo de contratos no trae aparejado ningún tipo de riesgo, todo lo contrario dado que brinda respaldo para la demanda excedente.
Con opciones de contratos variables y fijos, esta modalidad permite ahorros, que pueden ser moderados o significativos dependiendo de la demanda excedente de cada usuario.
Recordamos que el ingreso a este mercado se puede dar cuatro veces al año:
Programación estacional Mayo – Octubre cuya fecha máxima de declaración es 15 de Febrero
Reprogramación Trimestral Agosto – Octubre cuya fecha máxima de declaración es 15 de Junio
Programación estacional Noviembre – Abril cuya fecha máxima de declaración es 15 de Agosto
Reprogramación Trimestral Febrero – Abril cuya fecha máxima de declaración es 15 de Diciembre
El gobernador Martín Llaryora, junto al intendente de la ciudad de Córdoba, Daniel Passerini, inauguraron la primera estación de servicio de biocombustibles para el público en general, ubicada en la intersección de Rancagua y Capdevila. Se trata de una iniciativa impulsada por el gobierno provincial a través del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y de la Dirección Provincial de biocombustibles y bioenergías, en colaboración con la empresa Wico, que expenderá biocombustibles dentro del ejido municipal.
“La Provincia reafirma su liderazgo en la implementación de energías alternativas, consolidando el rol de los biocombustibles como eje central de la transición energética y como modelo de gestión pública orientada a mitigar el cambio climático”, destacaron.
Servicios
Esta nueva instalación ofrecerá al público en general biodiésel (B20) y bioetanol (E17), además de los combustibles tradicionales. Se trata de los biocombustibles que la Provincia y Municipalidad en la actualidad utilizan en el programa de migración de vehículos de flota pública.
B20 (gasoil con 20% de biodiesel) y E17 (nafta con 17% de bioetanol) son combustibles diseñados por la provincia con mayor contenido de biocombustibles, de acuerdo a lo establecido por la Ley Provincial N° 10.721, que promueve la producción y consumo de biocombustibles y bioenergía.
La estación de servicio fue adquirida por WICO y remodelada para alinearse con los estándares de calidad y sostenibilidad que caracterizan a la empresa, según precisaron desde la firma. “Además de su ubicación estratégica, su infraestructura permite atender la creciente demanda de biocombustibles por parte de empresas públicas como EPEC, Caminos de las Sierras, Lotería de la Provincia, CORMECOR, TAMSE y COyS y otros actores del sector público y privado; y desde hoy disponible para todos los cordobeses”, indicaron.
La empresa adquirirá biocombustibles de productores cordobeses como ACA BIO, PROMAIZ, MAIZ ENERGÍA, BIO 4, AFEMA y Green Diésel, promoviendo empleo y fortaleciendo la economía provincial. La carga de estos biocombustibles no requiere ninguna modificación en el motor del vehículo y, tal como se emplea en la flota provincial y municipal, es posible que sea utilizado por todos los sectores de consumo.
Crecimiento
El ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López, explicó: «Cuando se realiza una carga en cualquier estación de servicio del país, hay un corte obligatorio establecido por la Secretaría de Energía de la Nación. Al cargar 100 litros de nafta, en realidad se están comprando 12 litros de bioetanol, de los cuales 6 son producidos en base a bioetanol de maíz, y los otros 6 en base a bioetanol de caña de azúcar».
«En Córdoba, hemos dado un paso más al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que provienen de los combustibles fósiles, porque entendemos que todos estos biocombustibles permiten un valor agregado. Córdoba es el gran productor de maíz del país, y como estado subnacional, si lo separáramos de la Argentina, sería el octavo estado a nivel mundial», agregó el funcionario.
Además, indicó que más del 75% de ese maíz se va al puerto de Rosario y se exporta como grano sin generar empleos ni motorizar inversiones.
«Al producir bioetanol a partir del maíz, se requiere procesamiento, inversión y generación de empleo, entonces en lugar de vender los 100 litros con 12 de bioetanol, acá en Córdoba lo estamos vendiendo con 17. El gobernador Llaryora es un firme defensor y propulsor de la bioeconomía y de los biocombustibles a nivel nacional, empujando la sanción de una nueva ley que Argentina lamentablemente todavía no tiene», se explayó López.
Impacto
La ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores, valoró la expansión de los biocombustibles en la provincia y remarcó la importancia de apostar al desarrollo en equilibrio con el cuidado ambiental.
“Este tipo de iniciativas privadas además de fomentar el uso de energías que generan menos emisiones de gases efecto invernadero son apuestas locales que generan empleo, por eso es un orgullo para nosotros como Gobierno poder acompañar y poner en valor este tipo de iniciativas”, dijo Flores.
Por su parte, el presidente de WICO, Fernando Riccomi, sostuvo que esto se puede llevar adelante «porque Córdoba tiene esta iniciativa como política de Estado. Esto no se puede hacer si hay una cuestión espasmódica. Una petrolera necesita una estandarización y un tiempo largo para que las cosas transcurran”.
«Córdoba se puso esto al hombro, viene empujándolo hace un largo tiempo y acelerando el proceso para que se profundice. Nosotros estamos para invertir, somos una empresa argentina y la provincia de Córdoba quiere avanzar, entonces estamos con Córdoba para avanzar«, enfatizó Riccomi.
En el acto estuvieron presentes la ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores; el secretario de Transición Energética de la Provincia de Córdoba, Pablo Gabutti; el director Provincial de Biocombustibles y Bioenergias, Mariano Santillán.
Antecedentes
Pasaron casi dos años de la inauguración de la primera estación de servicios con biocombustibles, ubicada en Sagrada Familia y Costanera de la ciudad de Cordoba, diseñada para la venta de combustibles líquidos, gaseosos y biocombustibles.
La segunda estación, en calle Isabel la Católica, contribuyó a profundizar la estrategia a través de más puntos de carga para vehículos oficiales, informaron.
Los cortes de B20 y E17 suministrados abastecen a más de 2 mil vehículos de flotas provinciales, municipales y del sector privado sin necesidad de realizar modificaciones mecánicas en los motores. Estos combustibles son dispensados exclusivamente en estaciones especialmente habilitadas para su distribución.
Este año más unidades de la flota provincial comenzaron a utilizar biocombustibles, siendo el último ejemplo la transición energética que llevan a cabo los vehículos del Ministerio de Seguridad.
En la actualidad, se llevan consumidos más de cinco millones de litros y las estimaciones de dióxido de carbón equivalente reducido asciende a más 1.8 millones de kilogramos.
Combustibles cordobeses
El uso de biocombustibles como el B20 y el E17 demostraron su eficacia en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, con un impacto positivo en la matriz energética de la región.
Además, la política de abastecimiento local fomenta la innovación y la sostenibilidad en la producción.
La provincia de Córdoba fue la primera en el país en formular estas mezclas específicas que responden a los parámetros de calidad fijados por el Estado nacional y a las exigentes condiciones del mercado de exportación.
Los productos son mezclados por empresas de la provincia debidamente registradas ante autoridad de aplicación nacional y provincial, cumpliendo con las exigencias de seguridad y calidad de producto; además de una fiscalización provincial de la totalidad del procedimiento de adquisición de combustibles y biocombustibles, distribución, mezcla y expendio.
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Corporación América, a través de sus subsidiarias Abatare Spain, S.L.U. y ACI Capital S.à r.l. (“Corporación América”), y Blue Sky Uranium Corp. y su subsidiaria Minera Cielo Azul S.A. (“BSK”) celebraron un acuerdo de earn-in en razón del cual Corporación América tendrá el derecho exclusivo de adquirir hasta un 80% del depósito de uranio-vanadio “Ivana”, ubicado en la Provincia de Río Negro, Argentina (el “Proyecto”), en forma indirecta a través de aportes en una sociedad constituida a tal efecto y que será titular de los respectivos derechos mineros (la “Sociedad”). Corporación América tendrá el derecho de adquirir hasta un 49,9% […]
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El Viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia, Ronald Alberto Veizaga Baqueros, fue uno de los grandes ponentes que dijeron presentes en el mega evento Future Energy Summit (FES) Souther Cone, que congregó a más de 400 líderes del sector a lo largo de dos jornadas en la ciudad de Santiago (Chile).
Veizaga dio a conocer los avances y desafíos del país en el ámbito energético, destacando la implementación de la hoja de ruta y estrategia nacional para el desarrollo y uso del hidrógeno verde como un pilar estratégico hacia el año 2050, con el que se pretende cambiar el 71% de la matriz con energías renovables y reducir la energía térmica o fósil.
“Queremos sentar las bases para la inclusión del H2V y para ello se están implementando tres proyectos pilotos donde se probarán diferentes tipos de electrolizadores para ver su funcionamiento a gran altitud de nivel del mar”, indicó.
Los primeros pasos se darán a través de tres proyectos piloto de hidrógeno verde, que producirán hasta 400 m3 normales/hora a partir de centrales solares que se instalarán por encima de los 3700 metros sobre el nivel del mar, que se mezclaría del 3 al 5% del H2 con gas a fin de abastecer a la Empresa Metalúrgica de Vinto.
En el ámbito técnico la planta piloto permitirá conocer cómo operar los electrolizadores, empezando en Oruro con sistema PEM (pulso electromagnético) que demandará una inversión cercana a los USD 10.000.000 a fondo perdido para, posteriormente, apostar a un esquema industrial.
Mientras que las empresas estatales que se harán cargo de los proyectos de hidrógeno serán YPFB y ENDE, que aprovecharán las ventajas comparativas de infraestructura ya existente como los ductos del sur del país y termoeléctricas que actualmente funcionan con gas natural.
“Hay mucho potencial renovable a costos competitivos, pero debemos pagar las inversiones hechas en gas natural como las nuevas en energías renovables, más el fortalecimiento de la red, lo que nos marca la necesidad de planificar a 25 años de manera integrada con el sector gasífero y de litio”, subrayó Veizaga.
El Viceministro también enfatizó que este esfuerzo no solo beneficiará al sector energético, sino que también abrirá oportunidades para las industrias metalúrgicas (reemplazo de combustibles fósiles) y minera (a través de la integración a la red eléctrica) en pos de promover la eficiencia energética.
“Trabajamos para que el sector privado y la sociedad sean actores clave en esta transformación. Incluso, queremos que tanto los consumidores domiciliarios como industriales puedan generar su propia energía, fomentando un modelo más participativo”, puntualizó en la cumbre de Future Energy Summit.
Por otro lado, con una inversión inicial de USD 325 millones, el gobierno de Bolivia busca cerrar la brecha de cobertura eléctrica en las zonas rurales, aumentando en 10% la electrificación en esa área (pasar del 86 al 96%) mediante una combinación de redes tradicionales, sistemas solares, híbridos con baterías y mini redes aisladas.
“Esto significa que trabajamos tanto en la electrificación rural, de la industria, transporte, construcción, incluyendo nuevas tecnologías como el hidrógeno verde y sistemas de bajas emisiones”, insistió el viceministro.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, evento que reunió a más de 500 ejecutivos de alto nivel del sector energético, Óscar Urrea, gerente general de Chint para Colombia, destacó el crecimiento y las ambiciones de la compañía en el país. «Estos encuentros son una plataforma clave no solo para presentar nuestros avances, sino también para fortalecer nuestra presencia en la región», expresó Urrea.
La reciente apertura de la filial de Chint en Colombia, con un equipo local de 25 colaboradores, marca un punto de inflexión en su estrategia de expansión. Esta consolidación responde a la creciente demanda de soluciones renovables en el mercado colombiano, donde las solicitudes de conexión casi duplican la capacidad instalada actual. «Esto refleja el apetito y la expectativa positiva hacia las energías renovables en Colombia», agregó.
Urrea explicó cómo la compañía está avanzando en cuatro áreas clave: transmisión y distribución, renovables, hidrógeno verde y medición inteligente. Cada una de estas líneas responde a las necesidades específicas del mercado energético colombiano y regional.
Innovación en medición inteligente y su impacto en Colombia
En el ámbito de la medición inteligente, Chint lidera dos proyectos piloto en Colombia, orientados a mejorar la gestión del consumo y la recuperación de pérdidas. Estos sistemas representan una evolución hacia redes más eficientes, permitiendo a los consumidores integrarse al mercado energético de manera más activa y sostenible. «La medición inteligente es la puerta a un nuevo esquema de consumo y suministro de energía en el país», explicó Urrea.
Estas iniciativas buscan no solo optimizar la eficiencia energética, sino también impulsar la normalización del consumo en redes locales, con un enfoque en tecnologías avanzadas que transformen el panorama energético.
Hidrógeno verde: el complemento perfecto para la energía solar
Otro pilar en la estrategia de Chint es la introducción del hidrógeno verde en Colombia. Esta tecnología, que utiliza energía solar para producir hidrógeno limpio, se perfila como una solución innovadora para diversificar el portafolio energético. «El hidrógeno verde complementa nuestras soluciones solares y refuerza nuestra visión de un futuro energético sostenible», destacó Urrea.
El hidrógeno verde no solo promueve un uso más eficiente de la energía renovable, sino que también ofrece oportunidades para aplicaciones industriales y almacenamiento, consolidando a Chint como un actor clave en este campo emergente.
La participación de Chint en el Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 reafirma su compromiso con la transición energética del país. Con nuevas oficinas, un equipo especializado y un portafolio innovador, la compañía está posicionada para liderar el desarrollo de soluciones sostenibles en energías renovables, hidrógeno verde y medición inteligente.
«Eventos como FES son fundamentales para intercambiar ideas y presentar soluciones que impacten positivamente en el sector energético. Es un gusto acompañarlos cada año en este camino hacia un futuro más sostenible», concluyó Urrea.
Uruguay avanza significativamente en su segunda transición energética, consolidando la movilidad sostenible y la eficiencia energética como pilares fundamentales.
Según Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía en Uruguay, el país ha centrado sus esfuerzos recientes en cambiar la cultura energética e implementar medidas concretas como etiquetados para productos, edificaciones y vehículos a combustión, siendo este último el de más reciente incorporación.
«Se trabajó muy fuertemente en incorporar los vehículos en el Sistema Nacional de Etiquetado. Ahora, entró una fase obligatoria para los vehículos a combustión», indica la autoridad en una entrevista en el marco de Future Energy Summit Southern Cone.
Este esfuerzo está acompañado por el desarrollo de políticas específicas como la reciente aprobación de la política de movilidad sostenible, lo que representa un marco normativo clave para el futuro del sector. «Es un sector que viene creciendo, con ventas que se duplican año a año», resalta.
Profundizando sobre temas de movilidad, uno de los avances destacados por el director nacional de Energía en Uruguay ha sido la consolidación de la red de infraestructura de recarga eléctrica en todo el país, garantizando cargadores instalados cada 50 km.
Aquello sería solo el inicio. De acuerdo con Nieves Lauz, la nueva meta sería cerrar este período de gobierno con un cargador rápido cada 100 kilómetros. En este marco, la colaboración entre el sector público y privado ha sido crucial.
UTE, la empresa estatal uruguaya, ha liderado la inversión en la instalación de una red de cargadores, resolviendo el clásico dilema del «huevo o la gallina».
«Se hizo un despliegue muy importante de cargadores y ahora nos estamos enfocando en los rápidos, además de permitir la entrada de privados al mercado para competir y brindar servicios», asegura el director nacional de Energía.
Por el lado del sector privado también se han realizado aportes significativos. Nieves Lauz destaca la reciente inauguración de la primera electrolinera del país, impulsada por la donación de Huawei de un primer cargador ultra rápido.
«Empezó hace unos días y va a terminar el despliegue ahora en enero con doce puestos ultra rápidos para la primera electrolinera de estas características en América Latina», anticipa.
Eficiencia energética y generación renovable: un enfoque integral
Uruguay ha desarrollado un programa de apoyo económico para MiPyMEs, orientado a promover medidas de eficiencia energética, entre las cuales se incluye la adquisición de paneles solares. Este esfuerzo forma parte de un plan de gobierno más amplio que apunta a expandir el parque de generación renovable, con la meta de sumar 100 MW anuales para cubrir la creciente demanda.
En julio de este año, UTE recibió propuestas de once empresas interesadas en la licitación del parque solar de 25 MW en Punta del Tigre, marcando un hito para la expansión de la matriz energética. Este proyecto podría ser el primero de varios bloques planificados, con un próximo pliego licitatorio que podría estar enfocado en Cerro Largo. Según lo previsto, estos desarrollos se alinean con los objetivos nacionales de crecimiento renovable hacia 2047.
Durante el Future Energy Summit Colombia, Alejo López, vicepresidente de Ventas para Latinoamérica de Nextracker, destacó la misión de la compañía en la innovación tecnológica aplicada al sector solar.
“Como tecnólogo nuestro objetivo es desarrollar productos que puedan generar la energía más limpia, más confiable y más barata. Y, principalmente, lo hacemos a través de escuchar las necesidades de la industria y transformar esas necesidades en productos tecnológicos que ayuden a crecer y a cumplir los objetivos”, expresó López.
Con amplia experiencia en la industria solar, el empresario describió cómo la disponibilidad de terrenos para proyectos fotovoltaicos ha cambiado drásticamente en los últimos años.
“Los sites que estaban disponibles hace 10 años eran casi ideales, cuadrados, rectangulares, cerca de una línea de transmisión, completamente planos, en las zonas climáticas ideales. La realidad al día de hoy, con casi 1.7 TW de energía solar ya instalada en el mundo, la competencia por terreno es muy dura”, afirmó.
Ante estos desafíos, Nextracker diseñó el NX Horizon-XTR, un seguidor solar todoterreno que permite generar más energía en lugares y climas adversos.
La tecnología rompe el paradigma de las limitaciones de diseño de “fila en línea recta” al adaptarse al terreno natural, lo que elimina movimientos de tierra de corte y relleno, reduce la longitud de los pilares y facilita los permisos, acelerando los cronogramas de construcción. La última versión, el XTR-1.5, duplica la capacidad de adaptarse a terrenos en pendiente, ampliando las oportunidades de desarrollo en sitios desafiantes.
“Estamos viendo proyectos solares en zonas de montaña, viendo proyectos en zonas que antes no eran imaginables, como Finlandia o el sur de Argentina, que realmente no eran consideradas hace 3, 4, 5 años atrás”, indicó López.
Y añadió: “Además vemos el desarrollo grande de proyectos que ha habido en Estados Unidos, en la zona de Texas que tiene un riesgo de granizo muy alto. Por eso, apuntamos a generar también tecnologías que puedan reducir el riesgo de rotura de paneles y de destrucción de plantas”.
El éxito del NX Horizon-XTR es tal que ya se ha implementado en proyectos por más de 3 GW de capacidad instalada en varios continentes.
Retos de planificación y compatibilidad
En el marco de FES Colombia, López abordó también los retos de planificación energética en mercados como el colombiano: “Colombia lo vemos como un mercado muy interesante. El interés yo creo que está, es manifiesto. Vamos a continuar poniendo lo que haga falta de nuestra parte para avanzarlo. Pero sin duda, un reto puede estar en la falta de conexión que hay entre la planificación y la regulación, ¿no? Y las metas que se ponen”.
Como vicepresidente de ventas regional de Nextracker, tambipen se refirió a la compatibilidad entre tecnologías del rubro.
“En la industria solar, digamos, nuestros clientes compran una cantidad de productos completamente separados que no sé si la compatibilidad es la mejor. Y yo creo que eso pone un poco el foco también en nosotros los tecnólogos de generar productos un poco más integrados, que estén optimizados a un nivel mayor de lo que hacemos al día de hoy”, comentó López.
En este sentido, López llamó a profundizar la colaboración en el sector: “Yo creo que Nextracker y la industria ya tienen productos tecnológicos para enfrentar los desafíos de los que estábamos hablando. Pero lo que hay que hacer es ahondar en la colaboración entre los distintos actores”.
El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, destacó que “después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para la provincia”.
“Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han sido comprometidos por las empresas que están operando en Vaca Muerta”, aseguró.
Medele argumentó que “la seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero”.
Puso como ejemplo el tiempo transcurrido desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta y destacó que “nunca hubo un cuestionamiento sobre las 47 concesiones no convencionales que llevamos otorgadas, y esta continuidad le da seguridad al inversor, que vuelve a apostar por la provincia en un mercado que es muy competitivo”.
Medele adelantó que “esa confianza se refleja en varios pedidos que tenemos para nuevas concesiones, tanto de empresas que ya están operando en nuestro territorio como de nuevas compañías. Estamos haciendo una evaluación de estos pedidos, incluso de una empresa de Brasil, lo que marca la expectativa de que podamos llegar con nuestro gas a ese país próximamente”.
Vaca Muerta contiene la segunda reserva mundial de gas no convencional, lo que según Medele hace que las principales empresas del mundo se fijen en Neuquén ya que “el gas es un hidrocarburo de transición y al ser más limpio va a tener una prioridad sobre el consumo de petróleo”.
“Las condiciones que se pactaron al momento de firmar las concesiones se han mantenido en el tiempo y eso tiene mucho valor a la hora de proyectar, tanto para las empresas como para el Estado provincial”, enfatizó el ministro.
En este sentido, comentó que en el negocio hidrocarburífero se piensa a largo plazo y puso como ejemplo a los proyectos de la planta de GNL y al puerto exportador de petróleo de YPF para facilitar la exportación.
“Eso lleva tiempo, antes de eso las empresas que producen tienen que tener un comprador y ese comprador tiene que saber a qué precio va a adquirir el petróleo y el gas. Son todos engranajes de una misma maquinaria donde la previsibilidad es fundamental”, describió Medele.
Pampa Energía, el mayor jugador del mercado eléctrico argentino y uno de los principales productores de gas del país, emitió un bono internacional en Nueva York por 360 millones de dólares a 10 años a una tasa de 7.875%.
Según informaron desde la firma, Pampa recibió ofertas por más de 1000 millones de dólares. Se trata de una licitación que incluyó a fondos de inversión internacionales.
Objetivos
Desde Pampa, informaron que el principal objetivo de esta operación fue terminar de cancelar el bono de US$ 750 millones que vence en el 2027 y mejorar el perfil de deuda de la compañía de cara a las fuertes inversiones de los próximos años en Vaca Muerta, incluyendo el desarrollo del yacimiento de shale oil Rincón de Aranda.
La idea que tienen desde la firma sobre este bloque es llegar a un plateau de producción 40.000 barriles por día en 2027. Pampa este año ya realizó dos pads de cuatro pozos cada uno. Ahora la meta es alcanzar los 20.000 barriles por día a fines de 2025.
En septiembre de este año, la empresa ya había logrado emitir un bono con una tasa menor al 8% por primera vez en seis años. La transacción fue por US$ 410 millones de dólares.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), acordó con las distribuidoras eléctricas el mecanismo para el pago de la deuda millonaria que mantiene el sector. En total, el pasivo por la energía que las distribuidoras le compran a Cammesa (que a su vez le compra a las generadoras) y distribuyen a los usuarios asciende a más de US$ 1.000 millones. Los puntos centrales del acuerdo que terminó armando el gobierno el viernes a última hora es muy flexible ya que incluye que las compañías eléctricas tengan un período de gracia de un año para saldar la deuda y un plazo de 72 meses (6 años) para regularizar. También tendrá una tasa de interés competitiva ya que será de 50% del mercado eléctrico.
Es la primera vez que el gobierno arma una propuesta integral (incluye a los acuerdos de dudas anteriores) para llevar adelante un esquema de refinanciamiento de deuda y cumplimientos de las obligaciones de las compañías. Además, según puedo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes, el acuerdo tiene el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-.
El entendimiento alcanzado es clave para que no se quiebre la cadena de pagos del sector energético generada principalmente por el atraso tarifario. El pasivo que incluye este convenio se generó principalmente en el primer trimestre del año. Edenor y Edesur son las distribuidoras con más usuarios del país y las que acumulan la mayor deuda.
En las provincias los casos son dispares. Hay distribuidoras que fueron pagando el 100% de las facturas, pero la mayoría abonó a Cammesa sólo una parte. Incluso hay empresas que pagaron apenas entre un 2% y un 10% de sus facturas de enero, febrero y marzo. Con el aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) que otorgó el gobierno y se replicó en las provincias, las empresas fueron saldando los pagos corrientes, pero la deuda se mantiene.
Acuerdo
Entre jueves y viernes de la semana pasada el directorio de Cammesa se reunió al menos cuatro veces para terminar de afinar los detalles del convenio. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. EconoJournal accedió a una nota que le envió ADEERA, la asociación que nuclea a las distribuidoras del país, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmando el acuerdo. En la nota, la entidad remarca que el convenio permitirá “lograr que a los agentes distribuidores del MEM puedan volver a ser consideradas sujetos de crédito”.
Formalmente, el próximo paso es que la Secretaría de Energía tiene que convalidar con una resolución la decisión del directorio de Cammesa. A partir de ahí, habrá un plazo de 30 días para cerrar cada acuerdo de pago en el plan de refinanciación.
Punto por punto
El acuerdo incluye la refinanciación de la deuda que contrajeron las distribuidoras y cooperativas eléctricas a noviembre de este año. Las empresas tendrán un plazo de gracia de 12 meses y luego cada compañía saldará sus compromisos en un período de 72 meses, mientras cumplen los compromisos actuales.
Otro punto relevante es que el plan de pagos de las distribuidoras tendrá una tasa de interés del 50% de la vigente en el MEM. Los planes de refinanciación suscriptos en 2022 por anteriores deudas se mantienen vigentes.
Además, un aspecto que destacaron las distribuidoras fue mantener los términos de los acuerdos anteriores a menos que las distribuidoras manifiesten -dentro del plazo de 60 días de su aprobación- «su voluntad de que se pesifique la deuda al valor de la transacción tomada a los efectos del mes de octubre de 2024 ($30.153,69 por MwH)”.
En este caso, ADEERA aclara que se deberá “respetar el plazo y las cuotas restantes de dichos planes, sin plazo de gracia” y habrá una “moneda homogénea”, que significa que “el valor en pesos aplicable será aquel que resulte de la conversión del saldo deudor a pesos conforme la transacción antes referenciada”. También tendrán “una tasa de interés mensual devengada a partir de la conversión a pesos de la deuda equivalente al 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”.
El acuerdo también implica que las distribuidoras no tengan litigios judiciales con Cammesa y que la administradora del mercado eléctrico también acepte cerrar todas las acciones judiciales con las compañías.
Desde Cammesa remarcaron que si alguna distribuidora decide a futuro continuar el camino judicial, “deberá abonar el 100% de la deuda y las multas correspondientes”. Las mismas fuentes agregaron que en ese caso, inclusive, Cammesa podría pedir la quiebra de estas empresas.
Los gobernadores de las provincias mineras participarán de una misión empresarial en Bruselas con la intención de lograr alianzas estratégicas para atraer inversiones de Europa en el sector. Marcelo Orrego (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy) y Alfredo Cornejo (Mendoza) forman la comitiva argentina que participará entre el 9 y 13 de diciembre en una cumbre con funcionarios y empresarios de la Unión Europea (UE) para promover intercambios sobre oportunidades de inversión e innovación. También forman la comitiva Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación, y Flavia Royón, la secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.
“La misión empresarial reunirá a las partes interesadas para cubrir la extracción, el procesamiento y el refinado de las cadenas de valor de las Materias Primas Críticas (MPC) preseleccionadas, bajo el tema general ‘Promoviendo inversiones e innovación entre la UE y la Argentina en cadenas de valor sostenibles y responsables”, señalaron desde la comitiva.
Cronogrma
El itinerario oficial de la comitiva comenzará este martes con el foro “Alianza Estratégica en cadenas de valor sostenibles de materias primas entre la UE y Argentina”, que se realizará en el Hotel Le Plaza de Bruselas. Allí participará la delegación argentina junto al director de Asuntos Corporativos de la empresa minera francesa Eramet, Pierre Alain Gautier; el CEO de la compañía francesa especializada en extracción de litio Adionics, Gabriel Toffani; el gerente general de la minera McEwen Copper y el proyecto minero Los Azules, Michael Meding; el gerente de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Tomás Serebrisky; y la jefa de Cooperación de la Delegación de la UE en Buenos Aires, Ilse Cougé.
Luego, la comitiva tendrá una reunión con la empresa encargada de financiar proyectos sostenibles BID Invest, el Banco de Desarrollo de Alemania (KfW), el Ministerio de Asuntos Exteriores de los Países Bajos, la Asociación de Instituciones Financieras de Desarrollo de Europa (EDFI), la Agencia Francesa para el Desarrollo (AFD), la Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ), la institución financiera de los Países Bajos Invest Internacional y el Banco Europeo de Inversiones (BEI).
Finalmente, los gobernadores tendrán reuniones bilaterales con representantes de Glencore, una de las principales multinacionales dedicadas a la compraventa y producción de materias primas; FLS, proveedora de servicios y tecnología vinculados a la minería; BID Invest; EIT RawMateriales, dedicada a la innovación en minería sustentable; y el Puerto de Rótterdam, entre otras reuniones.
DAPSA (Destilería Argentina de Petróleo SA), empresa del holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP) acordó con YPF la comercialización de 1,8 millones de metros cúbicos de combustibles para abastecer a su red de estaciones de servicio durante los próximos cinco años.
Según lo informado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), “este contrato valorizado en aproximadamente 1.130 millones dólares permitirá a DAPSA consolidar su posición como operador de la principal red independiente de estaciones de servicio del mercado local”, precisaron.
Programa de inversiones
Este año la empresa festeja su 50° aniversario y ha llevado adelante un programa de inversiones para el desarrollo de su red de estaciones de servicios lanzada en 2019. “Este esfuerzo le permitió posicionarse, en tan solo cinco años, como la quinta red del mercado argentino, con cerca de 200 bocas de expendio distribuidas en 17 provincias y más de 40 modernas tiendas de conveniencia que enriquecen su oferta de productos y servicios”, aseveraron desde DAPSA.
La compañía tiene como objetivo continuar con plan de expansión y proyecta alcanzar las 250 estaciones de servicio de bandera en los próximos dos años y ampliar la comercialización de combustibles, que promedia 500.000 metros cúbicos anuales y representa un 2% de participación en el mercado.
“DAPSA planea crecer también en el segmento del agro, donde ya cuenta con 14 agroservicios dedicados a la comercialización de combustibles de calidad para el sector, aprovechando la evidente sinergia que dicho canal presenta con la actividad agroindustrial del grupo SCP, que viene creciendo fuertemente a través de su controlada Morixe Hermanos S.A.I.C.”, informaron.
Crecimiento
A su vez, la empresa ha realizado inversiones en la ampliación y modernización de su terminal logística emplazada en un predio de 50 hectáreas en el Puerto de Dock Sud. Esas instalaciones tienen capacidad para almacenar 140.000 metros cúbicos de combustibles en tanques y están asociadas a un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables del puerto, que le permite operar buques de 200 metros de eslora. Esta terminal se encuentra a su vez interconectada por ducto con las principales refinerías y terminales de despacho de la región.
En la actualidad, DAPSA también produce el 10% de los lubricantes del mercado para algunas de las principales marcas locales e internacionales que se comercializan en el paísy apuesta por seguir incrementando el posicionamiento de su marca propia, sustentado en la expansión de su red de estaciones de servicios, destacaron.
“Desde su adquisición por el grupo SCP a fines de 2018, DAPSA ha realizado inversiones superiores a 30 millones de dólares, y proyecta continuar invirtiendo para expandir su modelo de negocio. El holding SCP continúa incrementando su posicionamiento estratégico en el sector energético, donde además posee el 30% de participación en la Compañía General de Combustibles (CGC), la sexta productora de upstream en Argentina, en sociedad con el grupo Corporación América”, destacaron.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un panorama optimista sobre el futuro de la industria energética argentina, proyectando un superávit comercial de US$ 25.000 millones para finales de la década. Este crecimiento exponencial estaría impulsado principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta y la creciente demanda global de gas natural.
Nicolás Cantero, representante de la CEPH, destacó durante una audiencia pública que Argentina cuenta con recursos hidrocarburíferos suficientes para abastecer su demanda interna por más de un siglo en el caso del petróleo y dos siglos en el caso del gas natural. Este potencial, sumado a la creciente demanda global de energía y al desplazamiento del carbón por el gas natural como fuente más limpia, posiciona al país como un jugador clave en el escenario energético mundial.
El desarrollo de Vaca Muerta ha sido fundamental para alcanzar estas proyecciones. La cuenca neuquina ha permitido no solo cubrir la demanda interna de gas y petróleo, sino también generar excedentes exportables. Según Cantero, la producción de gas natural podría crecer un 62% para 2030, alcanzando los 226 millones de metros cúbicos diarios.
La CEPH destaca que este crecimiento energético no solo generará un importante superávit comercial, sino que también impulsará el desarrollo económico del país, creando empleo y generando divisas. Además, permitirá reducir la dependencia de las importaciones energéticas y fortalecer la seguridad energética de Argentina.
La instalación de plantas de licuefacción de gas natural, como el proyecto propuesto para Río Negro, será clave para aprovechar este potencial exportador. El GNL permite transportar el gas natural a grandes distancias, lo que abre nuevos mercados para Argentina y la posiciona como un proveedor confiable de energía a nivel mundial.
Si bien el panorama es prometedor, existen desafíos que deben ser abordados para alcanzar estas proyecciones. Entre ellos se encuentran la necesidad de contar con una infraestructura adecuada para transportar y exportar el gas natural, así como la importancia de garantizar un marco regulatorio estable y atractivo para las inversiones.
En conclusión, el desarrollo de Vaca Muerta y la creciente demanda global de gas natural presentan una oportunidad única para que Argentina se convierta en un líder energético a nivel mundial. Sin embargo, para aprovechar este potencial es fundamental contar con una planificación estratégica a largo plazo y una inversión sostenida en el sector energético.
Central Puerto, una de las principales generadoras de energía eléctrica de Argentina, en conjunto con la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, han dado un paso significativo hacia la promoción de la energía renovable en el país. Ambas entidades anunciaron la firma de un acuerdo para llevar a cabo los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a las empresas mineras del noroeste argentino, específicamente en la región de la Puna.
Una iniciativa que promete transformar la matriz energética de la región
Este ambicioso proyecto, que demandará una inversión estimada de US$ 600 millones, contempla la construcción de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora Puna. La línea tendrá una capacidad potencial de hasta 400 MW, lo que permitirá suministrar energía limpia y competitiva a las empresas mineras de la zona.
Las claves del proyecto
Según se destaca en el sitio especializado en energía, Econojournal, la implementación de esta línea de transmisión traerá consigo múltiples beneficios, tanto para el sector minero como para el país en su conjunto:
Suministro de energía renovable: Las empresas mineras podrán acceder a una fuente de energía limpia y sostenible, reduciendo su huella de carbono y mejorando su imagen a nivel internacional.
Mayor competitividad: El suministro de energía renovable a precios competitivos permitirá a las empresas mineras reducir sus costos de producción y mejorar su rentabilidad.
Desarrollo regional: El proyecto generará empleo y dinamizará la economía de las regiones involucradas, promoviendo el desarrollo local.
Fortalecimiento del sistema eléctrico: La integración de nuevas fuentes de energía renovable al sistema eléctrico argentino contribuirá a fortalecer la seguridad energética del país y a reducir su dependencia de los combustibles fósiles.
Los próximos pasos
Los estudios de factibilidad que se llevarán a cabo en el marco de este acuerdo permitirán evaluar la viabilidad técnica, económica y ambiental del proyecto. Una vez concluidos estos estudios, se avanzará con la etapa de diseño y construcción de la línea de transmisión.
Esta iniciativa conjunta entre Central Puerto y la IFC sienta un precedente importante para el desarrollo de proyectos de energía renovable en Argentina. Demuestra que es posible combinar el desarrollo de la actividad minera con la protección del medio ambiente y la generación de energía limpia.
El gobernador Gustavo Valdés inauguró días atrás una estación transformadora en Curuzú Cuatiá, la que aumentará la capacidad energética de la ciudad en un 50% y mejorará el servicio para los vecinos y también las industrias de la zona. “Esto asegura una sobrevida en energía para la localidad de unos 10 o 15 años”, aseguró el mandatario.
La Estación Transformadora “Belgrano” viene a facilitar el suministro eléctrico a la localidad. En palabras de Alfredo Aun, interventor de la Dirección Provincial de Energía (DPEC), anteriormente la energía llegaba desde una Estación de la zona del Iberá, lo cual era un trayecto muy largo y “cualquier inconveniente durante ese trayecto podía provocar problemas para barrios completos, que quedaban fuera de servicio”.
Valdés destacó la magnitud de esta inversión y su impacto a largo plazo: “Siempre nos acordamos de la luz cuando la necesitamos, y también cuando nos llega la boleta”, expresó, resaltando la importancia de estas infraestructuras que, aunque suelen pasar desapercibidas, son esenciales para el desarrollo.
La obra, que demandó una inversión de 1,2 millones de dólares, permitirá incrementar la capacidad energética de Curuzú Cuatiá en un 50%, pasando de 30 a 45 megavatios. “Esto asegura una sobrevida en capacidad energética para la ciudad de unos 10 o 15 años”, explicó el gobernador. También detalló que esta estación transforma la energía que llega desde Yacyretá en alta tensión, distribuyéndola inicialmente a 133 kV y reduciéndola a 13,2 kV para que pueda ser utilizada de manera eficiente. “Es impresionante la infraestructura que se necesita y muchas veces no tomamos dimensión de lo que implica una obra como esta”, agregó.
Valdés remarcó que esta ampliación no solo impactará en la calidad de vida de los hogares, sino que también será clave para el crecimiento industrial. “Cuando buscamos una industria en el parque industrial que estamos desarrollando en Curuzú, necesitamos garantizar no solo la energía, sino también la capacidad de las líneas eléctricas para soportar una buena potencia. Con esta estación, les damos esa posibilidad”, afirmó. Asimismo, anunció que se abrirá una nueva licitación para mejorar aún más la infraestructura del parque industrial, asegurando un futuro energético robusto para la región.
En su discurso, Valdés recordó los desafíos que enfrenta el sistema eléctrico provincial, afectado por años de desinversión. “En épocas de populismo hubo una gran falta de inversión en infraestructura eléctrica. Hoy tenemos que apostar fuerte, no solo en alta tensión, sino también en media y baja tensión”, explicó.
El gobernador también aprovechó para reclamar al gobierno nacional el pago de las regalías energéticas adeudadas a Corrientes por la represa de Yacyretá. “Si recibimos esas regalías, tendremos la posibilidad de generar grandes obras, generar más oportunidades para la industria y ofrecer una energía más competitiva, lo que se traduce en más puestos de trabajo”, afirmó, insistiendo en la necesidad de un reparto equitativo de los recursos energéticos.
Finalmente, Valdés cerró su discurso agradeciendo a los presentes y destacando la importancia de esta obra para el desarrollo de Curuzú Cuatiá y toda la provincia. “Con esta estación, estamos garantizando un futuro energético que permitirá no solo el crecimiento de la ciudad, sino también el fortalecimiento de su economía y el bienestar de sus habitantes”, concluyó.
En la ocasión, el intendente de Curuzú Cuatiá, José Irigoyen indicó alegría por la inauguración de la estación transformadora, que intensamente se trabajó entre el Gobierno de la Provincia y el Municipio.
“Este proyecto denota el crecimiento que tiene Curuzú Cuatiá, en los últimos años, hablamos de un 30 a 35% en el tema de demanda energética por año”, remarcó el jefe Comunal.
Y para finalizar, destacó la respuesta del Gobierno provincial a la demanda energética en el interior; además precisó seguir trabajando de forma conjunta con el gobernador. “Por eso, quiero resaltar esta inversión enorme para nuestra ciudad, con este enorme trabajo”, puntualizó.
Las provincias de Neuquén y Río Negro recibieron un duro golpe en sus aspiraciones de obtener un mayor control sobre las represas hidroeléctricas ubicadas en sus territorios. Un reciente informe elaborado por la Jefatura de Gabinete de la Nación concluyó que la administración de estas centrales seguirá siendo potestad del gobierno nacional, descartando así cualquier posibilidad de transferencia a las provincias.
Este documento, que se basa en un análisis exhaustivo de la legislación vigente, especialmente la Ley 15.336, reafirma el marco jurídico que otorga al Estado nacional la facultad de gestionar las represas hidroeléctricas.
La Constitución Nacional, en sus artículos 75 inciso 13 y 31, también sustenta esta posición, al establecer la primacía de las leyes federales y regular el comercio interjurisdiccional.
La decisión del gobierno nacional ha generado malestar en las provincias, que habían manifestado su interés en participar de la gestión de las represas y en recibir una mayor proporción de los beneficios económicos generados por la producción de energía hidroeléctrica.
Neuquén y Río Negro, en particular, habían solicitado al gobierno nacional una mesa de diálogo para discutir el futuro de estas centrales, pero sus pedidos fueron desoídos.
La decisión del gobierno nacional de mantener el control sobre las represas hidroeléctricas abre un nuevo capítulo en el debate sobre la federalización de la energía en Argentina.
Las provincias afectadas deberán evaluar las implicancias de esta decisión y buscar nuevas estrategias para defender sus intereses y obtener una mayor participación en la gestión de sus recursos naturales.
El Gobierno nacional, bajo la gestión de Javier Milei, trazó un ambicioso plan para transformar el sector energético del país. En este marco, la privatización del Gasoducto Perito Moreno y la aceleración de la licitación para ampliar su capacidad se presentan como ejes centrales de esta nueva política.
Durante el Energy Day, organizado por Econojournal, la secretaria de Energía, María Tettamanti, brindó detalles sobre los próximos pasos a seguir en materia de transporte de gas.
Uno de los anuncios más destacados fue la intención de avanzar rápidamente con la licitación del proyecto presentado por TGS para ampliar el tramo I del Gasoducto Perito Moreno. Esta obra, que demandará una inversión de USD 500 millones, permitirá incrementar significativamente la capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país.
Tettamanti destacó la importancia de que el sector privado tome las riendas de este tipo de proyectos, asegurando que el Estado se encargará de crear las condiciones necesarias para atraer inversiones y garantizar la competencia. En este sentido, la funcionaria confirmó que el Gobierno avanzará con la privatización del Gasoducto Perito Moreno, actualmente propiedad de Enarsa.
La decisión de privatizar el Gasoducto Perito Moreno y acelerar la licitación de su ampliación marca un antes y un después en la política energética argentina. Si bien esta medida genera expectativas y debates, lo cierto es que el Gobierno ha puesto en marcha un ambicioso plan para transformar el sector y garantizar un suministro de gas más eficiente y competitivo.
La provincia de Río Negro ha dado un paso fundamental para garantizar la continuidad de su producción petrolera y fortalecer su matriz energética. A través del Decreto Nº 45/2024, el gobierno provincial aprobó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación hidrocarburífera en las áreas de Entre Lomas, 25 de Mayo – Medanito S.E. y Jagüel de los Machos, actualmente operadas por Aconcagua Energía.
Esta decisión, fruto de un extenso proceso de negociación, representa un hito en la política energética rionegrina. La empresa Aconcagua, que asumió la operación de estos yacimientos en febrero de 2023 tras un acuerdo con Vista Energy, se ha comprometido a realizar inversiones por un monto superior a los 54 millones de dólares.
Estos fondos serán destinados a optimizar la producción, mejorar las infraestructuras existentes y desarrollar nuevas tecnologías que permitan una explotación más eficiente y sostenible de los recursos.
El acuerdo alcanzado no solo asegura la continuidad de la actividad petrolera en las áreas concesionadas, sino que también contempla importantes beneficios para la comunidad rionegrina. Aconcagua se ha comprometido a destinar una parte significativa de sus inversiones al desarrollo social y a la implementación de medidas para mitigar el impacto ambiental de sus operaciones. De esta manera, se busca garantizar un equilibrio entre el crecimiento económico y la preservación del entorno natural.
Con esta prórroga, Río Negro reafirma su compromiso con el desarrollo de su potencial energético y consolida su posición como una provincia clave en la producción de hidrocarburos en Argentina. Las inversiones anunciadas por Aconcagua no solo garantizarán la continuidad de la actividad petrolera, sino que también impulsarán el crecimiento económico y social de la región.
En un operativo de Edenor, se detectaron 20 conexiones clandestinas en un edificio de categoría ubicado en el porteño barrio de Las Cañitas, donde manipularon las instalaciones eléctricas para evitar que los medidores registraran el consumo real.
“Durante una inspección de rutina, nuestro equipo encontró las irregularidades en la sala de medidores. Las instalaciones fueron modificadas para que el medidor no reflejara la cantidad de energía utilizada“, explicaron desde Edenor.
Lo llamativo es que algunas de las propiedades implicadas ofrecían alquileres temporales para turistas, promocionándose en sitios web como Airbnb, mientras estaban conectadas de forma ilegal al suministro eléctrico.
Ante el hallazgo, Edenor retiró las conexiones clandestinas con presencia policial, y la justicia penal intervino el caso, que quedó radicado en el Juzgado Nacional en lo Criminal y Correccional N° 6.
La empresa también intimó a los propietarios al pago de la energía consumida de manera irregular, sumando un monto de $7,3 millones que incluye penalidades por 30.132 kWh no registrados. “Estas conexiones ilegales no solo constituyen un robo, sino que representan un grave riesgo de electrocución para quienes las manipulan, además de aumentar las posibilidades de cortocircuitos e incendios”, advirtieron.
Edenor recordó que en este tipo de situaciones está facultada para cobrar el consumo no registrado con hasta cuatro años de retroactividad, aplicando recargos del 40%, multas y punitorios adicionales.
Las condiciones de previsibilidad permitirán ese volumen de inversiones en 2025. Ya hay varios pedidos para nuevas concesiones. La seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero. En este sentido, después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para Neuquén. “Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han […]
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El gobierno provincial busca avanzar rápidamente en la construcción de nuevas rutas y redes eléctricas para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta. Gustavo Medele se reunió con representes de las principales petroleras. El gobierno provincial busca avanzar rápidamente en la construcción de nuevas rutas y redes eléctricas para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta. En ese sentido, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió con las principales empresas petroleras que operan en la cuenca para definir un plan de acción conjunto. Un encuentro clave para destrabar la situación Según indica el sitio especializado en energía, Econojournal, la […]
El norte de la formación en Neuquén tiene cada vez más proyecciones de desarrollo. En esta nota, el detalle de las áreas. Rincón de los Sauces es la localidad más cercana a las áreas al norte de Vaca Muerta en Neuquén. La localidad mira con atención las proyecciones de Chevron, YPF, Tecpetrol, y Pluspetrol con foco en el petróleo. En esta nota, un detalle del potencial expuesto por las empresas. En la zona aledaña a la localidad se ubica Los Toldos II Este, área operada por Tecpetrol y cuyo titular es GyP. Se trata de una de las apuestas de […]
Pedro Cascales, titular de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado, habló en LV12 sobre el aumento en el precio. A través de la resolución 394/2024 publicada en el Boletín Oficial se dispuso que los precios de las garrafas subsidiadas del Programa Hogar para usuarios de bajos recursos tuvieran un incremento del 23,5% respecto de los valores fijados en agosto. Se estableció que la garrafa de 10 kilos tendrá un precio de referencia de 10.500 pesos; 12.600 pesos para la de 12 kilos y 15.750 pesos para la de 15 kilos. Pedro Cascales, titular de la Cámara de Empresas […]
Sungrow, compañía mundial en tecnología fotovoltaica y almacenamiento, refuerza su presencia en Latinoamérica con una estrategia que combina innovación y adaptabilidad. Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, Francisco Alcalde, gerente para Latinoamérica, presentó las soluciones más destacadas de la compañía.
Entre las principales innovaciones se encuentra el Power Titan 2.0, una solución de almacenamiento diseñada para optimizar espacio y aumentar la densidad energética. «Este producto, que en un contenedor de 20 pies alberga 5 MW/5 MWh, incluye sistemas de refrigeración líquida y PCS, lo que garantiza una operación eficiente incluso en condiciones exigentes», destaca Alcalde.
Además, Sungrow ha lanzado productos específicos para el mercado comercial e industrial (C&I), como su sistema de almacenamiento compatible con normativas IEC e IUL, y su tecnología modular para proyectos utility scale, adaptándose a las necesidades de diferentes mercados. «Ofrecemos sistemas con acoplamiento en DC y AC que garantizan eficiencia eléctrica, matemática y financiera», explica el ejecutivo.
Expectativas y mercados estratégicos
La compañía identifica a Chile, República Dominicana, Colombia y Panamá como mercados clave para su expansión. Según Alcalde, el auge de los marcos regulatorios en estas regiones está impulsando la demanda de almacenamiento y soluciones solares. “Hoy por hoy, vemos que mercados emergentes como Guatemala, Honduras y México comienzan a despertar con una fuerte necesidad de energía renovable,” señala.
Sungrow ya cuenta con más de 18 GW de capacidad instalada en Latinoamérica, con proyectos en diversos sectores. Este éxito se debe, en parte, al desarrollo de PMGD de 5 y 7 MW en Centroamérica, que han demostrado ser modelos efectivos para impulsar la adopción de energías limpias.
Almacenamiento como motor de cambio
El almacenamiento energético es una prioridad para Sungrow. Con productos como el Power Titan Series, la empresa aborda desafíos como el espacio limitado y la eficiencia energética. «Reducimos hasta un 30% el espacio requerido en los diseños de plantas fotovoltaicas, mientras mantenemos la fiabilidad a largo plazo», explica Alcalde. Esto es clave para mercados con alta densidad poblacional o restricciones de terreno.
Además, Alcalde enfatiza que el almacenamiento es un “matrimonio de largo plazo”, con contratos de 15 a 20 años que exigen soluciones robustas y flexibles. “Acompañamos a nuestros clientes en todas las etapas del proyecto para garantizar que cada diseño sea operativamente viable y financieramente sólido,” añade.
Hacia un futuro más limpio
La energía fotovoltaica sigue siendo uno de los pilares del portafolio de Sungrow. Alcalde destaca que «la energía solar es una de las fuentes más asequibles y competitivas del mercado» y que países como Colombia están alineando regulaciones para acelerar su adopción.
Con innovaciones constantes y un enfoque adaptado a las necesidades locales, Sungrow se posiciona como un referente en la transición hacia un futuro energético sostenible en Latinoamérica.
Vestas continúa con la instalación de nuevos aerogeneradores a lo largo de Latinoamérica, siendo Argentina uno de los mercados “clave” para la compañía en el que está presente desde hace más de tres décadas.
Tras haber crecido cerca de 3000% en los últimos diez años en Argentina, (pasó de 77 MW a 2427 MW), la empresa danesa prevé continuar con ese crecimiento sostenido y espera culminar más de 350 MW en los siguientes meses.
“Nuestro objetivo para lo que queda de 2024 y de cara a 2025 es ejecutar los diversos proyectos que tenemos en marcha. Estamos comprometidos en acompañar a nuestros clientes en sus iniciativas, avanzando juntos hacia una transición energética integral y sostenible”, indicó Andrés Gismondi, Country Manager de Vestas en Argentina y VP de negocios para LATAM South y North.
“A nivel LATAM, en el primer semestre del año se finalizaron seis proyectos antes del plazo contractual, además de contar con cuatro proyectos en curso en Argentina. Desarrollos que involucraron diez clientes diferentes y resultaron en la instalación de 250 turbinas (242 modelo V150 de 4.5 MW y 8 turbinas V162 de 6.2 MW), alcanzando un total de 1.139 MW instalados”, agregó en diálogo con EnergíaEstratégica.
Puntualmente en Argentina, recientemente se finalizó junto a Genneia la construcción de la central eólica La Elbita (Tandil, provincia de Buenos Aires), de 162 MW de capacidad instalada; a la par que está por concluir el parque VI (Bahía Blanca) con Pampa Energía, que cuenta con 139,5 MW de potencia.
Además, en colaboración con YPF Luz, se construye la planta General Levalle (provincia de Córdoba), el cual es el primer proyecto de Vestas en Latinoamérica con 25 turbinas de tecnología EnVentus, con una capacidad de 155 MW.
“Por último, junto a Ternium, se está desarrollando el parque eólico Vientos de Olavarría, ubicado en la provincia de Buenos Aires, que tendrá 99 MW de capacidad instalada. A principios de 2025 iniciaremos la construcción de un nuevo parque junto a Tenaris, que tendrá 21 turbinas”, subrayó Gismondi.
Retos del sector
Si bien hay un panorama alentador para el mercado energético argentino, la compañía dedicada a la fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores observan que todavía existen una serie de desafíos para lograr mayor penetración de energías renovables en el país.
Por un lado, el año que viene vence los objetivos de la Ley Nacional N° 27191 (régimen de fomento a las renovables), por lo que para Gismondi el sector se encuentra “expectante” respecto a si habrá una renovación o prórroga que permita seguir impulsando la transición energética hacia fuentes verdes.
“Otro aspecto crucial para continuar el desarrollo de renovables es el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión eléctrica, especialmente en las regiones con mayor potencial eólico, así como en las zonas de consumo como el AMBA para recibir dicha energía. La falta de una red de transmisión adecuada ha sido históricamente un obstáculo para el desarrollo de parques eólicos en Argentina, limitando su capacidad de integración a la red eléctrica nacional”, manifestó.
“Es por ello que resulta necesario realizar inversiones significativas en la expansión y modernización de la infraestructura de transmisión, así como en la implementación de tecnologías inteligentes que faciliten la integración de la energía eólica a gran escala”, concluyó.
En una reunión celebrada en el Salón Istmo 4 del Panama Convention Center, más de 80 empresarios y usuarios finales de Generación Distribuida manifestaron su preocupación por la propuesta de modificación de los límites del 3% en potencia y 10% en demanda, presentada por el consultor contratado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) para revisar la regulación de autoconsumo con paneles solares.
Esta propuesta cambiaría el sistema de medición neta por un esquema de facturación neta binómica, lo cual implicaría un ajuste en los precios de los créditos otorgados por las distribuidoras por el consumo y la inyección de energía, pasándolos de un valor neto absoluto a un valor inferior de facturación que dependerá del precio del mercado mayorista, además de la implementación de un cargo adicional por demanda.
Rafael Galue, presidente de la Red Solar Panamá, expresó que: “Lo que está proponiendo ASEP es penalizar a los clientes que han invertido en tecnología solar para ahorrar energía y apoyar la lucha contra el cambio climático, en un país que ya enfrenta una de las tarifas eléctricas más altas del mundo.
Este cambio no solo afectaría el precio final del crédito por la inyección de energía para los usuarios actuales y futuros, sino que también les impondría un cargo adicional por demanda, similar al de la tarifa BTD.
Esto es un grave atentado contra los Objetivos de Desarrollo Sostenible, la transición energética y los tratados internacionales que hemos firmado como nación”.
Galue también recordó que, según el mandato regulatorio, ASEP debía realizar este estudio para subir los topes del 3% y 10% tres años después de la implementación de la regulación de 2016. Sin embargo, apenas en 2024, se está llevando a cabo la primera consulta para modificar estos topes.
En la reunión participaron también directivos de asociaciones de energías renovables de Colombia y República Dominicana. El Ing. Miguel Hernández, de ACOSOL (Colombia), y el Ing. Marvin Fernández, de ASOFER (República Dominicana), expresaron su preocupación por las incongruencias que han encontrado al comparar la regulación colombiana con los datos presentados por el consultor de ASEP. Además, señalaron que la empresa consultora contratada en Panamá es la misma empresa a la que se le ha adjudicado la consultoría en República Dominicana y, “curiosamente”, está promoviendo cambios regulatorios muy similares en ese país, además de esto, ambos destacaron que en varios países de la región, como Brasil, y Republica Dominicana se han realizado estudios que demuestran los beneficios de la generación distribuida para la red eléctrica y consideraron ilógico el tope establecido por el regulador ya que el mismo no existe en ningún otro país de la región y es un acto antidemocrático que limita el acceso a la tecnología y el libre derecho a escoger que sistema es mas beneficioso para el usuario final.
Los asistentes a la reunión también manifestaron su inquietud por la falta de transparencia en este proceso de consulta, que se ha realizado de manera silenciosa y con un periodo de comentarios y sugerencias inferior a los 10 días.
La mayoría de las empresas del sector desconocían la existencia de esta consulta y el proceso de selección del consultor. En este sentido, se solicita al regulador que, en futuras ocasiones, considere las opiniones de los gremios y organizaciones más representativas del sector de energía solar, como la Cámara Panameña de Energía Solar y la Red de Profesionales en Energía Solar.
Han quedado habilitadas todas las empresas que presentaron solicitudes para participar en la primera “Ronda de energía eólica costa afuera” en el país, al cumplir de manera satisfactoria con los requisitos jurídicos, financieros y técnicos para la asignación de permisos de ocupación temporal sobre áreas marítimas del Caribe central colombiano.
“Este es el inicio de la expansión de la Transición Energética Justa hacia nuestros mares, posicionando a Colombia como un punto de referencia para Latinoamérica y el Caribe en el aprovechamiento sostenible de los recursos, diversificando la matriz energética para el beneficio de los colombianos. Es el reflejo del compromiso de nuestro Gobierno del Cambio con la descarbonización del país, y del trabajo articulado entre las diferentes entidades”, puntualiza el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.
Entre las compañías que integran el listado preliminar de habilitados, se destaca la participación de grupos empresariales de Bélgica, Reino Unido, España y China, países que han sido líderes globales en transición energética, lo que confirma el atractivo del potencial eólico marino colombiano en el mercado internacional. Así mismo, en este selecto grupo, sobresalen empresas colombianas de gran trayectoria, quienes ratifican su compromiso con el desarrollo de las Fuentes de Energías Renovables en el país.
«Este es un momento decisivo para la transformación energética de Colombia. La participación de estas empresas de talla mundial demuestra la confianza en nuestro país y el potencial extraordinario de nuestros recursos eólicos costa afuera», afirma Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Así, Colombia sigue avanzando en la meta de desarrollar 3 GW de energía eólica en nuestros mares para 2035, y busca posicionarse como líder regional en la transición hacia energías más limpias y sostenibles.
El Reino Unido se enfrenta a un desafío ambicioso: integrar 20 GW de capacidad de almacenamiento en baterías en su sistema energético para 2025.
Paul Monks, Chief Scientific Advisor del Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto (DESNZ), revela a Energía Estratégica España que esto será esencial para garantizar la estabilidad de una red cada vez más dependiente de fuentes renovables como el viento y el sol. «La descarbonización de nuestro sistema energético requiere de tecnologías que puedan ofrecer flexibilidad y almacenamiento eficiente», sostiene Monks.
Actualmente, el territorio británico está desarrollando un sistema basado en 50 GW de capacidad eólica, incluyendo tecnologías flotantes, y expandiendo su infraestructura solar.
Sin embargo, Monks subraya que las baterías aún funcionan bajo un sistema puramente mercantil. «Hoy en día, las baterías generan ingresos a través del arbitraje, comprando energía cuando es barata y vendiéndola cuando hay escasez, pero esto no responde directamente a las necesidades de la red», explica el asesor.
Los incentivos y el mercado: una barrera clave
Monks menciona que los incentivos financieros para el almacenamiento de baterías no son suficientemente robustos.
«Aunque la demanda estimada oscila entre 20 y 40 GW, ya tenemos más de 250 GW en proyectos de baterías en lista de espera, lo que demuestra un fuerte interés del sector privado», sostiene.
A pesar de ello, los actuales esquemas de mercado, como el mercado de capacidad, no favorecen la integración de baterías, dificultando su adopción como activos estratégicos en lugar de meramente comerciales.
Para abordar este problema, el Reino Unido busca implementar reformas que permitan una transición hacia sistemas que recompensen el almacenamiento como una reserva estratégica, esencial para estabilizar la red en momentos de alta variabilidad de generación.
Hidrógeno verde y retos en infraestructura
Otra tecnología clave en la transición energética es el hidrógeno verde. Según Monks, el exceso de energía eólica podría transformarse en hidrógeno durante los picos de generación. «La economía del hidrógeno es crucial para aprovechar la energía renovable que no se utiliza directamente, permitiendo su almacenamiento a largo plazo», detalla el científico.
Además, la infraestructura de transmisión representa uno de los mayores retos. A medida que el Reino Unido desplaza su producción energética hacia el norte y las costas, se generan costos adicionales por la falta de infraestructura suficiente. «Reducir estos costos es esencial para maximizar el beneficio económico de las renovables», destaca Monks.
Impacto en los costos y la competitividad
Las energías renovables no solo son un componente clave en la transición energética, sino también una solución para reducir los costos energéticos. Monks señala que la generación eólica ya ofrece precios competitivos de 42 libras por megavatio hora, significativamente por debajo de las tarifas promedio del sistema eléctrico.
«El costo de vida en Europa ha subido debido a los precios de la energía, pero las renovables son una oportunidad para aliviar esta presión económica», afirma el asesor.
Estrategias internacionales y lecciones aprendidas
Monks destaca que el Reino Unido puede compartir importantes aprendizajes con países como Argentina, especialmente en la implementación de sistemas renovables y el desarrollo de infraestructura de almacenamiento.
«En el Reino Unido hemos logrado un bajo costo de generación, pero no supimos capitalizar completamente los beneficios industriales. Esa es una lección clave que podemos transmitir», sostiene.
El papel de las baterías también varía según la geografía y la estructura energética de cada país. En el caso de Argentina, su vasta extensión territorial podría beneficiarse del uso de baterías para optimizar la infraestructura de transmisión, evitando la construcción de costosos sistemas de transporte eléctrico. «Las baterías permiten una gestión más eficiente de la energía entre regiones distantes, adaptándose mejor a las características geográficas», explica Monks.
El Reino Unido avanza en su meta de descarbonización para 2030 con un enfoque en almacenamiento energético, energías renovables e infraestructura. Sin embargo, como indica Monks, alcanzar este objetivo requerirá superar desafíos significativos en incentivos de mercado e integración tecnológica. La experiencia británica en almacenamiento energético y energías renovables no solo sirve de modelo, sino también de advertencia para países en desarrollo como Argentina, que buscan adaptar estas tecnologías a sus propios contextos.
El físico Ernesto Kirchuk fue designado como vicepresidente de la compañía estatal Dioxitek el 9 de septiembre de este año y al mes siguiente comenzó a facturarle a la empresa nuclear 3,5 millones de pesos mensuales en concepto de “honorarios por servicio de asistencia tecnológica”. EconoJournalpreguntó en Dioxitek cuál es la contraprestación que realiza Kirchuk y por qué esa tarea no forma parte de las actividades habituales que lleva adelante como vicepresidente.
“Durante los meses de octubre y noviembre Ernesto Kirchuk formó parte de una investigación y análisis sobre la viabilidad de incorporar un proyecto o unidad de negocio de enriquecimiento de uranio por láser en Dioxitek, la cual, por tratarse de una tarea de carácter extraordinario y ocasional, se abonó como locación de servicio”, respondieron desde la empresa encargada de garantizar el suministro de dióxido de uranio que se utiliza en la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Este medio consultó a cuatro fuentes del sector nuclear sin contacto entre sí y todas se mostraron sorprendidas porque afirmaron que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) ya viene llevando adelante esa tarea. “La CNEA estudia la separación isotópica por láser. Se podría haber hecho un análisis de esos resultados sin tener que pagar por ello”, remarcó una de las fuentes. Kirchuk es, además, empleado desde hace años en la CNEA, por lo que otra de las fuentes consultadas advirtió que «no es normal que una empresa pública contrate bajo la modalidad de prestador de servicios a una persona que a su vez ya es personal del Estado».
EconoJournalaccedió a las dos facturas categoría ‘C’ presentadas por Kirchuk en Dioxitek en su carácter de monotributista. Lo llamativo, a su vez, es que la factura presentada en octubre está rotulada bajo el número ‘0000001’. Es decir, fue la primera factura que realizó el funcionario desde que se dio de alta fiscalmente en la AFIP. La segunda es que la presentó en noviembre, también por $ 3,5 millones, que se registró con el número ‘0000002’. De esos datos se desprende que Kirchuk se creó un monotributo únicamente para facturarle a Dioxitek un servicio profesional que la empresa estatal contrató cuando él ya formaba parte de su conducción.
Factura emitida por Ernesto Kirchuk a Dioxitek en octubre de este año.
Este medio indagó en la empresa cuál fue el acto administrativo que se realizó para contratar el servicio que brindó Kirchuk y quién lo firmó. “Dioxitek es una empresa (S.A.), las contrataciones no se realizan por actos administrativos. En el caso mencionado se realizó una contratación de acuerdo al mecanismo de compra vigente en la compañía”, se limitaron a responder.
Desde Dioxitek afirmaron también que “durante la duración de ese proyecto Ernesto Kirchuk renunció a su compensación como director, posición que actualmente no prevé función ejecutiva alguna. Este proyecto concluyó el 30 de noviembre, con lo cual ya no se abona esa locación de servicio”.
Por ser miembro del directorio a Kirchuk le correspondía cobrar alrededor de 1,1 millones de pesos mensuales, monto al que supuestamente renunció durante 60 días para cobrar más del triple. “Nunca escuché algo igual”, señaló una de las fuentes del sector nuclear consultada sobre el tema, la cual tiene una larga y destacada trayectoria en la industria. “No es algo normal. Ahí hay una incompatibilidad manifiesta”, destacó otra de las fuentes contactada.
Quién designó a Kirchuk
Kirchuk fue designado vicepresidente de Dioxitek en septiembre de la mano de Alberto Lamagna quien por esos días asumió como presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) luego de que, tal como anticipó EconoJournal, el asesor presidencial Santiago Caputo tomara el control político de las dos firmas nucleares.
Caputo también nombró directores de NA-SA a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicase integra el círculo de confianza de Caputo.
Otras facturas
Kirchuk no fue el único que le facturó a Dioxitek en los últimos dos meses. En octubre y noviembre Martín Suárez Gazzero cobró 2,8 millones de pesos mensuales por “servicios profesionales” y Julieta Laura Sayán recibió 1,5 millones de pesos en noviembre por “honorarios profesionales”. Al igual que Kirchuk, Suárez Gazzero y Sayán también son empleados de la CNEA.
Suárez Gazzero, licenciado en Economía Internacional egresado de la Universidad de Quilmes, acaba de asumir además como miembro del directorio de Veng, empresa de servicios subsidiaria de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE) que se encarga del desarrollo del lanzador satelital Tronador II y de otras aplicaciones de tecnología aeroespacial.
Sayán, por su parte, es una politóloga y socióloga egresada de la Universidad de Buenos Aires con una especialización en Gestión de la Tecnología y la Innovación en la Universidad de Tres de Febrero, que fue vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández, y por entonces persona de confianza del gobernador de Formosa, Gildo Insfrán.
Julieta Sayán, empleada de CNEA y ex vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández.Factura emitida por Julieta Sayán a Dioxitek en noviembre de este año.Factura emitida por Martín Suárez Gazzero a Dioxitek en octubre de este año.
El Vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, estimó que “entre 2016 y 2025 habremos ahorrado divisas al país por alrededor de 10.000 millones de dólares en sustitución de importaciones de combustibles fósiles”, y destacó que “entre este año y 2026 invertiremos más de 4.500 millones de dólares en nueva capacidad renovable”.
Andrews señaló además que, “desde este año, la CEA amplió su compromiso de expandir su horizonte hacia nuevas tecnologías y soluciones energéticas, como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación”. “Este enfoque ampliado busca promover un diálogo colaborativo entre desarrolladores, operadores, fabricantes y otros actores clave, fortaleciendo el rol de las energías renovables en el sistema energético argentino”, remarcó.
Las declaraciones del directivo tuvieron lugar durante un encuentro de fin de año en la Asociación Círculo Italiano de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con la participación de asociados, directivos, legisladores, periodistas y otros protagonistas del sector energético nacional.
Andrews destacó los avances y perspectivas del sector, e hizo hincapié en la importancia de la energía eólica para el desarrollo económico y ambiental del país. El sector creció alentado por la Ley 26.190/2006, y ya es tiempo de analizar en el ámbito gubernamental y parlamentario su posible prórroga.
En la actualidad los socios de la CEA son responsables del 81% de la generación eólica del país, lo que refleja el impacto de las inversiones realizadas y el esfuerzo conjunto del sector.
“Este avance no solo ha favorecido la creación de empleo y el progreso tecnológico, sino que también ha consolidado a la energía renovable como un pilar estratégico para la descarbonización de la economía argentina y el cumplimiento de compromisos climáticos internacionales”, destacó Andrews.
Y refirió que “sin energías renovables, los sectores exportadores locales más importantes no podrán ingresar a los mercados más desarrollados, que imponen estándares cada vez más exigentes en términos medioambientales”.
En los últimos años, Argentina experimentó un notable desarrollo en energías renovables. Según datos oficiales, la participación de estas fuentes en la matriz energética nacional supera el 15 %, con la energía eólica como la mayor contribuyente.
Este crecimiento ha sido posible gracias a un marco regulatorio favorable, inversiones significativas y un potencial natural excepcional para proyectos de generación limpia.
“Sin embargo, remarcó Andrews, el sector enfrenta desafíos clave, entre ellos la necesidad de ampliar la red de transporte eléctrico para integrar la nueva capacidad instalada”.
Al respecto, resultó alentador el anunció de la Secretaría de Energía referido a la decisión de activar licitaciones para el tendido de nuevas redes de transmisión en alta tensión.
Este punto, destacado por la CEA, será esencial para desbloquear el potencial de las renovables y garantizar el suministro energético sostenible que el país necesita.
La Cámara, actualmente presidida por Martín Brandi (PCR), reafirmó su compromiso de continuar trabajando en estos desafíos, impulsando la transición energética y fortaleciendo la posición de Argentina como líder regional en energías renovables.
Acerca de CEA:
La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector de energías renovables en Argentina. El actual enfoque de la Cámara está integrado por nuevas tecnologías y soluciones energéticas como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación.
A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable, se destacó.
La compañía de capitales argentinos PCR e YPF firmaron el acuerdo de cesión de las áreas Llancanelo y Llancanelo R. ubicadas en la localidad de Malargüe, Mendoza, luego de un proceso de análisis de aspectos técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia que autorizó a entrega de las áreas. La cesión se dio en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera bajo control estatal de unos 55 bloques maduros en todo el país. Frente a esta nueva adquisición, la compañía comprometió inversiones del orden de los US$ 120 millones para el desarrollo de las áreas en los próximos cinco años.
Este nuevo yacimiento, se suma a las cinco áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Martín Brandi, CEO de PCR señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las nuevas áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de las áreas.”
“Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos cinco años (tres de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas”, destacaron desde la empresa.
En la actualidad, el bloque produce 1800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por ocho millones de barriles de petróleo.
Las áreas
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
Gracias a esta adquisición, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informaron.
Las compañías PCR e YPF S.A firmaron el acuerdo de cesión por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal de las áreas Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas en la localidad de Malargüe, luego de un proceso de análisis técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza que autorizó la entrega de dichas áreas.
Llancanelo y Llancanelo R conformaban uno de los clusters del “Plan Andes”, por el cual YPF se está desprendiendo de medio centenar de áreas, en este caso en la provincia de Mendoza.
De esta manera, a partir de la firma PCR pasa a ser la operadora y concesionaria de las áreas Llancanelo junto con todos los activos relacionados para su explotación. La compañía estima desplegar un plan de inversiones del orden de los 120 millones de dólares para el desarrollo de las áreas en los próximos 5 años, condicionado al éxito de las actividades proyectadas, indicó.
Este yacimiento se suma a las 5 áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos 5 años (3 de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas.
Hoy en día, el bloque produce 1.800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por 8 millones de barriles de petróleo, se indicó.
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área, que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos y recuperando pozos que hoy se encuentran inactivos, siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de los yacimientos”.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.
La compañía es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y una de las líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
La Empresa de Transmisión Eléctrica llevó a cabo hoy, viernes 6 de diciembre del 2024, el acto de recepción de ofertas de la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 02-2024 para la contratación de potencia y energía a corto plazo.
Quienes resulten adjudicados, podrán brindar suministro por un máximo de 60 meses en el periodo marzo 2025 – marzo 2030 a las empresas de distribución eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA).
Participaron 29 empresas que presentaron 41 sobres de ofertas. Entre ellas 23 contemplaron solamente tecnología hidráulica; 5 ofrecieron solo solar; 4 incluyeron un mix de hidráulica y solar; 1 entregó un mix de hidráulica, solar y eólica; y entre las térmicas, 2 solo bunker, 2 solo diésel, 2 mix de bunker y diésel, y 1 gas natural (ver detalle al pie de la nota).
La totalidad de propuestas calificaron en primera instancia para competir por contratos con las distribuidoras. Entre los contratos disponibles, 20 ofertas compiten en el renglón de “solo potencia”, 12 por “solo energía con diferencia de curva de demanda”, 6 por “solo energía con diferencia de curva de generación”, 2 por “solo energía” y 1 por “solo energía con seguimiento de demanda (SED)”.
Respecto a los precios, Generadora Gatún S.A. y Pan-Am Generating limited S.A. se destacaron con la combinación de ofertas más bajas en el renglón de Solo Potencia al incluir ofertas de entre entre 4.250 y 7.500 (USD/kW mes) y 0,500 y 5,760 (USD/kW mes) en el segundo caso, en tecnología térmica de gas natural y bunker, respectivamente.
En ofertas de sólo energía, las hidroeléctricas lideraron no sólo en cantidad de propuestas sino también en menores precios. En tal sentido, Corporación Energía del Itsmo Ltd. S.A. fue la más competitiva al presentar una propuesta entre 0.05054 a 0.08000 (USD/kWh) en tecnología hidráulica para contrato de Solo Energía con diferencia de curva de demanda.
Los mix de energías renovables quedaron un poco más atrás en los renglones de energía. La Empresa Nacional de Energía SA (EMNADESA) participó con hidráulica y solar que alcanzan precios que iban de 0.05500 a 0.07995 (USD/kWh). La siguió AES Panamá con su mix de Hidráulica, Solar y Eólica consiguió entre 0,05700 y 0.07240 (USD/kWh).
Finalmente, en el rubro exclusivamente solar, Gena Solar fue la que se acercó más a otras tecnologías con precios atractivos entre 0.05892 y 0.07892 (USD/kWh).
Empresa
Representante
Tipo de Contrato
Fianza de Propuesta
Ubicación
Tecnología
Potencia ofertada
Precio de la energía
Sparkle Power SA
José Ernesto Castillo Aguilar
Solo Potencia
1,000,000
Prov Colon
Térmica Bunker
40 MW
6.000 (USD/kW mes)
Generadora del Istmo SA
Gabriel Bonett
Solo Potencia
333,250
Prov Chiriquí
Hidráulica
11,57 MW
Entre 6,000 y 8,300 (USD/kW mes)
Pan-Am Generating limited s.a
Gabriel Bonett
Solo Potencia
4,600,000
Prov Panamá Oeste
Térmica Bunker
Entre 133 y 17,79 MW
Entre 0,500 y 5,760 (USD/kW mes)
Caldera Energy Corp
Juan Ramón Brenes
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
125,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0,5 MW 4,5 MW
Entre 0,06237 y 0,07637 (USD/kWh)
Ideal Panamá S.A.
Elvia Chan
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,500,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 4 MW y 20 MW
Entre 0,05925 y 0,09150 (USD/kWh)
Caldera Energy Corp
Juan Ramón Brenes
Solo Potencia
25,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
0,90 MW
Entre 5,500 y 7,000 (USD/kW mes)
Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0.30 y 3 MW
0.05500 a 0.07995 (USD/kWh)
Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0.30 y 3 MW
0.05500 a 0.07995 (USD/kWh)
Hidroeléctrica Bajos del Toluma S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Potencia
75,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
1.50 MW
7.500 (USD/kW mes)
Arrendadora de Itsmo Energy S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
200,000
Prov Veraguas
Solar
Entre 0,25 MW y 2,51 MW
Entre 0,05800 y 0,07995 (USD/kWh)
Arrendadora de Itsmo Energy S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
200,000
Prov Veraguas
Solar
Entre 0,25 MW y 2,51 MW
Entre 0,05800 y 0,07995 (USD/kWh)
Energía y Servicio de Panamá S.A. ESEPSA S.A.
Luis Ernesto Sanchez Reyes
Solo Energía con seguimiento de Demanda (SED)
254,030
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 10,16 MW y 1,18 MW
Entre 0,06000 y 0,0800 (USD/kWh)
Energía y Servicio de Panamá S.A. ESEPSA S.A.
Luis Ernesto Sanchez Reyes
Solo Potencia
182,750
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 1,83 MW y 7,31 MW
8.500 (USD/kW mes)
Autoridad del Canal de Panamá
Kathia Lorena Moreno Pérez
Solo Potencia
1,250,000
Termoeléctrica Miraflores
Térmica Bunker y Diesel
Entre 5 MW a 50 MW
Entre 3.000 a 4.978 USD/kW mes
Hidroecológica del Teribe S.A.
William Rodriguez
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
325,000
Prov Bocas de Toro
Hidráulica
Entre 1,60 y 10,40 MW
Entre 0.05758 a 0.07755 (USD/kWh)
Hidroecológica del Teribe S.A.
William Rodriguez
Solo Potencia
325,000
Prov Bocas de Toro
Hidráulica
12,22 MW
5.990 USD/kW mes
Hidropiedra SA
Edda Amaya o Indira Cevilla
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
275,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 1 y 11 MW
0.05500 y 0.8000 (USD/kWh)
Hidropiedra SA
Edda Amaya o Indira Cevilla
Solo Potencia
32,750
Prov Chiriquí
Hidráulica
1,31 MW
6.560 USD/kW mes
Enel Fortuna S.A.
Percy Garrido
Solo Potencia
1,513,750
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 5,80 MW y 58,00 MW
Entre 5.601 y 6.734 USD/kW mes
Celsia Centroamérica SA
Luis Carlos Sandoval
Solo Potencia
2,500,000
Prov Colón
Térmica Bunker y Diesel
Entre 3,08 y 25,76 MW
Entre 3.500 y 8.000 USD/kW mes
Sociedad Super Servicios S.A
Esteban Ortiz
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
225,000
Prov Coclé
Solar
Entre 0,90 MW y 9 MW
Entre 0,05959 y 0,07979 (USD/kWh)
Fountain Hydro Power Corp.
Ian Dillon
Solo Potencia
475,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 5 MW y 19 MW
Entre 4.500 y 7.500 USD/kW mes
Corporación Energía del Itsmo Ltd. S.A.
Alejandro Pérez
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
187,500
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 1 y 7,50 MW
Entre 0.05054 a 0.08000 (USD/kWh)
Hydro Caisan SA
Marlene Cardoze
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,030,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 1.00 y 3.00 MW
0.05787 y 0.07787 (USD/kWh)
Pedregalito Solar Power S.A.
Marlene Cardoze
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Solar
Entre 1.00 y 9.90 MW
0.05995 y 0.07495 (USD/kWh)
Generadora Gatún S.A.
Ramiro Esteban Barrientos Moreno
Solo Potencia
4,000,000
Prov Colón
Térmica Gas Natural
Entre 8 MW y 75 MW
Entre 4.250 y 7.500 USD/kW mes
Generadora Gatún S.A.
Ramiro Esteban Barrientos Moreno
Solo Potencia
2,000,000
Prov Colón
Térmica Gas Natural
Entre 3 MW y 25 MW
6,980 USD/kW mes
Gena Solar
Roberto Mendieta
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
250,000
Prov Coclé
Solar
Entre 4,75 MW y 9,50 MW
Entre 0.05892 y 0.07892 (USD/kWh)
Generadora del Atlantico SA (GENA)
Roberto Mendieta
Solo Potencia
1,500,000
Prov Colon
Térmica Diesel
Entre 2.20 y 20.00 MW
Entre 3.950 y 4.750 USD/kW mes
Generadora del Atlantico SA (GENA)
Roberto Mendieta
Solo Potencia
3,375,000
Prov Colon
Térmica Diesel
Entre 41 y 115 MW
Entre 3.950 USD/kW mes
Hidro Boquerón
Harmodio Araúz Sarmiento
Solo Potencia
22,500
Prov Chiriquí
Hidráulica
0,90 MW
8.450 USD/kW mes
Hidro Boquerón
Harmodio Araúz Sarmiento
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
El consorcio integrado por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se encuentra a punto de adjudicarse la construcción del ambicioso proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), según publica el sitio especializado en energía EconoJournal. Esta obra, impulsada por YPF, tiene como objetivo ampliar significativamente la capacidad de exportación de crudo desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico.
Con una inversión superior a los US$ 2500 millones, el proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros que unirá las localidades de Allen y Punta Colorada en la provincia de Río Negro. Además, se instalarán dos estaciones de bombeo estratégicamente ubicadas, cuya construcción está siendo disputada por AESA y OPS.
Un proyecto clave para la industria energética argentina
El VMOS es considerado un proyecto fundamental para el desarrollo de la industria energética argentina. Al aumentar la capacidad de transporte de crudo, permitirá aprovechar de manera más eficiente el potencial de la formación Vaca Muerta, una de las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo.
Techint-Sacde, un consorcio con experiencia
La elección de Techint-Sacde como adjudicatario de esta obra no sorprende a los expertos del sector. Ambas empresas cuentan con una amplia trayectoria en la construcción de grandes proyectos de infraestructura, lo que garantiza la calidad y la eficiencia en la ejecución de esta obra.
Próximos pasos
Si bien aún no se ha hecho oficial la adjudicación, se espera que YPF anuncie la decisión final en los próximos días. Una vez adjudicada la obra, se estima que la construcción comenzará en los primeros meses de 2025, con el objetivo de que el oleoducto entre en funcionamiento entre julio y septiembre de 2026.
Impacto económico y social
La construcción del VMOS generará miles de empleos directos e indirectos, impulsando la economía de las regiones involucradas. Además, permitirá aumentar las exportaciones de petróleo, generando divisas y fortaleciendo la balanza de pagos del país.
En resumen, la adjudicación de la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur a Techint-Sacde representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria energética argentina. Esta obra permitirá aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta y consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado mundial del petróleo.
La producción industrial minera subió 3,6% interanual en octubre, impulsada por la extracción de petróleo y gas y minerales para fabricación de productos químicos, de acuerdo con información del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El Índice de Producción Industrial (IPI) minero arrojó una suba de 3,6% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-octubre de 2024 registró un aumento de 6,4% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024, el índice de la serie desestacionalizada muestra una baja de 1,0% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra una variación positiva cercana a cero respecto al mes anterior.
La extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural tuvo un incremento de 3,7% en octubre respecto a igual mes de 2023.
El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 7,7% respecto a igual acumulado del año anterior.
Extracción de minerales metalíferos expuso una suba de 2,0% respecto a igual mes de 2023; mientras que el acumulado enero-octubre de 2024 presenta una disminución de 4,4% respecto a igual acumulado del año anterior.
Extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación mostró una suba de 3,9% respecto a igual mes de 2023; y el acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 0,9% respecto a igual acumulado del año anterior.
En tanto, la extracción de minerales para la fabricación de productos químicos subió 26,5% respecto a igual mes de 2023.
El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 38,8% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024, la extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,4% respecto a igual mes de 2023. El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 10,2% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024 se extrajeron 1.521,7 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.099,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,8% y una suba de 29,4% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural convencional y no convencional creció 5,7% respecto a igual mes de 2023 y entre enero-octubre de 2024 presentó un aumento de 5,6% interanual.
En octubre de 2024 se extrajeron 1.616,5 millones de m3 de gas natural convencional y 2.510,6 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 1,9% y una suba de 11,3% con relación a igual mes del año anterior.
Desde la Asamblea por la tierra y el agua de Las Grutas, la Multisectorial Golfo San Matias, Las Grutasy el Observatorio Petrolero Sur, criticaron la instalación de un barco de licuefacción en cercanía de Las Grutas.
En un comunicado de prensa, consignaron que “las promesas son muchas, las mejoras económicas y sociales no serán tantas. En cambio se pone en juego la biodiversidad y las actividades económicas actuales de nuestra costa como el turismo, la pesca, la recolección de mariscos y pulpos”.
En este contexto, cuestionaron que la audiencia se haya realizado en el Puerto de San Antonio Este, distante a 120 kilómetros del lugar donde se instalará el buque. “En el mismo sentido, la decisión de entregar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de más de 3000 páginas escaneadas como imágenes, dificulta la capacidad de lectura y sistematización de la información allí proporcionada porque no permite aplicar motores de búsquedas, ni tomar citas textuales directas desde el documento. A su vez, la metodología del estudio, que repite innumerables veces la misma información incorporando en cada oportunidad un pequeño dato nuevo, hace que sea sesgado, desordenado, reiterativo”.
“El proyecto FNLG, consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FNLG) para la producción y exportación de GNL con una capacidad nominal de 2.4 millones de toneladas por año. Equivalentes al consumo de 4 millones de hogares. La empresa responsable del proyecto es Southern Energy S.A., una subsidiaria de PAE, cuyas acciones se reparten a partes iguales entre la británica BP y la empresa argentina Bridas (propiedad de la familia Bulgheroni y de la estatal china CNOOC). Southern Energy S.A. alquiló el barco de licuefacción Hilli Episeyo hasta 2047 a la empresa noruega Golar LNG”, repasaron.
“El EIA queda expresado que la zona no tiene la infraestructura sanitaria, ni de los órganos de control y fiscalización, como queda demostrado con la planta de ALPAT que funciona en la localidad y que no proporciona los informes que debieran entregar regularmente, sin que esto implique sanción alguna. La metodología propia de los EIA hace que no se asuman los impactos acumulativos que padecerá el Golfo San Matias, como así también la Península Valdés, se toma el proyecto de manera aislada, y no se plantea la interacción que sufrirá esta propuesta con la actividad del Proyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y el Puerto Petrolero de Punta Colorada, donde también se piensa instalar otro puerto de exportación de GNL. A su vez en la prensa anuncian más buques a futuro”, advirtieron.
“Según el propio EIA, dada la inflamabilidad del gas, si existieran fugas o derrames de GNL o colisiones entre barcos, las consecuencias serían de “graves” a “críticas” y no hay planes de evacuación para emergencias de esta magnitud. Los posibles derrames de hidrocarburos podrían llegar a las costas y afectar Áreas Protegidas, donde arbitrariamente trazaron un lugar de afectación dejando áreas naturales protegidas dentro del mismo Golfo. Además, las ballenas, lobos marinos, toninas, delfines se verían afectados significativamente por la navegación y por los ruidos ocasionados por los buques e instalaciones. Es importante también mencionar que el proyecto está dentro del alcance de afectación del sitio sagrado mapuche “Chenque”, sin embargo a las comunidades no se les aplicó la consulta previa, libre e informada (169 OIT)”, recordaron.
“Al mismo tiempo, el enfriamiento del gas se realizará utilizando agua de mar, que será devuelta al mar con una temperatura de entre 5ºC y 7ºC por encima de la temperatura natural, lo que es sumamente preocupante para el equilibrio de ese ecosistema”, agregaron.
En referencia a la creación de fuentes de trabajo, señalaron que “es una gran fantasía, el barco llega con tripulación extranjera, que permanecerá durante el tiempo que necesite la empresa, que según informa PAE serán 160 tripulantes, de esto se desprende posibilidades de trabajo indirecto, que no es seguro que impacte notablemente en la economía regional”.
“En el mismo sentido, aunque las petroleras nunca derramaron riqueza en los lugares o países donde se asientan, como un proyecto que ingresa dentro del RIGI pagará menos impuestos, no se podrán cobrar regalías, no introducirá los dólares en el mercado local y se le da estabilidad impositiva, cambiaria y legal por 30 años, unos 7 mandatos presidenciales”, advirtieron.
“Este tipo de proyecto dentro de la lógica del extractivismo lo que busca es la maximización de la ganancia, saqueando nuestros bienes comunes, dejando una afectación de grandes consecuencias que nos condenan a transformarnos en territorios de sacrificio. Esto es muy doloroso para quienes vivimos en este territorio porque elegimos hacerlo justamente porque es un lugar de una belleza inimaginable y un ambiente sano. No queremos proyectos que atenten contra la Vida, no queremos ser condenados a un sistema que nos deja afuera de actividades productivas genuinas que tenemos en los territorios, que no mejoran la calidad de vida, ni en la localidad, ni en la provincia, ni en el país”, cierra el comunicado de prensa
Pluspetrol, una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería, adquirió los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW. Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible. Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, rubricó un convenio con la Asociación Civil Transición Energética Sostenible (TES), destinado a fortalecer el trabajo conjunto en la elaboración de un Plan Estratégico de Hidrógeno Verde para la provincia. El mandatario estuvo acompañado por la diputada nacional Ana Clara Romero, y por parte de la entidad, el convenio fue firmado por el primer vocal a cargo de la Presidencia, Enrique Casares.
El acuerdo establece que el TES, organización sin fines de lucro, brindará asesoramiento y desarrollará una propuesta para la creación de una Estrategia Integral de transición energética en la provincia de Chubut, que incluya la elaboración de una hoja de ruta detallada. Asimismo, la propuesta incluirá un análisis de los costos involucrados estimados, en cada etapa del proceso, desde la planificación y desarrollo hasta la implementación, a la vez que la estrategia y la hoja de ruta integrarán el desarrollo del Hidrógeno Verde, sus procesos productivos y los de sus derivados como un motor clave para el crecimiento sostenible de la provincia del Chubut y la Patagonia en su conjunto.
Estrategia de mediano y largo plazo
Luego de la rúbrica del convenio, Torres explicó que “uno de los objetivos de nuestra gestión es disponer de una estrategia de mediano y largo plazo para el desarrollo integral de la transición energética, y esto incluye factores indispensables como el apoyo a las formas sustentables de producción, el uso racional de la energía y la economía del hidrógeno a partir de la producción del mismo y de sus derivados en el ámbito de la provincia”, destacando que el esquema “se va a llevar a cabo trabajando de manera conjunta con las provincias patagónicas y con el Gobierno Nacional”.
“En Chubut contamos con un recurso humano único en el mundo, y es por eso que, como Estado, vamos a sumar esfuerzos para potenciar los distintos sectores que hacen a la economía de nuestra región, con especial hincapié en una transición energética que ya comenzó, y la cual vamos a acompañar con responsabilidad y compromiso, ajustados a los estándares internacionales y teniendo en cuenta que hoy, nuestra provincia se ubica en la vidriera del mundo como una plaza fundamental para nuevas inversiones”, expresó el titular del Ejecutivo provincial.
Energías limpias y nuevo esquema
“Las características naturales de nuestra provincia y la profesionalización de los recursos humanos con los que disponemos configuran un activo distintivo, que nos predispone a insertarnos en esta nueva actividad, sin mencionar que actualmente Chubut cuenta con la ventaja de tener el mejor recurso eólico a nivel global, con los mayores rindes de viento”, agregó Torres, remarcando que “la convergencia de una estrategia provincial enmarcada en la Estrategia Nacional del Hidrógeno, es una de las postales que refleja las infinitas oportunidades que tiene la Patagonia para fortalecer su economía en este nuevo escenario en el que todos somos protagonistas, y en el que apostar a las energías limpias no es solo invertir en futuro, sino también en el cuidado del medio ambiente”.
Por su parte, Ana Clara Romero señaló que “haber firmado este compromiso con TES, junto con la conformación de la mesa de trabajo intersectorial del hidrogeno, es un avance y un gesto concreto para atraer inversiones, y mostrarle al mundo no solo que tenemos las mejores condiciones para desarrollar la industria del hidrogeno verde y sus derivados, sino también que hay una fuerte voluntad política del Gobernador de respaldar y acompañar este camino”.
Por eventuales cortes de energía eléctrica en el próximo verano y falta de finalización de la obra del tendido eléctrico para abastecer a Villa la Angostura, el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, envió hoy una nota a la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti.
Etcheverry comentó “estamos preocupados frente al anuncio de Nación de probables cortes de energía en el próximo verano y queremos saber qué medidas está tomando sobre esto el Gobierno Nacional” y agregó “por eso les solicitamos que prevean y gestionen lo necesario para que no ocurra esto en Neuquén”.
El ministro recordó que “la provincia es gran exportadora de energía eléctrica” y en la nota expresó que la generación eléctrica de la región del Comahue (provincias de La Pampa, Río Negro y Neuquén) es tal que en el año 2023 se consumieron 5.141 GWh, el 3,6% del total del país y se generó solo de Energía Hidroeléctrica 12.770 GWh, el 9% de la demanda total del país, sin contar el aporte de los 2.055 MW de potencia térmica instalada.
La generación eléctrica limpia y renovable de fuente hidráulica, es derivada del uso de los propios recursos naturales hídricos de la Provincia, indica la nota, y el ministro recordó que “queremos el reconocimiento íntegro a la Provincia de las regalías y cánones porque somos dueños del recurso y solicitamos cobrar las regalías en especie en su totalidad, y a pesar de que lo hemos planteado en varias oportunidades aún no ha sido resuelto y es por ello que vamos a seguir con nuestro legítimo reclamo”.
Además, el ministro hizo mención a que “nuestra provincia es castigada arbitrariamente en la medida que se la remunera por la generación hidroeléctrica con 17 dólares por megavatio hora, mientras que el costo medio de la energía eléctrica en el sistema mayorista argentino es de 80 dólares” y agregó “y en el mismo sistema el costo marginal operativo medio ronda los 120 dólares por megavatio hora”. Todo esto a pesar de ser una energía de “mejor” calidad: limpia, renovable y empuntable (disponible en forma rápida en todo momento).
Vaca Muerta
En otro aspecto, en la nota se le recordó a Nación que la provincia aporta la mayor parte del gas natural que es utilizado en la generación térmica, sumado a su capacidad de generación e inyección de energía eléctrica al sistema interconectado nacional, la ubicación geográfica de la Provincia la coloca en un lugar de inyección del referido sistema y red de transporte de energía eléctrica, se indica.
En la misiva también se menciona la trascendencia que tiene la provincia en la industria energética nacional y en particular a lo relacionado al gas y al petróleo y, concretamente, con los hidrocarburos no convencionales en la formación de Vaca Muerta. Hace referencia a que el aprovechamiento de su potencial requiere, entre otras condiciones, un aprovisionamiento de energía eléctrica constante y confiable. Esto no sólo en los yacimientos (que en su gran mayoría se encuentran conectados al sistema eléctrico), sino también en las múltiples locaciones (urbanas o fuera de sus ejidos) en que los prestadores de servicios y demás actores de la industria llevan a cabo sus operaciones.
Parálisis y nuevo reclamo por obra eléctrica para Villa La Angostura
En el escrito también se hace mención a la parálisis y desfinanciamiento, por parte del gobierno nacional de varias obras vinculadas al transporte en alta tensión en nuestra provincia. Allí se cita como la principal a la obra de interconexión eléctrica ALIPIBA II, destinada a conectar las ciudades de Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura al sistema interconectado nacional (“ALIPIBA II”).
“Volvemos a reclamar por esta obra porque nuestra provincia cumplió con los compromisos, la parte que le correspondía de la obra ALIPIBA II está terminada desde hace unos 90 meses, pero Nación no cumplió y esto sigue siendo un perjuicio para los neuquinos” dijo Etcheverry y agregó “mantener con electricidad a Villa La Angostura a nuestra provincia le cuesta un millón de dólares por mes, sumado al daño ambiental que se provoca porque debemos utilizar combustibles fósiles la mayor parte del año”.
Como agravante de esa obra recientemente se anunció la interrupción de su financiamiento por parte del gobierno nacional, incumpliendo sus compromisos en una zona cordillerana neuquina mientras que mantienen los altos subsidios a los consumos eléctricos del AMBA (área metropolitana de Buenos Aires), finaliza la nota.
Propietarios de estaciones de servicios respaldaron la medida del gobierno de autorizar el autoservicio de combustibles.
“Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”, señaló la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA).
En un comunicado de prensa, la entidad indicó que “la medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”.
“Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo. Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, considera.
Finalmente destaca que el “personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.
La empresa estatal de energía licitó la obra que tendrá lugar en Punta del Tigre, San José, mientras, en paralelo, se prepara para emitir en el mercado internacional. La Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas del Estado (UTE) emitió deuda por 27 millones de dólares en Obligaciones Negociables (ON) destinadas a inversores minoristas con el objetivo de financiar uno de los dos nuevos parques solares fotovoltaicos que la empresa tiene proyectados para aumentar la matriz energética renovable de Uruguay. El Banco Central del Uruguay (BCU) aprobó finalmente la operación que tiene el objetivo obtener los fondos para financiar la […]
La Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) se mostró a favor de la iniciativa oficial que propicia el autoservicio en las estaciones de servicio. Qué dijeron sobre los empleados del sector. Los estacioneros nucleados en la Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) respaldaron el proyecto del decreto por autoservicio de combustible presentado por el Ministerio de Desregulación a cargo de Federico Sturzenegger en las últimas horas. «Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos», señalaron, al tiempo que se refirieron a sus empleados. «Nuestro personal seguirá siendo de vital […]
La UTE conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará en los próximos días la construcción de los dos tramos por un total de 437 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur que está licitando YPF. La obra, que demandará una inversión superior a los US$ 2500 millones, contempla también la instalación de dos estaciones de bombeo, por las que compiten la constructora neuquina OPS y AESA. Los resultados oficiales se conocerán recién la semana que viene. El consorcio integrado por las empresas Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará, de no mediar sorpresas de último momento, la […]
Firmó un acuerdo con Central Puerto que busca desarrollar un suministro de energía renovable para los proyectos mineros de la Puna Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, y la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, firmaron hoy, en el Four Seasons de la ciudad de Buenos Aires, un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a empresas mineras del noroeste argentino. La inversión total estimada es de US$600 millones. La firma del acuerdo también otorga derecho de preferencia al IFC […]
Bajo la dirección del científico del CONICET Diego Guido, asesoran a compañías mineras de todo el mundo. En nuestro país, que tiene uno de los sectores mineros más importantes del mundo -ocupa el puesto 15 a nivel global y contribuye con un 0,65% del PBI minero del mundo-, toneladas de oro, plata, cobre, litio, plomo, zinc y otros metales permanecen ocultas bajo la tierra. ¿Cómo encontrar esos minerales que aún no fueron hallados? DG Exploraciones es la primera empresa dedicada a asesorar a las compañías mineras nacionales o internacionales que desembarcan en Argentina para explorar los suelos en busca de […]
YPF avanza con su plan estratégico para optimizar la construcción de pozos en Vaca Muerta, aplicando el modelo «Toyota Well», una iniciativa desarrollada en conjunto con Toyota. Este enfoque tiene como objetivo principal reducir hasta un 30% los tiempos de desarrollo desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula para la producción de hidrocarburos. El proyecto se basa en el Toyota Production System (TPS), un modelo de mejora continua que ha sido clave en la industria automotriz y que ahora se adapta al sector energético. La implementación de este sistema refleja un compromiso por parte de […]
Corrientes avanza como referente en energías renovables en Argentina, con un destacado uso de biomasa y energía solar, y una meta ambiciosa: alcanzar un 42% de fuentes limpias en su matriz energética para 2025. Actualmente, la provincia genera el 28% de su consumo energético a partir de estas tecnologías, consolidándose como líder en sostenibilidad. La clave de este liderazgo reside en sus 500.000 hectáreas de forestación industrial, que proporcionan subproductos como aserrín y virutas. Estos residuos, antes considerados desechos, son ahora transformados en energía sostenible, reduciendo emisiones de metano y dióxido de carbono, según Arturo Busso, secretario de Energía de […]
La transición energética global es uno de los temas centrales en la agenda de la cumbre del G20 y de la COP30, que también será organizada por Brasil en 2025. El reciente estudio Energía Verde en América Latina, realizado por Broadminded, el equipo de investigación de la agencia de comunicaciones Sherlock Communications, resalta el gran potencial de América Latina para liderar esta transición, recopilando datos y perspectivas de expertos multidisciplinarios sobre el avance de la energía verde en la región. Según el estudio, que reúne datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), el 60% de la electricidad de América […]
Se espera que el acuerdo se complete para finales de 2025, sujeto a las autorizaciones pertinentes y ambas empresas participarán del nuevo grupo con un 50% de participación cada una. La empresa británica de hidrocarburos Shell y el gigante noruego Equinor anunciaron este jueves que planean combinar sus activos de petróleo y gas en el Mar del Norte para crear una nueva compañía energética con 1.300 empleados. El nuevo grupo, con sede en Aberdeen (Escocia), será el mayor productor independiente offshore petrolero y gas del Mar del Norte y previsiblemente producirá más de 14.000 barriles de petróleo equivalente al día […]
Expertos en geopolítica, energía y minería coinciden en la necesidad de un cambio en el modelo de desarrollo económico y energético, en el aprovechamiento de las fuentes renovables, en la diversificación económica y fiscal, y en esquemas de financiamiento que promuevan la sostenibilidad ambiental. Bolivia enfrenta un desafío crítico en el ámbito energético. Con una matriz energética basada principalmente en los hidrocarburos, especialmente el gas natural, así como en una economía que basa sus ingresos fiscales y de divisas en estos energéticos; el país necesita emprender acciones decisivas para garantizar un suministro sostenible y diversificado de fuentes de energía. En […]
La Unión Europea y el Mercosur cerraron un acuerdo comercial largamente buscado a pesar de las vehementes objeciones de Francia, que ha prometido encabezar una ofensiva para obstruir su ratificación.
Las partes acordaron en principio los términos del pacto comercial el viernes, después de que la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, viajara a Uruguay para asistir a la cumbre del Mercosur de esta semana, a pesar de que un enfurecido presidente francés, Emmanuel Macron, le dijo que los términos eran “inaceptables”.
Tras más de dos décadas de negociaciones, el acuerdo es una oportunidad para que la UE y la unión aduanera sudamericana fundada por Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay aprovechen nuevos mercados para sus productos en medio de la feroz competencia de China y las amenazas arancelarias de Donald Trump. Sería el mayor acuerdo comercial jamás celebrado por ninguno de los dos bloques.
La ratificación será una lucha larga y difícil en la UE. Si se aprueba, el acuerdo crearía un mercado integrado de 780 millones de consumidores, dando un impulso al asediado sector manufacturero de la UE y a la vasta industria agrícola del Mercosur. También reforzaría la presencia de la UE en una región en la que China se ha convertido en un importante proveedor industrial y en el principal comprador de materias primas, al tiempo que ayudaría a aislar a ambos bloques de una posible guerra comercial de Trump.
Los exportadores de automóviles de la UE, en particular, se beneficiarán de la supresión gradual de los actuales aranceles del 35%. También se eliminarían los elevados aranceles sobre productos industriales como piezas de automóviles, maquinaria, productos químicos, prendas de vestir y textiles
Pero varios países europeos, sobre todo Francia y Polonia, se oponen rotundamente, sobre todo por el impacto que tendrá en el sector agrario. Los agricultores europeos temen que la afluencia de productos procedentes de América Latina, producidos con normas menos estrictas, les coloque en una situación de desventaja injusta. Macron se ha enfrentado a la indignación de los agricultores que se oponen al acuerdo, y actualmente está haciendo frente al colapso de su gobierno en casa. Funcionarios franceses cercanos a Macron se han mostrado críticos con von der Leyen, insistiendo en que el acuerdo podría ser rechazado por los Estados miembros incluso después de que ella lo firme.
Dado el amplio consenso existente en Francia en contra del acuerdo, es probable que Macron continúe la lucha, ya que se enfrenta a una serie de retos políticos cada vez mayores en su país.
Las dos partes llegaron a un acuerdo preliminar similar en 2019, pero nunca lo firmaron debido en gran parte al proteccionismo europeo y la hostilidad hacia las políticas ambientales del ex presidente de Brasil, Jair Bolsonaro. Pero el actual líder de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, ha sido uno de los más firmes defensores del acuerdo desde que asumió el cargo en 2023. El presidente uruguayo, Luis Lacalle Pou, también ha presionado mucho para que se complete Alemania, que representa alrededor de una quinta parte de la población de la UE, es un firme defensor del acuerdo, al igual que España.
Vista, segunda operadora de shale oil en la Argentina fundada por Miguel Galuccio, concretó la emisión de un bono por 600 millones de dólares en el mercado internacional, con una vida promedio de diez años y una tasa de 7,625 por ciento.
Según informaron desde la petrolera, la operación registró órdenes por 2.400 millones de dólares, lo que representa una sobresuscripción de cuatro veces el monto emitido. Se trata de la primera emisión internacional de la compañía.
La oferta fue realizada en Estados Unidos y en otras jurisdicciones al amparo de la Regla 144A y la Regulación S de la Ley de Valores de 1933 (Securities Act of 1933) de ese país y al amparo del programa global para la emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) aprobado por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Vista Argentina el 7 de mayo de 2019.
Objetivos
Para el año próximo, Vista planea invertir más de 1.100 millones de dólares y perforar 52 pozos en sus activos. La firma es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023 invirtió cerca de 800 millones de dólares en Vaca Muerta.
El objetivo de la empresa es llegar a exportar al menos el 60% de su producción para 2026. En ese sentido, proyecta 100.000 boe/d en 2025 y su meta hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d.
Expansión
En septiembre de este año, Vista celebró su quinto aniversario cotizando en Wall Street. La acción de la empresa se incrementó en ese lapso más de 460%, tocó máximos históricos y ya vale US$ 5.000 millones.
En la actualidad, la empresa que lidera la exportación de petróleo liviano exporta más del 50% de su producción a Brasil, Chile y Estados Unidos.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo del Banco Mundial (GBM), impulsa una iniciativa que busca suministrar al menos 700 MW de demanda del sector minero del Noroeste Argentino (NOA) a ser suministrada en gran parte con energía renovable que incluirá transmisión asociada.
El primer paso se dará a través de un acuerdo con Central Puerto para avanzar en los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna.
Dicho proyecto estima una inversión total de USD 600 millones e implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.
Por lo que será el puntapié para que otros agentes del sector energético y minero presenten su interés a la iniciativa a este nuevo mecanismo del IFC, que según pudo averiguar Energía Estratégica, será un similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), 100% privado y sin garantías del Estado como sí lo tuvo el Programa RenovAr (FODER + Banco Mundial).
“Esta herramienta se viene analizando desde 2016 cuando hacíamos el Programa RenovAr, sigue sus pasos y los del MATER. Por lo tanto, lo llevamos al NOA como un MATER grande, con la posibilidad de vincularse con la línea ubicada en Salta que une Argentina y Chile, bajar hasta la provincia de San Juan y tener el anillo solar del Noroeste Argentino que serviría a todo el país”, indicó Tonci Bakovic, Chief Energy Specialist de IFC, en diálogo exclusivo con Energía Estratégica.
“La primera fase del proyecto del IFC son alrededor de USD 400 millones y la segunda USD 500 millones en transmisión, lo que seguramente atraiga muchos parques renovables y que las mineras de Argentina salgan adelante”, agregó.
Incluso, la primera fase de la propuesta del Corporación Financiera Internacional abarca la posibilidad de construcción de 690 MW de capacidad a abastecer a las empresas mineras, pero se espera que a futuro haya más firmas del sector y, por ende, se pueda conectar más potencia renovable y nueva infraestructura de transporte eléctrico.
Además, la herramienta iniciativa llega por pedido expreso del ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, quien en su momento estuvo vinculado al Programa RenovAr al ser secretario y ministro de Finanzas de Argentina durante el gobierno de MauricioMacri.
El objetivo del gobierno es avanzar en la transición energética, reemplazar la generación forzada, reducir el uso de combustibles fósiles y fortalecer la competitividad de la industria minera y energética.
Por lo que las generadoras, transportistas y mineras interesadas en este mecanismo se podrán acercar a la Corporación Financiera Internacional para que los recursos se vuelvan una realidad en la región, que permitan que la industria dedicada a la extracción de minerales tenga energía más barata y verde.
“Asimismo, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) puede ayudar a que florezcan nuevos proyectos de generación solar en la región”, subrayó Tonci Bakovic.
México tiene ante sí un desafío titánico para ampliar su capacidad de generación eléctrica instalada. De acuerdo con Salomón Ashkenazi, CEO de NISA Energy, el mercado eléctrico ha experimentado un “efecto péndulo” en las políticas gubernamentales de las últimas administraciones y existe una oportunidad para atraer inversión durante este sexenio para suplir la creciente demanda energética, que podría requerir hasta 12,000 MW adicionales al 2030.
“La administración de 2012 fue muy pro hacia el sector privado, fomentando mucha inversión, mientras que entre 2018 y 2024 se apostó únicamente al crecimiento de las empresas públicas. Ahora, vemos un enfoque mucho más neutral”, manifiesta.
Bajo la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum, el sector energético apunta a un equilibrio entre la inversión pública y privada. Ashkenazi detalla que, aunque el sector privado se encuentra en un proceso de reactivación, aún existen grandes desafíos en términos de infraestructura.
“La necesidad energética del país es enorme; año a año enfrentamos problemas como congestión en la red. Nos hace falta como país robustecer la red de transmisión, distribución y mayor organización en el mercado”, enfatiza.
Además, la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, presentada por el nuevo gobierno, prevé que se podrán adicionar entre 6,400 MW y 9,550 MW de generación al 2030, lo que implica una inversión privada de entre 5,000 y 8,000 millones de dólares.
Una demanda creciente e inminente
De acuerdo con Ashkenazi, la demanda eléctrica en México seguirá aumentando de manera acelerada debido a la electrificación de la industria manufacturera y el auge de la electromovilidad. «Para 2030, se requerirán entre 12,000 y 15,000 MW adicionales en todo el país. Hoy en día, necesitamos al menos 6,000 MW para evitar congestiones críticas en la red, pero esto solo es el comienzo», señala el ejecutivo.
El directivo subraya que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es una empresa muy productiva pero el reto que enfrenta México es mayor a la capacidad de cubrir esta demanda por sí sola. “No hay una sola empresa que pueda desarrollar, construir y poner en operación en seis años los 15,000 MW que el país necesita junto con la infraestructura que dicha capacidad necesita. Por eso, requerimos una combinación de inversión pública y privada. Es necesario apostar no solo por campos fotovoltaicos, sino también por ciclos combinados e incluso energía nuclear”, apunta.
Reactivación del sector privado
Durante el sexenio pasado, la incertidumbre y falta de políticas claras frenaron completamente la actividad del sector privado. “No tenía sentido desarrollar proyectos que iban a quedar paralizados”, comenta Ashkenazi. Sin embargo, la actual administración promete un cambio de enfoque. “El mercado ahora parece más abierto, atendiendo las necesidades del país. Ya no se puede mantener cerrado porque simplemente no hay suficiente generación e infraestructura de energía”, explica.
En este contexto, NISA Energy ha centrado sus esfuerzos en la eficiencia operativa y el desarrollo técnico, preparándose para abordar los retos actuales. “Hace falta un enfoque integral que entienda la magnitud de la problemática energética y sustentable de México. No podemos desaprovechar el potencial que como país tenemos, tanto en términos económicos como sociales para así desarrollarnos como punta de lanza en el sector”, agrega.
Trina Tracker presenta un webinar enfocado en maximizar la eficiencia y rentabilidad de proyectos solares y Energía Estratégica será el Media Partner que oficiará como anfitrión de este encuentro para profesionales del sector en toda la región latinoamericana.
Este evento contará con la participación de tres expertos: Paulina Muñoz, Sales Manager para América Central y México de Trina Solar, liderará el bloque “Perspectivas sobre la expansión en América Latina”; Felipe Tukamoto, Product Manager para América Latina de Trina Tracker, abordará “Cómo las soluciones se adaptan a las necesidades específicas de cada proyecto”; y Juan Manuel Gómez, Head of Global Technical Support de Trina Tracker, expondrá sobre “Cómo el viento influye en el diseño de trackers y estructuras fijas”.
Trina Tracker, una división clave de Trina Solar, se destaca en el mercado por sus soluciones avanzadas que combinan innovación tecnológica y adaptabilidad a diversas condiciones climáticas y geográficas. Entre sus principales desarrollos se encuentran los modelos Vanguard y Agile, equipados con el algoritmo inteligente SuperTrack, que ajusta dinámicamente el rastreo solar para maximizar la generación de energía. Estas tecnologías también reducen costos operativos y mitigan riesgos asociados a fenómenos climáticos extremos como fuertes vientos.
El webinar será una oportunidad única para que los asistentes conozcan cómo esta empresa adapta sus sistemas a proyectos de distintas escalas, enfrentando desafíos técnicos como terrenos complejos o climas adversos. Los productos de Trina cuentan con certificaciones internacionales y han sido sometidos a rigurosas pruebas.
Además de las innovaciones tecnológicas, los expertos compartirán estrategias para optimizar la rentabilidad de los proyectos solares. Desde la compatibilidad con módulos de potencia ultra alta hasta diseños que simplifican la instalación y el mantenimiento, los participantes podrán llevarse valiosas herramientas para aplicar en sus iniciativas solares.
El evento está programado para las 10 a.m. (Centroamérica) y 1 p.m. (Cono Sur). La inscripción es gratuita y puede realizarse en el siguiente enlace: Registro aquí.
No pierdas la oportunidad de transformar tus proyectos solares con las soluciones y conocimientos de Trina Tracker.
Atlas Renewable Energy reveló su estrategia para desarrollar más proyectos renovables y con almacenamiento en baterías en Chile, con el objetivo de acelerar la descarbonización del sistema energético nacional.
Alfredo Solar, regional manager Chile y Cono Sur de la compañía, señaló que la crisis del sector regulado y el incremento de los costos sistémicos han impulsado un giro hacia los clientes libres, particularmente en el sector minero, que exige energía verde, certificada y de suministro continuo.
“La oportunidad es suministrar con renovables 24×7 a las compañías mineras con contratos de largo plazo. Eso se puede hacer de forma competitiva con la hibridación de plantas solares y almacenamiento”, explicó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
Sin embargo, advirtió que esta oportunidad es limitada, ya que el mercado no podría absorber más capacidad de almacenamiento una vez que se alcancen, por ejemplo, entre 5000 y 6000 MW de baterías instaladas, momento en que estas dejarían de ser económicamente viables. Por ello, la compañía se centra en aprovechar esta ventana de tiempo para maximizar el desarrollo de estas soluciones.
El enfoque de Atlas Renewable Energy incluye proyectos con baterías stand alone y sistemas híbridos combinados con energía fotovoltaica, alineándose con las regulaciones actuales, particularmente el reglamento de transferencia de potencia en Chile.
“Los tamaños de los proyectos los vemos en unidades de 100 a 300 MW BESS, una escala que se ajusta tanto a la regulación como a la viabilidad financiera. Y nos funcionan proyectos de 4 horas de almacenamiento”, reconoció Alfredo Solar.
Un ejemplo destacado de esta estrategia es el proyecto stand alone BESS del Desierto, anunciado en agosto de 2024, que tendrá un financiamiento de USD 289.000.000 y que será uno de los mayores de su tipo en Latinoamérica, con 200 MW de capacidad instalada y 800 MWh de almacenamiento.
El proyecto suministrará energía a EMOAC, tras un importante acuerdo firmado entre la filial comercializadora de energía de COPEC y la propia Atlas, lo que permitirá almacenar energía durante las horas de mayor generación solar y reinyectarla en momentos de alta demanda.
“Por otro lado, el sector evolucionará por el costo sistémico Veremos crecer el mercado behind the meter en el próximo tiempo, porque los clientes mineros se saldrán del suministro regulado habitual de la red para tener sus propias centrales que abastezcan fuera de la red y ahorrarse los USD 20 MWh de costo sistémico”, vaticinó el especialista frente a un auditorio de más de 400 líderes del sector energético del Cono Sur.
“Mientras que el modelo de negocio BESS tendrá ingreso por dos componentes: energía y capacidad. El reconocimiento de capacidad implica la mitad de los ingresos del proyecto, en tanto que la parte de energía la vemos como necesidad de tenerla contratada en plazos de 15 años o más, y la combinación de flujos es lo que el banco entiende y financia”, continuó.
De todos modos, resta saber cómo el Coordinador Eléctrico Nacional despachará las baterías en la medida que crezcan en el sistema. Hecho que una vez se consume, el regional manager Chile y auguró que habrá más certidumbre, bajarán los precios y, por ende, la electricidad será más competitiva.
La transición energética en Latinoamérica enfrenta un desafío crítico: la ausencia de instrumentos financieros adecuados para proyectos de gran escala que permitan descarbonizar las economías y reemplazar combustibles fósiles por renovables y otros vectores energéticos limpios.
George Cristodorescu, coordinador del Cluster de Energía de GIZ Cono Sur, subrayó esta problemática y remarcó que “se necesita una plataforma de financiamiento de inversiones a nivel regional”, a fin de apalancar y potenciar la complementariedad entre los países, con productos y perspectivas diferentes, pero que son importantes para el desarrollo.
“Está la necesidad de implementar instrumentos financieros para empujar los proyectos y que la decisión final de inversión sea pronto. Es un mercado que hoy en día tiene un desarrollo más lento que al comienzo y que debemos impulsarlos cada vez que se pueda”, apuntó.
Con ello, Cristodorescu enfatizó que el mercado de hidrógeno verde ha perdido velocidad en su desarrollo inicial, pero que la región sigue mostrando una dinámica única de complementariedad entre países, lo que podría convertirse en una ventaja competitiva si se logran coordinar esfuerzos.
Para esto, el financiamiento es clave, ya que muchos proyectos enfrentan barreras en su etapa de maduración. “Es un mercado que debemos impulsar cada vez que se pueda. Hay acciones pendientes para garantizar que los proyectos sigan avanzando incluso en tiempos difíciles”, señaló.
En este contexto, Argentina emerge como un jugador estratégico. Su abundante recurso eólico y solar, junto con una creciente capacidad técnica, lo posicionan como un líder potencial en H2V. Por lo que el coordinador del Cluster de Energía de GIZ Cono Sur hizo una analogía que resalta el optimismo: “Nos gustaría que Argentina sea tan performante en H2V como lo es en fútbol”.
Pero para lograrlo, remarcó como indispensable que el país retenga talento local y acelere las decisiones regulatorias y de inversión necesarias para concretar los proyectos en curso.
La GIZ Cono Sur desempeña un papel clave en este impulso, operando como un socio estratégico tanto para el sector público como para el privado, ofreciendo herramientas que habilitan condiciones macroeconómicas y técnicas, con ciertas diferencias respecto al modelo clásico de asociaciones público-privadas (PPP) .
Esto incluye financiamiento inicial, asesoramiento técnico y facilitación con autoridades públicas con el fin de cerrar las brechas financieras que frenan el avance de estos desarrollos.
¿Cómo? A través de modalidades como el service agreement, que asigna entre 50.000 y 200.000 euros a desarrolladores privados, y el cooperation agreement, que otorga hasta 2.000.000 euros y puede cubrir el 50% del proyecto.
Proyecto Gaucho: un modelo emblemático
Entre los emprendimientos destacados que cuentan con el apoyo de la GIZ, el proyecto Gaucho de RP Global se presenta como un caso paradigmático del potencial de Argentina en H2V, dado que se prevé que tenga más de 15 GW operativos, repartidos entre 8777 MW de potencia eólica instalada y otros 6236 MW de capacidad de electrolizadores.
El proyecto Gaucho se implementará en etapas al 2030 (atado a la coyuntura nacional), tendrá un factor de capacidad mayor al 60%, se dividirá entre las localidades de Puerto Deseado y Punta Quilla, tomará agua del mar para desalinizar y, con la capacidad renovable y de electrolizadores a instalar, producirá alrededor de 0,62 Mto de hidrógeno verde por año y 3,51 Mto/año de amoníaco verde.
Cristodorescu insistió que el apoyo de la GIZ ha sido clave en su desarrollo, brindando asesoramiento técnico, facilitando vínculos con autoridades y promoviendo su posicionamiento en mercados internacionales. “Es fundamental que proyectos como Gaucho reciban el respaldo necesario para garantizar su éxito a largo plazo”, afirmó.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, organizado por Future Energy Summit el pasado octubre, Marco Ricci, gerente de desarrollo de Solis para Latinoamérica, presentó las estrategias y tecnologías de la compañía para responder a los desafíos de los principales mercados renovables de la región.
Durante la entrevista, Ricci profundizó en las oportunidades en Colombia y Ecuador, además de analizar la situación en países como Chile, Argentina y Perú.
Mini granjas solares: un motor de desarrollo en Colombia
Colombia se ha consolidado como uno de los mercados más dinámicos de la región en términos de energías renovables. Desde la licitación de 800 megavatios solares en 2021, en un contexto en el que el país solo contaba con 110 MW instalados, el crecimiento ha sido exponencial. Según Marco Ricci, este avance ha abierto oportunidades significativas en proyectos denominados «mini granjas» o «baby farms», instalaciones de hasta 999 kilovatios que están impulsando el desarrollo local.
“Colombia es un mercado increíblemente dinámico. Conozco empresas que planean desarrollar hasta 60 mini granjas el próximo año”, señaló Ricci. Para responder a esta demanda, Solis ha diseñado un inversor de 333 kW, una versión reducida de su modelo de 350 kW, adaptado específicamente a este tipo de proyectos. “Este equipo fue pensado para maximizar el rendimiento de las mini granjas y fortalecer su competitividad”, destacó.
La apuesta de Solis refleja el potencial de este mercado, que sigue atrayendo inversión gracias a su marco legislativo cambiante pero favorable al desarrollo de las energías renovables.
Almacenamiento energético: la solución al desafío ecuatoriano
En Ecuador, la creciente demanda por soluciones de almacenamiento responde a una problemática crítica: los apagones prolongados que afectan al país, con cortes de suministro que duran hasta 14 horas diarias en algunas regiones. Este contexto ha generado una necesidad urgente de tecnologías que permitan a los usuarios controlar su consumo y asegurar un suministro confiable.
“El almacenamiento energético se está convirtiendo en una prioridad en Ecuador, y Solis está listo para liderar este cambio”, afirmó Ricci. La empresa ha introducido soluciones híbridas para el sector comercial e industrial, con equipos que permiten capacidades de hasta 300 kW en configuraciones escalables. Según el ejecutivo, estas tecnologías son especialmente útiles para industrias, hoteles y centros comerciales, que necesitan estabilidad energética y reducción de costos operativos.
La situación de Ecuador ilustra la creciente importancia del almacenamiento en la región. La falta de infraestructura adecuada ha desatado un malestar social significativo, según reportes recientes, lo que convierte estas soluciones en un eje clave para el futuro energético del país.
Otros mercados prometedores en Latinoamérica
Ricci también analizó el panorama en otros mercados de la región. Chile, por ejemplo, ha pasado de ser un mercado dominado por proyectos de gran escala a uno donde el autoconsumo comienza a ganar terreno, impulsado por el descongelamiento de tarifas eléctricas, que han subido más de un 30 % y podrían alcanzar un 50 % en 2024. Esta tendencia, según Ricci, estimulará el desarrollo de tecnologías para generación propia en hogares y empresas.
En Argentina, el cambio ha sido notable: en menos de un año, el país ha evolucionado de ser uno de los mercados más rezagados a uno de los más atractivos. “El interés por las energías renovables en Argentina ha crecido exponencialmente, y los resultados ya son visibles”, comentó Ricci, destacando la creciente participación en eventos y proyectos del sector.
Por otro lado, Perú enfrenta una gran necesidad de generación energética, aunque la inestabilidad política sigue siendo un obstáculo. “Sin un marco legislativo sólido, es difícil impulsar proyectos a largo plazo”, señaló el gerente.
Tras finalizar las pruebas técnicas y regulatorias requeridas, Enel Colombia, a través de su línea de negocio Enel Green Power, declaró el inicio de operación comercial de su proyecto Guayepo I&II, que se posiciona como el parque solar de despacho centralizado más grande de Colombia (superando a La Loma, también de la Compañía) y uno de los mayores de Suramérica, con una capacidad efectiva neta de 370 MWac.
La planta, que tiene un tamaño de más de 1.110 hectáreas, equivalente a alrededor de 2.000 canchas de fútbol, está ubicada en los municipios de Ponedera y Sabanalarga en el departamento del Atlántico. Cuenta con 820.600 paneles interconectados entre sí en 69 subcampos, que generan cerca de 1.030 GWh/año, energía capaz de abastecer las necesidades de alrededor de 1,5 millones de personas, es decir, una población con un número de habitantes similar al de Barranquilla.
“Nos enorgullece ser una de las Compañías que lidera el desarrollo de proyectos de generación de energía solar en Colombia. Hoy, con los cuatro parques solares de Enel, La Loma, El Paso, Fundación y Guayepo I&II, completamos una capacidad instalada de 700MWac, representando más del 30% de la energía de este tipo en el país. Esto demuestra la apuesta decidida de la Compañía por seguir aportando a la diversificación y confiabilidad de la matriz energética”, indicó Antonio Crisol, gerente de Generación de Enel Colombia.
Cabe resaltar que, durante el periodo de desarrollo de las obras constructivas, la Compañía generó más de 3.000 empleos, 77% del departamento del Atlántico; y de igual manera, de la mano del Sena, aportó al desarrollo de la comunidad a través de formación para el empleo de más de 380 personas, las cuales se certificaron en temas como aprovechamiento forestal con motosierra, manejo de la guadaña, controladores viales y montaje de sistemas fotovoltaicos. Adicionalmente, como aporte de Enel para el desarrollo territorial, más de 1.600 niñas, niños y jóvenes de la región fueron beneficiados a través de la mejora de la infraestructura escolar en el marco de la iniciativa Buena Energía Para tu Escuela y con el programa Innova Play, con el que la Compañía brindó la formación en economía circular, transición energética y comunicación.
Cabe destacar que con este parque solar no solo se realiza un importante aporte a la transición energética de Colombia, sino también una apuesta empresarial por el uso de fuentes limpias y sostenibles para procesos industriales, ya que, tras haber firmado un Acuerdo de Venta de Energía con Bavaria, para los próximos 15 años, las cervezas que esta empresa elabora ya se están produciendo con energía limpia proveniente de Guayepo I&II.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”, una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40% más que el promedio anual. El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30%:
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8%. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80% más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5% y un 10% de la factura eléctrica.
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados y evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa. Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda.
Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En uncontexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones.
Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucrauna infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos.
Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano yconstruir un futuro más sostenible.
El ex secretario de Energía, Darío Martínez, actualmente diputado provincial, expresó durante la sesión del jueves 5, que “me preocupa una cuestión de fondo, que tiene que ver con el futuro de Neuquén, y es el precio de nuestra producción en Vaca Muerta”.
Martínez expresó su “sorpresa por la volatilidad de los proyectos de GNL de YPF”, y especialmente por los dichos del presidente de la empresa, Horacio Marín. “Sus declaraciones son tan cambiantes, sobre un tema tan serio, que parecen poco creíbles”, indicó.
“Primero declaraba que era inminente el inicio del proyecto con Petronas, lo que implicaba traer barcos factoría y luego construir una mega planta. Ante la baja de Petronas, anunció que el proyecto continuaba tal cual, pero con nuevos socios. Ahora anuncia que se suma al proyecto de PAE y que no se construiría una planta en tierra”, explicó el legislador.
En ese sentido, Martínez dijo que “en todos esos anuncios ve un factor común que es una intención de imponer precios más bajos del gas en boca de pozo, lo que afectaría a las regalías de Neuquén y por lo tanto a todos los neuquinos”.
“Vaca Muerta puede producir el gas que necesita la Argentina y toda la región, y también tiene capacidad de abastecer las plantas de GNL. Cualquier demanda de gas es buena para los neuquinos porque genera regalías, trabajo y mejora el presupuesto provincial”, dijo el legislador.
Martínez hizo hincapié en que “es importante que desde Neuquén empujemos el pedido de infraestructura para ampliar la producción y el transporte del gas”. En tal sentido pidió al Gobernador de la provincia (Rolando Figueroa) que demande las obras que faltan, y remarcó que lo va a acompañar para conseguir lo que sea necesario para mejorar el desarrollo de Vaca Muerta.
Además, dijo que “si bien todas las iniciativas de exportación son buenas, estoy viendo que las productoras intentan avanzar con proyectos en los que establece cuál debería ser el precio del gas de los neuquinos. Ahí tenemos que prender una luz roja”, manifestó.
“Hay que llegar con gas neuquino a Brasil, y también producir el GNL, pero hay que defender el precio del gas. Hoy el gas que se coloca en el mercado es el del Plan Gas a 3,5 dólares el millón de BTU, pero veo una intención de lograr precios más bajos en boca de pozo en algunos proyectos. Tenemos que defender el precio del gas, no podemos exportar a menos del precio que paga el mercado interno. Defender el precio del gas es defender el futuro de Neuquén”, remarcó.
La Academia Nacional de Ingeniería le otorgó al presidente y de CEO de YPF, Horacio Marín, el premio Ing. Gerardo M. Lassalle 2024, que tiene como objetivo reconocer la labor profesional desarrollada en el país. Algunos de los profesionales que recibieron la misma distinción fueron Martin Migoya, Daniel Novegil, Carlos Tramutrola, entre otros.
“Estoy convencido que estamos logrando cosas extraordinarias que no solo van a beneficiar a YPF sino a todo el país a través de las exportaciones de energía. Este es un aporte extraordinario que la industria le va a hacer a la Argentina”, afirmó Marín durante la ceremonia que se llevó a cabo en la Casa de las Academias.
Reconocimiento
Este reconocimiento se suma al que le otorgó la Universidad Texas como Alumno distinguido 2024 del programa “Master of Science in Petroleum Engineering” en Austin. Este premio reconoce a ex alumnos que han logrado objetivos significativos en sus carreras y/o han prestado servicio a la Universidad.
Marín es ingeniero químico egresado en la Universidad de La Plata, obtuvo su Master of Science en ingeniería en Petróleo en la Universidad de Texas en Austin en 1994 y en el 2009 participó en el Programa Ejecutivo de la Universidad de Standford en la Escuela de Negocios.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”. Se trata de una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40% más que el promedio anual. El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
“A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30%”, precisaron desde la Asociación.
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8%. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80% más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5% y un 10% de la factura eléctrica
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados y evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa.
Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda. Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones. Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos. Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destaca que en octubre de 2024 la producción del sector creció un 3% respecto a septiembre. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que se mantuvo al mismo nivel, mientras que el acumulado del año refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El informe de la Cámara resaltó que las ventas locales disminuyeron un 5% intermensual; mientras que, para la variación interanual, ya que todos los subsectores fueron afectados, esta tuvo una baja de un 24%. En el acumulado del año se observa una baja del 27 por ciento.
Exportaciones
La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que en las exportaciones se observa un aumento del 42% en la variación interanual, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año mostró una suba del 34 %, ayudado por todos los subsectores salvo los finales agroquímicos. No obstante, respecto a septiembre, en octubre 2024 se observó una caída del 3%.
Por su parte, el relevamiento de la Cámara muestra que en el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), mostró que en octubre 2024 con respecto al mes anterior las ventas locales se mantuvieron; mientras que la producción y las exportaciones crecieron un 16% y un 8%, respectivamente. En la variación interanual la producción muestra un alto incremento (45%), esto se debe a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas que afectaron la producción, y que no se registraron durante el mes de octubre del año en curso. Por su parte, el acumulado del año mostró estabilidad en producción, pero caídas en ventas locales y externas.
Balanza comercial
Durante octubre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 37,32% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 23.29% en las importaciones y del 8,61% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industriasque aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante octubre 2024 tuvo un uso promedio del 57% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre del 2024, alcanzaron los 365 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.220 millones en estos diez meses del año.
“Los números del sector del mes de octubre muestran resultados dispares que reflejan que aún no se está recuperando la actividad de la Industria Química y Petroquímica de la caída ocurrida en el curso de este año estando en concordancia con los resultados de la economía en su conjunto”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El Consejo Directivo de CECHA, entidad empresaria que nuclea a empresarios de estaciones de servicio, comunicó que “Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”.
“La medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”, afirmaron.
Y consideraron que la iniciativa del gobierno nacional “Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo”. “Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, añadieron.
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines es presidida por Isabelino Rodriguez, quien sucedió en el cargo a Gabriel Bornoroni, actualmente diputado nacional (LLA).
CECHA aseveró que “Nuestro personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.
La 44° Reunión Anual de APLA, realizada en la ciudad de Cartagena, Colombia, alcanzó varios récords de participación y dejó resultados muy positivos respecto a las oportunidades de networking, conexiones estratégicas y aprendizaje. “Este evento se consolidó, una vez más, como una oportunidad ineludible para la industria petroquímica y química en Latinoamérica”, destacaron desde la organización.
Reuniones de negocios
Con 928 participantes, provenientes de 36 países y 325 empresas, las reuniones de negocios marcaron el ritmo durante los cuatro días del evento. Se instalaron más de 30 espacios exclusivos de marcas y compañías que, en conjunto con las áreas destinadas al networking y encuentros de trabajo, tuvieron agenda completa, en un entorno muy dinámico y con buenos resultados.
La visión sobre el presente y futuro de la industria
El programa de conferencias ofreció conversaciones profundas sobre los temas clave que están redefiniendo la industria en la región: el potencial de Vaca Muerta, la tendencia del Nearshoring, los proyectos de descarbonización, la innovación sostenible, las más nuevas soluciones en materia de tecnología y la influencia de las tendencias económicas y políticas que impactan en Latinoamérica. Todas las cuestiones de relevancia para tomar decisiones estratégicas estuvieron presentes en el programa de conferencias.
Una industria más diversa e inclusiva
Por primera vez y con la sala completa, se analizó y discutió cuáles son los claros beneficios, para las empresas y para la sociedad, que surgen al implementar políticas para la inclusión de más mujeres y el desarrollo de sus carreras en el sector. También los jóvenes tuvieron su momento especial en el programa y contaron la oportunidad de expresar qué mundo y qué industria quieren construir para los próximos tiempos.
“La Reunión Anual de APLA reafirmó su rol como el espacio clave para compartir perspectivas sobre el futuro de la industria petroquímica y química en Latinoamérica y reunir a toda la cadena de valor del sector en la región”, remarcaron.
La carta de intención, suscripta entre el mandatario chubutense y la firma TotalEnergies tuvo como finalidad elaborar una alianza estratégica conjunta que permita el desarrollo de la energía sustentable y el crecimiento del sector productivo e industrial de la provincia. La puesta en marcha del Parque Eólico “El Escorial” implicaría la autosuficiencia energética de Chubut y la reducción del costo de energía en aquellas localidades que se encuentran fuera del sistema.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres y la empresa TotalEnergies Renewables Services Argentina suscribieron este miércoles un acuerdo de entendimiento para analizar la construcción y puesta en marcha del Parque Eólico “El Escorial”. Se trata de un proyecto pionero en la transición energética que tendría una capacidad proyectada de 200 megavatios y proveería de energía a aquellas localidades chubutenses que se encuentra en la actualidad fuera del sistema eléctrico.
La carta de intención fue firmada en el marco de un encuentro desarrollado en la Casa del Chubut en Buenos Aires con la directora general de la firma líder en generación de energía, Catherine Remy, y del que participaron también el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna, y el subsecretario de Energías Renovables de la provincia, Nicolás Cittadini.
El acuerdo tuvo como objetivo elaborar una alianza estratégica conjunta para fomentar un clima de inversiones amigable, promover el crecimiento de la industria regional y generar un impacto económico- social positivo para la evaluación de inversión respecto a la construcción del Parque Eólico “El Escorial”, a unos 350 kilómetros de Rawson.
Chubut conectada
El proyecto permitiría al Estado provincial alcanzar la autosuficiencia energética, reducir el costo de la energía y crear beneficios al sector productivo e industrial acorde a las políticas de desarrollo y promoción industrial que lleva adelante el Ejecutivo chubutense. “Estamos hablando de garantizar la electrificación del 80% de la provincia y conectar a esos pueblos que al día de hoy no tienen acceso a una red eléctrica estable”, precisó Torres al término del encuentro.
El mandatario ratificó el compromiso del Gobierno Provincial de “desarrollar alternativas relacionadas con la transición energética y la producción de energías sustentables”, e indicó que la puesta en marcha del Parque Eólico más grande del país implicará “el desarrollo de nuevas industrias y la generación de empleo genuino y de calidad en toda la región”.
El gobernador hizo especial hincapié “en todo el potencial que tiene nuestra provincia” en materia de generación de energía y sustentabilidad, y aseguró que en Chubut “tenemos lo que el mundo está demandando: los mejores rindes de viento, una extensión territorial muy importante y recurso humano calificado”.
Del mismo modo, el mandatario aseguró que “podemos ser el motor energético del país porque impulsamos un esquema de alivio fiscal muy beneficioso para aquellas empresas que quieran radicarse en Chubut”. Sostuvo, además, que “después de muchos años, esta provincia cuenta con seguridad jurídica y calidad institucional para atraer inversiones y consolidar una agenda de desarrollo con reglas claras”.
Modelo económico y energético sostenible
Allanando el camino para un futuro en el que las energías verdes y sus derivados se posicionan como las energías del futuro, Chubut está en condiciones de marcar un camino ejemplar hacia un modelo energético y económico más sostenible, inclusivo y con un enfoque claro para desarrollar este tipo de proyectos, atendiendo todos los aspectos necesarios, económicos, ambientales, sociales, tecnológicos, de infraestructura y gobernanza.
En ese orden, el Parque Eólico “El Escorial” se encuadra en la política energética provincial de contribuir eficientemente a la mitigación y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (huella de carbono). “Actualmente nuestra región está posicionada en materia de sostenibilidad y competitividad en energía limpia y renovable, siempre poniendo al medioambiente por encima de todo”, manifestó el mandatario.
El proyecto
Ubicado en la ruta provincial Nº 58, a 8 km del paraje el Escorial, en el Departamento Gastre, el proyecto consiste en la construcción, instalación y montaje de un parque eólico de 200 MW.
En esta línea de entendimiento, TotalEnergies cuenta con desarrollos de generación de energía en todo el mundo y específicamente en Argentina ha desarrollado, construido y se encuentra operando activos de distintos tipos de energías. Cuenta con actividades de generación eólica en las provincias de Buenos Aires, Santa Cruz y Chubut, y de energía fotovoltaica en San Luis. Además, se encuentra invirtiendo en la construcción de un nuevo parque solar en Catamarca. Puntualmente, en la provincia del Chubut tiene en operación el Parque Eólico “Malaspina” de 50 MW.
Según los datos de la Fundación Contactos Energéticos, que dirige Luciano Fucello, Country manager de NCS Multistage, en el mes de noviembre se hicieron un total de 1504 etapas de fracturas con un repunte de casi el 23% respecto del registro anterior, el de octubre, que había bajado las 1226 punciones.
Según el ránking de la Fundación, el primer puesto es para YPF con 707 punciones, luego sigue Vista con 309; Tecpetrol, 204; Pluspetrol, 139; PAE 123 y Total con 22.
En referencia a las empresas de servicios, el ránking estuvo liderado por SLB, con 567, seguida de Halliburton, con 511, Tenaris con 154, Weatherford con 139 y Calfrac, con 133.
Cabe recordar que la tendencia venía hacia la baja. En el mes de septiembre se completaron 1403 fracturas que representó una caída del 4,65% con respecto a agosto donde se registraron 1465 punciones.
Igualmente, la suba de noviembre está lejos de la de junio, cuando se relevaron 1703 etapas de fractura.
Según fuentes de la industria, se espera que la actividad consolide su crecimiento en el primer trimestre, con la entrada de la primera fase del proyecto Duplicar de Oldelval y la probable incorporación de entre 4 y 7 equipos más de perforación, acciones que incrementarán el fracking en Vaca Muerta.
Las proyecciones estiman que en este 2024 se producirán más de 400.000 barriles diarios, 600.000 barriles en el 2025 y se prevé superar el millón de barriles para el 2030.
La petrolera YPF comunicará en los próximos días que se asociará a Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar LNG en su proyecto de producción y exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), que entrará en operación en 2027.
YPF tendrá un 15% de la sociedad Southern Energy, que tiene como propietarios a Golar LNG con un 10%; la británica Harbour Energy con 15%; Pampa Energía con un 20%; y PAE con el resto, que hoy es de 55% y pasaría a 40%.
Según publicó Clarín, en la nota de Santiago Spaltro, a partir de las nuevas condiciones del mercado, el presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín, empezó a pensar en la posibilidad de que la Argentina tenga 4 barcos de licuefacción de gas en lugar de los 2 originales.
En ese caso, con una capacidad de licuar entre 70 y 80 millones de m3 diarios (MMm3/d) de gas natural para 2030, la industria energética nacional podría no necesitar la construcción de una planta onshore -en tierra-, que demanda inversiones más grandes y un costo hundido enorme, contra el alquiler de barcos más pequeños.
Ante esta situacón, YPF se va a sumar al proyecto de PAE, que enfriará durante los meses de verano (octubre a abril de cada año) a 161 grados bajo cero el gas que sale de la Cuenca Austral -el offshore en Tierra del Fuego- para comprimir su volumen unas 600 veces y facilitar su transporte marítimo a través del buque Hilli Episeyo.
Desde allí se podrán exportar unos 11,5 millones de m3 diarios de gas de manera firme (no interrumpible) y la negociación ahora está en analizar las posibilidades de que esos volúmenes se sostengan los 365 días del año, en vez de solamente durante la temporada estival, que es de baja demanda local.
La principal productora de gas de la Argentina (y segundo mayor operadora, detrás de la francesa TotalEnergies) también negocia con Golar LNG traer otro barco más y tiene la idea de que entre 2029 y 2030 se suman dos buques más para licuar el gas, cada uno con una capacidad de 20 MMm3/d.
Originalmente, la intención de construir una planta podría agregar 80 MMm3/d a los dos barcos, con lo que la capacidad de producción de GNL del país ascendería a 120 millones de m3 diarios e implicaría casi duplicar la producción actual de gas en Argentina.
Pero la construcción de una planta, que se pensaba para 2031, requiere de al menos 5.000 millones de dólares en inversiones, con un alto riesgo por las condiciones económicas del país y los precios internacionales. Incluso hay quienes ven factible esa planta recién para 2035, mientras que los posibles offtakers (compradores) como Brasil, India, Japón o Alemania necesitan el gas cuanto antes.
Con la salida de Petronas que todavía no está confirmada pero que es casi un hecho, la angloholandesa Shell apareció como posible socio y comprador en un contrato de 140.000 millones de dólares en 20 años, aunque todavía faltan varios pasos.
En cualquier caso, la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) llegará en 2025 para los primeros barcos. En el 2025, toda la industria energética del país trabajará en conseguir compradores con contratos a largo plazo, lo que posibilitará la búsqueda de financiamiento internacional con un riesgo asociado al proyecto.
El sector cree que con un gas a 8 dólares por millón de BTU en puerto puede ser competitivo con Estados Unidos, aunque hay ejecutivos que sostienen que se necesita ser rentables a US$ 6,50 a la salida de la Argentina -muy por debajo de US$ 3 en los pozos de Vaca Muerta.
El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, participó de la Cumbre Mundial sobre Transición Energética que se desarrolló en Fortaleza, Brasil. En la oportunidad se suscribió la Declaración de Ceará, que refleja el compromiso para acelerar transiciones energéticas sostenibles, accesibles, inclusivas y justas, como medio para cumplir con los objetivos climáticos y los ODS (Objetivos de Desarrollo Sostenible), especialmente el ODS 7 sobre energía.
A su regreso, el ministro destacó “el compromiso de Neuquén con la diversificación energética”, enfatizando “las políticas provinciales y los avances tecnológicos implementados en la explotación responsable de recursos como Vaca Muerta”.
Durante el evento los participantes, innovadores y expertos en la materia, discutieron sobre el futuro de la energía y las oportunidades de las energías renovables. En ese contexto se firmó el acuerdo que insta a gobiernos, empresas, Organizaciones no Gubernamentales (ONGs) y comunidades a impulsar la innovación tecnológica y el desarrollo de energías limpias, como el hidrógeno verde fotovoltaica, eólica y otros vectores, para construir un futuro sostenible, justo y resiliente.
Cabe destacar que el evento también fue una excelente oportunidad para que los gobiernos y las empresas discutan nuevos proyectos e inversiones en energías limpias, y para fortalecer los lazos internacionales en torno a las soluciones energéticas del futuro.
En ese sentido, Medele dijo que participar en la Cumbre permitió “fortalecer vínculos internacionales para atraer inversiones en proyectos de energías renovables y eficiencia energética, posicionándose a la provincia como un actor clave en la transición global hacia energías limpias”.
Con esta participación desde el ministerio de Energía y Recursos Naturales en un evento de tal magnitud, el Gobierno provincial reafirma su compromiso con la sostenibilidad energética y la cooperación internacional para abordar los desafíos actuales del sector.
Más de 12 horas de debate y amplia participación ciudadana marcaron la audiencia pública sobre el proyecto de GNL en el Golfo San Matías. Con una primera parte donde se escucharon las voces de especialistas y funcionarios, más 122 oradores y 31 opiniones por escrito, el encuentro reafirmó el compromiso de Río Negro con un desarrollo energético sostenible y el cuidado del ambiente.
La audiencia pública sobre el proyecto de gas natural licuado (GNL) en el Golfo San Matías se desarrolló en el gimnasio municipal de San Antonio Este, comenzando poco después de las 9 y extendiéndose hasta las 21,30. Este espacio de participación democrática reunió a autoridades, especialistas y ciudadanos que expusieron conocimientos, opiniones y expectativas sobre una iniciativa clave para posicionar a Río Negro como líder energético en el país.
El evento comenzó con los discursos de bienvenida del intendente de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, y la secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quienes destacaron la importancia de la participación popular y el compromiso del Estado con el cumplimiento de las normativas ambientales. Luego, representantes de Southern Energy y consultores ambientales presentaron los principales detalles técnicos y ambientales del proyecto.
El bloque más extenso estuvo dedicado a los oradores inscriptos, donde 122 personas hicieron uso de la palabra y 31 dejaron sus opiniones por escrito. Las exposiciones fueron variadas, aportando puntos de vista de la ciudadanía y reflexiones sobre los desafíos y beneficios del proyecto, siempre en relación con la necesidad de garantizar un desarrollo sostenible y respetuoso con el ambiente.
La jornada, que se desarrolló con normalidad tanto en el interior como en el exterior del gimnasio, cerró con una rueda de consultas y la invitación a los participantes para firmar el acta de la audiencia. Este mecanismo de participación reafirma a Río Negro como pionera en habilitar ámbitos plurales y democráticos para la toma de decisiones informadas en torno a proyectos energéticos de impacto estratégico.
“Hemos sido testigos de una de las expresiones de la democracia. Escuchamos todas las voces. El procedimiento aún no termina y queda un largo camino, donde desde este Gobierno tenemos el compromiso con el adecuado cuidado del ambiente”, reflexionó en el final Jiménez, como autoridad de la audiencia.
De este modo, Río Negro sigue haciendo historia y se consolida como un actor clave en la vanguardia de las inversiones energéticas nacionales, a la vez que refuerza su compromiso con la protección ambiental.
Foto aérea del parque eólico Peralta I & II en el departamento de Tacuarembó, Uruguay.
Pluspetrol, una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería, se complace en anunciar la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW. Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible. Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras.
El trabajo sísmico se extenderá hasta marzo en las CAN 107 y 109. Sus resultados deberían permitir la definición del lugar a realizar al menos un primer pozo en busca de hidrocarburos. El buque PXGEO 2, de la empresa Shell, ya comenzó las tareas de exploración de los bloques marinos CAN 107 y 109, a poco menos de 200 kilómetros de la costa de la ciudad bonaerense de Mar del Plata, de donde zarpó recientemente como parte de una nueva expedición sísmica a la búsqueda de buenos indicadores. Se trata de la primera tarea de prospección luego del fallido Pozo […]
La provincia busca acelerar la agenda con las operadoras para diseñar un instrumento de financiamiento público-privado que le permita contar con los fondos para ejecutar nuevas rutas y analizan un esquema que obligue a cobrarles a las compañías un monto en dólares por cada barril producido. A la par, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) contrató una consultora para elaborar un plan de obras para el período 2025-2030. El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió este martes en Buenos Aires con las principales empresas productoras de hidrocarburos con el objetivo de acelerar la agenda […]
Las empresas petroleras que están invirtiendo fuerte en Vaca Muerta festejan la reglamentación de la libre exportación de hidrocarburos de la Ley Bases. Después del RIGI, las inversiones para impulsar Vaca Muerta necesitaban un paso legislativo más, lo que los petroleros llamaban «reglamentación del artículo 6» de la Ley de Hidrocarburos. Se trata de la libre exportación de petróleo y gas que estableció la Ley Bases. El Gobierno cumplió, y las empresas celebraron cómo salió ese reglamento. Qué cambia en la exportación de petróleo y gas «En líneas generales la reglamentación va en el camino correcto, a partir de ahora […]
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