Pluspetrol ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur, una obra fundamental para el desarrollo energético del país, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista. Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil. Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión […]
La Legislatura de Chubut aprobó una reforma clave en la Ley de Hidrocarburos para incentivar la inversión en yacimientos maduros, reducir el impacto del declive productivo y enfrentar la competencia del petróleo no convencional. La medida, que permite una reducción de regalías bajo estricta evaluación, busca fomentar el empleo, aumentar la producción y garantizar el futuro del sector energético en la provincia. La Legislatura de Chubut, modificó la Ley provincial de Hidrocarburos, en línea con la ley nacional 17.319 para fomentar las inversiones en áreas de producción madura, mejorar el empleo en los yacimientos y mejorar la producción. La modificación […]
El gobernador Alberto Weretilneck convocó a sesiones extraordinarias para que la Legislatura apruebe otro contrato de producción de hidrocarburos. El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, anunció que el 27 de diciembre convocará a sesiones extraordinarias de la Legislatura para tratar un nuevo acuerdo de prórroga hidrocaburífera. En este caso, se trata del área Estación Fernández Oro (EFO), principal bloque gasífero de la provincia. El acuerdo habilita a las empresas Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA y Gas Storage and Midstream Services SA como nuevas concesionarias, tras la autorización de cesión de los derechos y obligaciones sobre la […]
Un balance sobre el presente y futuro del gran yacimiento argentino. Los datos presentados en los gráficos destacan dos aspectos cruciales para el panorama energético global y regional: el potencial de los recursos técnicamente recuperables en distintas formaciones de petróleo y gas, y los niveles de inversión de las principales compañías del sector. Vaca Muerta: un jugador clave en la producción no convencional El primer gráfico compara los recursos técnicamente recuperables en cinco importantes formaciones de hidrocarburos no convencionales: Permian Delaware, Permian Midland, Vaca Muerta, Bakken y Eagle Ford. Vaca Muerta se posiciona como una de las principales reservas de […]
Es protagonista de Vaca Muerta, pero también tiene gran potencial en la energía renovable. Incluso confían en que puede triplicar la producción de energía eléctrica renovable para distribuir al resto del país. La provincia líder en la producción de hidrocarburos, con la grandeza de Vaca Muerta, también tiene un potencial importante en la energía renovable. Lo confirmaron desde la dirección provincial de Proyectos Energéticos, que evaluó las condiciones y concluyó que Neuquén puede triplicar la producción de energía eléctrica renovable para distribuir al resto del país. Según dijo el actual director de esa cartera, el ingeniero Sebastián Navarro, durante la […]
Actualmente, se tramitan 102 cateos de exploración, que abarcan una superficie aproximada de 438.000 hectáreas. Ya se han emitido habilitaciones para el transporte de 6.750 toneladas de arenas destinadas a ensayos en laboratorio y procesos industriales en plantas de lavado, atrición, clasificación y secado. La provincia del Neuquén avanza en la exploración de arenas silíceas, un recurso clave para la industria hidrocarburífera y la técnica de fractura hidráulica. Según lo informado por la Dirección Provincial de Minería, actualmente se tramitan 102 cateos que abarcan una superficie aproximada de 438.000 hectáreas. En una etapa más avanzada, correspondiente al proceso de consolidación […]
El récord es meritorio: en 2018 este país no producía ni un barril de petróleo. Guyana hace historia y se convierte en el mayor productor de petróleo del mundo por habitante. En las profundidades de la costa atlántica de Sudamérica, donde las aguas turquesas del Caribe acarician los bordes de la pequeña Guyana, una revolución silenciosa comenzó a tomar forma. Hasta hace unos años, este país, con apenas 800.000 habitantes y una economía basada en la agricultura y la minería, era desconocido para la mayoría del mundo. Pero en 2015, un descubrimiento cambiaría su destino para siempre: ExxonMobil anunció que […]
Entre enero y noviembre, las exportaciones de combustibles y energía crecieron un 19,9%, alcanzando los 8.626 millones de dólares. Este valor representa el 6,7% de las exportaciones totales de Argentina y el país al que más se exportó energía fue Chile, con 2.430 millones de dólares, un 64,7% más que el año pasado.
A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron un 49,8% interanual en este período, totalizando los 3.820 millones de dólares, con caídas del 62,5% en gas natural licuado y 52% en gasoil.
En noviembre, Argentina alcanzó los 513 millones de dólares de superávit comercial energético y así acumula 4.806 millones en lo que va del año.
Liberando al sector privado de las trabas estatales, el sector energético sigue protagonizando la recuperación del país. pic.twitter.com/R9Gs8OrR8x
Puntualmente en noviembre, las exportaciones sumaron 641 millones de dólares, de los cuales 285 millones tuvieron que ver con la venta de aceites de petróleo. Por su parte, las importaciones totalizaron los 128 millones de dólares, lo que significa una caída del 67,6% con respecto al mismo mes del año pasado.
De esta manera, luego de 14 años de déficit comercial energético, la balanza vuelve a ser positiva, en este caso en 513 millones de dólares. Así, el sector consolida su gran momento en materia de comercio exterior gracias a las trabas que el Estado nacional le está quitando a los privados.
El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear Argentino, una estrategia destinada a reposicionar al país como líder energético global y motor para atraer inversiones. Durante el anuncio, el mandatario destacó el potencial de Argentina en el desarrollo de energía nuclear como clave para abastecer las crecientes demandas.
Milei expresó: “Contamos con un pueblo privilegiado en capital humano, con tierras inhóspitas a baja temperatura en toda nuestra Patagonia, lo cual es una ventaja comparativa para montar servidores de Inteligencia Artificial”.
“Tenemos abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo”, agregó, acompañado por el jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y el director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi.
El Presidente Javier Milei anuncia el Plan Nuclear Argentino, junto al Jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y al Director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. pic.twitter.com/oIrruEO2sz
Por otro lado, el jefe de Estado indicó que “se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear”, y se refirió a las “incontables campañas de desprestigio de algunas fundaciones internacionales” contra “la única fuente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización”.
Luego de presentar a Demian Reidel como el responsable del Plan Nuclear, el presidente celebró que “después de décadas de declive, la energía nuclear tendrá su retorno triunfal y nosotros no nos vamos a quedar atrás, sino que pretendemos ser pioneros”.
Detalles del plan nuclear argentino
El Plan cuenta con el respaldo del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), lo que representa un sello de alta calidad y refuerza la posición de liderazgo en esta nueva etapa de la energía nuclear.
Para garantizar su éxito, el Gobierno nacional creará el Consejo Nuclear Argentino, presidido por Demian Reidel e integrado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Defensa, Luis Petri; y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.
Como inicio del proyecto se construirá un reactor modular pequeño (SMR) en el predio de la Central Nuclear Atucha. Esta iniciativa, además facilitará el acceso a la energía en todo el país y disminuirá considerablemente los cortes de luz.
En una segunda etapa, se desarrollarán reservas de uranio, que servirán para cubrir la demanda doméstica y posicionará al país como exportador de elementos combustibles de alto valor agregado.
“Con este Plan, la República Argentina se posiciona como un líder global en el uso pacífico de la energía atómica, mientras avanza hacia su objetivo de convertirse en un hub de Inteligencia Artificial”, se informó.
El Gobierno bonaerense busca impulsar a las energías renovables con una inversión superior a los $4.000 millones. Este compromiso se refleja en la convocatoria Ciencia y Tecnología en Energías Bonaerenses (CyTEB), una iniciativa que financiará ocho proyectos de investigación y desarrollo en energías limpias. La convocatoria será lanzada en marzo de 2025, y se espera que los proyectos seleccionados tengan una duración de entre 24 y 36 meses, con un financiamiento de hasta 50 millones de pesos cada uno.
Según dieron cuenta de Provincia, el principal objetivo de esta inversión es promover la innovación tecnológica y la transferencia de conocimientos en el campo de las energías renovables. Los proyectos estarán divididos en dos grandes áreas:
Desarrollo y Transferencia Tecnológica, que abarca cuatro ejes estratégicos:
Reciclaje y disposición final de componentes de sistemas de generación y acumulación.
Innovación tecnológica en la generación de energía a partir de fuentes renovables.
Innovación en eficiencia energética.
Desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía.
Investigaciones y Estudios de Base, con un enfoque en:
Detección de recursos energéticos renovables no explotados en la provincia.
Investigaciones sobre medidas de eficiencia energética aplicables al consumo eléctrico.
Un Centro de investigación para el futuro de la energía
El Campus Tecnológico de la CIC, ubicado en Gonnet (La Plata), es el lugar elegido para la construcción de un Centro de Investigación y Desarrollo en Energías Renovables. Este centro se está levantando con una inversión pública y tiene un avance del 70%. La infraestructura contará con tecnologías de autogeneración solar, sistemas de bombeo solar y calefacción solar, además de medidas bioclimáticas que aseguran un bajo consumo energético.
Este nuevo centro será fundamental para consolidar a la provincia como un referente en la investigación y desarrollo de energías renovables, fomentando la colaboración entre universidades, institutos de investigación y la comunidad local. Según el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, el espacio también estará abierto a escuelas y otros sectores de la sociedad para promover la divulgación y educación en la temática.
En el evento de lanzamiento, el presidente de la CIC, Roberto Salvarezza, destacó la importancia de articular esfuerzos entre investigadores, universidades y el sector privado para que los proyectos en energías renovables puedan pasar de la fase de laboratorio a una producción real y aplicación práctica.
La provincia del Neuquén avanza en la exploración de arenas silíceas, un recurso clave para la industria hidrocarburífera y la técnica de fractura hidráulica. Según lo informado por la Dirección Provincial de Minería, actualmente se tramitan 102 cateos que abarcan una superficie aproximada de 438.000 hectáreas.
En una etapa más avanzada, correspondiente al proceso de consolidación de minas, se contabilizan 29.515 hectáreas. De estas, se han emitido habilitaciones para el transporte de 6.750 toneladas de arenas destinadas a ensayos en laboratorio y procesos industriales en plantas de lavado, atrición, clasificación y secado.
Según los resultados preliminares aportados por las empresas involucradas las arenas extraídas cumplen con parámetros técnicos alentadores. Características como el factor K (resistencia a la fractura) la redondez, esfericidad y solubilidad respaldan su potencial para ser utilizado a escala industrial y en pozos hidrocarburíferos.
“Estas arenas se utilizan para las fracturas hidráulicas en la formación Vaca Muerta y, por lo tanto, al considerarse ´arenas de cercanía´, el principal impacto es sobre los costos, al disminuir el costo del flete que tiene actualmente un impacto muy fuerte en el caso de aquellas arenas que provienen de las provincias de Entre Ríos y de Río Negro”, señaló el director Carlos Portilla.
Agregó que “otro impacto positivo que podemos enumerar es la creación de puestos laborales directos e indirectos, vinculados a las arenas. Finalmente, sería la baja en la carga de transporte en las rutas nacionales, provinciales y sus consecuencias”.
Es importante destacar que, para cada etapa del proceso –exploración, explotación y tratamiento industrial–, el sector privado debe contar con la aprobación del Informe de Impacto Ambiental (IIA) y la correspondiente Declaración de Impacto Ambiental, emitida por la Secretaría de Ambiente, autoridad de aplicación en la materia.
Con estos avances, la Provincia del Neuquén reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible, promoviendo prácticas responsables en la producción de recursos estratégicos para la industria energética y posicionándose como un actor clave en la innovación y el crecimiento del sector hidrocarburífero.
El poder adquisitivo de las familias argentinas, en especial del área metropolitana, sufrió este año un golpe demoledor por la decisión de reducir los subsidios y actualizar los precios.
El gasto en servicios públicos de una familia en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se quintuplicó en un año, desde que asumió Javier Milei como presidente.
Esta es la consecuencia del ajuste fiscal que emprendió el Gobierno, que aumentó las tarifas y bajó un 38% los subsidios a la energía, el transporte público y el agua para alcanzar el superávit fiscal y frenar la inflación.
Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet, un hogar promedio de la Ciudad o el Gran Buenos Aires que está categorizado como Nivel 1 (N1) de la segmentación -el de mayores ingresos y/o patrimonios o aquellos que no pidieron o renunciaron a la ayuda del Estado- gastará este mes $ 143.819 para pagar la luz, el gas, el servicio de Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) y los viajes en colectivos.
Esa misma canasta en diciembre del 2023 tenía un costo de $ 28.651. Se trata de un aumento interanual del 402% nominal o de aproximadamente 130% en términos reales (descontado el efecto de la inflación) en un año.
El kirchnerismo había atrasado las tarifas -precios regulados- entre 2019 y 2023 como método de “combate” a la inflación.
A un costo social enorme, resolver estos desequilibrios heredados fue una de las principales tareas de Milei y su ministro de Economía, Luis Caputo, aunque todavía resta una parte del camino para 2025: la normalización regulatoria de los mercados energéticos, con nuevas subas de tarifas pendientes.
El mayor incremento ocurrió este año con las tarifas del transporte, donde los boletos treparon un 601% -se multiplicaron por 7-.
El gas tuvo una fuerte suba a partir de abril y en este período saltó un 531%; el agua también empezó a tener alzas periódicas desde abril, para un total de 331%; y la energía eléctrica comenzó en febrero, con un 268% en doce meses.
Sin embargo, esta cobertura es dispar entre los distintos segmentos de hogares y entre servicios. Es que mientras los hogares N1 pagan en promedio el 100% de los costos de abastecimiento del agua, 93% de la luz, 85% del gas y 31% del transporte, los N2 (Nivel 2, de ingresos bajos o en situación de pobreza) apenas cubren el 26% del costo eléctrico y el 31% del gas.
Esos esquemas de segmentación serían eliminados por el Gobierno antes del 9 de julio de 2025, para pasar a un sistema de asistencia directa a los hogares más vulnerables, mediante una “tarifa social”.
La canasta de servicios públicos del AMBA de diciembre representa el 11,9% del salario promedio registrado estimado para este mes.
Un año atrás, el peso de este gasto era de 5,9% sobre el salario, por lo cual se duplicó en 12 meses.
El pico ocurrió en junio, con el 14,5%, por el efecto del mayor consumo de gas, tarifas que eran más altas y se fueron atrasando lentamente a lo largo del segundo semestre del 2024, y salarios que progresivamente le empezaron a ganar de a poco a la inflación en los últimos 6 meses.
Mientras tanto, persisten amplias disparidades entre el AMBA y el Interior del país. Mientras un boleto mínimo de colectivo en Buenos Aires cuesta $ 371,13, el promedio nacional es de $ 1.047,41, y en la ciudad de Bariloche, Río Negro, alcanza un pico de $ 1.613.
Donald Trump dijo que Europa debe elegir entre importar más gas natural licuado y petróleo de los Estados Unidos o enfrentar la posibilidad de pagar aranceles. El presidente electo de los EE.UU. argumentó que los intercambios energéticos deberían compensar el rojo comercial que el país mantiene con el conjunto de naciones que integran la Unión Europea. Se espera que la futura administración republicana otorgue nuevos permisos de exportación de GNL tras la publicación de un esperado reporte del Departamento de Energía que advierte sobre los efectos de las exportaciones en los precios internos y las emisiones, pero que no concluye con un llamado explícito a prohibirlas.
Trump utilizó el viernes su cuenta en Truth Social para decir que Europa debe importar más energía de los EE.UU. para compensar su superávit comercial en bienes. «Le dije a la Unión Europea que deben compensar su tremendo déficit con Estados Unidos mediante la compra a gran escala de nuestro petróleo y gas», dijo el presidente electo. «De lo contrario, ¡¡¡son ARANCELES hasta el final!!!», añadió. El líder del Partido Republicano prometió durante la campaña presidencial que aplicará aranceles sobre las importaciones.
La oficina de estadísticas de la UE, Eurostat, indica que los Estados Unidos suministraron el 47% de las importaciones de GNL y el 17% de las importaciones de petróleo de la Unión Europea en el primer trimestre de 2024. Las exportaciones de crudo a Europa ascienden a más de dos millones de barriles diarios, lo que representa más de la mitad de las exportaciones totales de EE.UU.
Trump quiere un mayor saldo favorable en la balanza energética de EE.UU. con el resto del mundo, para lo cual creará el Consejo Nacionalde Energía, una nueva estructura pensada para alcanzar una «dominancia energética» frente al mundo basada principalmente en los hidrocarburos.
La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, había sugerido que una forma de disuadir al presidente electo de los Estados Unidos de imponer nuevos aranceles es que la Unión Europea compre más GNL estadounidense para reducir su dependencia del GNL ruso. “¿Por qué no sustituirlo por GNL estadounidense, que es más barato para nosotros y reduce nuestros precios energéticos? Es algo que podemos debatir, también en lo que respecta a nuestro déficit comercial”, dijo von der Leyen.
Permisos de exportación de GNL
El Departamento de Energía (DOE por sus siglas en inglés) publicó esta semana un estudio actualizado sobre las exportaciones de gas natural licuado de EE.UU. El reporte determinó que grandes aumentos en las exportaciones de GNL provocarían un aumento de los precios internos del gas natural, pero no llamó a establecer límites duros sobre las exportaciones, un tema que la industria venía siguiendo de cerca a partir de la suspensión temporal en el otorgamiento de nuevos permisos de exportación.
La administración del demócrta Joe Biden impuso a principios de año una pausa temporal en el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL. La titular del área energética, Jennifer Granholm explicó que la Ley de Gas Natural obliga al gobierno federal a aprobar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. «Hacemos un estudio periódico para determinar si las cosas han cambiado, qué es de interés público, cómo debemos avanzar», dijo Granholm en marzo en el CERAWeek en Houston.
Los proyectos de GNL necesitan de un permiso del Departamento de Energía para poder exportar gas licuado a países que no tienen un Tratado de Libre Comercio con EE.UU. Ningún país de la Unión Europea tiene un acuerdo de ese tipo.
La pausa impuesta no afectó las exportaciones previamente aprobadas, sino que se aplicó a las solicitudes de exportación pendientes y futuras. El DOE lleva otorgados permisos equivalentes a 48.000 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) de gas natural para exportación, que representa casi la mitad de la producción nacional actual. De esa capacidad aprobada hay en funcionamiento 14 Bcf/d y se están construyendo otros 12 Bcf/d. Los restantes 22 Bcf/d no han asegurado una decisión final de inversión (FID) para comenzar la construcción. Estados Unidos exportó el año pasado 86 millones de toneladas de GNL. Cada tonelada equivale a 48.7 Bcf de gas.
El nuevo estudio sugiere que para 2050 las exportaciones de GNL podrían aumentar los precios internos del gas en más de un 30%, suponiendo volúmenes de exportación de más de 56.000 millones de pies cúbicos por día, más de cuatro veces los niveles de exportación vigentes. Granholm comunicó que en base a estas proyecciones «aumentarían los costos para el hogar estadounidense promedio en más de 100 dólares más por año para 2050».
Más de 2.700 ejecutivos, líderes y CEOs participaron en los eventos presenciales, incluyendo figuras destacadas como Bernardo Andrews (Genneia), Martín Mandarano (YPF Luz), Loreto Ordoñez (Engie), Pablo Otín (Grenergy) y Milton Morrison (Edesur). En total, 90 empresas partners respaldaron la iniciativa, consolidando el compromiso conjunto con el desarrollo sostenible. Entre estas empresas se destacan: EDF, Engie, InterEnergy, Sungrow, Grenergy, Genneia, entre otras.
Además, los eventos contaron con la participación de más de 370 speakers que lideraron debates sobre temas como innovación tecnológica, regulación energética y financiamiento sostenible.
La gira 2024 también destacó por la presencia de figuras clave del sector público, como Eduardo Rodríguez Chirilo, Mariela Belkansky, Antonio Almonte, Ana Lía Rojas y Alex Santander Guerra, quienes aportaron una visión estratégica para alinear las políticas públicas con los avances tecnológicos y las inversiones privadas. Este enfoque integrador permitió abordar soluciones tangibles para los desafíos actuales en el sector energético.
Perú: un nuevo capítulo para 2025
Con la mira puesta en el futuro, Future Energy Summit 2025 expandirá su alcance al incluir a Perú como un nuevo destino estratégico. Este país se suma al itinerario con el objetivo de fortalecer la transición energética en Latinoamérica y fomentar nuevas oportunidades de negocio. “Perú es clave para potenciar el crecimiento de las renovables en la región”, afirman desde la organización.
El cronograma de 2025 incluirá debates renovados sobre tecnologías emergentes, sostenibilidad y modelos de financiamiento, con un enfoque en consolidar alianzas estratégicas entre los sectores público y privado.
Future Energy Summit se posiciona como el principal punto de convergencia para los líderes globales en energías renovables. En palabras de Loreto Ordoñez (Engie): “Es vital que espacios como este sigan impulsando el cambio hacia un futuro más limpio y sostenible”.
Conoce más sobre los panelistas, temáticas y novedades de la Gira FES 2025 en su sitio oficial y únete a este movimiento transformador.
En el contexto del Future Energy Summit Colombia, Alejo López, SVP en Sales para Latinoamérica de Nextracker, destaca el dinamismo del mercado colombiano, pero también subraya los obstáculos que frenan su desarrollo pleno. “Estamos viendo mucha energía y gran interés, pero los problemas de fondo que enfrentábamos hace uno o dos años siguen presentes”, afirma López.
Según el ejecutivo, aunque ha habido avances significativos, el mercado colombiano aún necesita resolver barreras críticas para cumplir su meta de 6 GW de capacidad instalada para 2027. “Crucemos los dedos”, agrega, subrayando que el tiempo para alcanzar estas metas es limitado.
López revela que Nextracker ha ganado varios proyectos importantes en Colombia, gracias a su tecnología innovadora XTR, diseñada para adaptarse a terrenos difíciles, como los de este país. “Colombia es el mercado ideal para esta tecnología, que ya ha demostrado éxito en lugares como España y Estados Unidos”, explica.
Aunque no puede revelar nombres específicos, López menciona que los proyectos adjudicados responden a la capacidad de Nextracker para entregar soluciones tecnológicas avanzadas y un servicio al cliente excepcional. “Puedes tener la mejor tecnología, pero si no te ocupas de tus clientes, no lograrás un crecimiento sostenido”, puntualiza.
Innovación y adaptación tecnológica como pilares
Mantenerse como líder global durante nueve años consecutivos no es tarea fácil. López destaca que el éxito de Nextracker radica en su enfoque en la innovación tecnológica y la cercanía con los clientes. “Cuando hay problemas, los resolvemos rápido. Ese balance entre tecnología y atención al cliente es clave para la lealtad”, asegura.
Respecto a las tendencias futuras, López apunta a la integración del almacenamiento de energía como el próximo gran paso en el sector solar. “Estamos desarrollando plataformas que se extiendan más allá del seguidor solar, como soluciones plug-and-play para almacenamiento y otras aplicaciones, siempre dentro de nuestro núcleo de expertise”, detalla.
Perspectiva regional: Brasil, Argentina y México
En cuanto a otros mercados en Latinoamérica, López describe un panorama variado. “Brasil sigue siendo el mercado más grande, pero enfrenta desafíos de congestión por su crecimiento acelerado. Argentina, aunque limitada por factores macroeconómicos, está mostrando señales de actividad interesante”, señala.
México, por otro lado, genera incertidumbre debido al cambio de administración. Sin embargo, López considera alentador que haya señales de apertura hacia el sector privado. “Habrá que ver en qué acciones concretas resultan estas señales”, comenta.
Proyecciones para 2025
Al proyectar el futuro, López espera que Colombia logre duplicar o triplicar los 400 MW que Nextracker tiene actualmente en desarrollo y construcción. Además, confía en que el gobierno implemente las políticas necesarias para desbloquear el potencial del mercado. “Nos gustaría ver un discurso diferente, con acciones claras que respalden el desarrollo de la industria”, concluye.
Atlas Renewable Energy, compañía internacional dedicada a la generación de energías renovables, junto a Grupo CAP, a través de sus filiales Compañía Minera del Pacífico (CMP) y Aguas CAP, anunciaron la firma de su primer PPA de suministro eléctrico por un periodo de 15 años. Esta firma, que representa la entrega de 450 GWh al año de energía verde al principal conglomerado minero siderúrgico de Chile, es uno de los contratos de energía renovable con almacenamiento más grandes de Atlas Renewable Energy y del sector energético en el país.
El acuerdo comercial con el Grupo CAP contempla el desarrollo de un proyecto solar en la región de Atacama, con un sistema de almacenamiento de baterías (BESS), lo que permitirá realizar descargas en horarios donde el recurso es escaso o nulo, como en la noche, permitiendo suministrar energía 100% limpia durante 24 horas al día, reduciendo la liberación de emisiones de CO2 a la atmósfera.
Este PPA marca un avance relevante hacia la descarbonización del país, disminuyendo emisiones de CO2 en los procesos y operaciones de CMP y Aguas CAP, al ser abastecidas con energía renovable, contribuyendo a lograr una producción con menor huella ambiental, que toma especial relevancia para una industria tan estratégica como es la minería para Chile.
Que el proyecto considere tecnología BESS también es muy relevante para el proceso de cambio que vive el país hacia una matriz energética más sustentable y carbono-neutral al año 2050, ya que los sistemas de baterías permiten mitigar los vertimientos de energía que afectan al sector renovable, convirtiéndose en un activo clave en los sistemas eléctricos modernos, garantizando un suministro de energía eficiente, continuo y confiable.
En este contexto, una de las principales tendencias del sector eléctrico del país es justamente la instalación híbrida de sistemas solares fotovoltaicos con almacenamiento, donde Atlas Renewable Energy está teniendo un papel protagónico considerando los 475 MW de potencia solar fotovoltaica además 616 MW de almacenamiento que suman los tres proyectos de Atlas que respaldan sus PPAs firmados entre 2023 y 2024.
“Este nuevo acuerdo de suministro, que hemos concretado como Atlas, sigue avalándonos como socio estratégico en soluciones energéticas para los grandes actores de la industria, quienes nos han confiado la energía para sus operaciones con contratos de largo plazo. Con este hito estamos incrementando nuestra capacidad instalada en Chile con más de 1.000 MW en base a proyectos de energía fotovoltaica y BESS, sumándose a los contratos cerrados recientemente con Copec, a través de su filial comercializadora de energía EMOAC, y con Codelco”, resalta Alfredo Solar, gerente regional de Atlas Renewable Energy para Chile y el Cono Sur.
El gerente general de CMP, Francisco Carvajal, señaló que “este hito reafirma el liderazgo de CMP como un actor clave en la transición hacia una minería más sostenible. Estos acuerdos no solo garantizan un suministro eléctrico confiable y renovable, sino que también refuerzan nuestro compromiso con la eficiencia operacional y el desarrollo sostenible de las comunidades donde operamos. Es un paso decisivo hacia el futuro que queremos seguir construyendo para CMP y las regiones donde operamos”.
Por su parte, la gerenta de Infraestructura de CAP -división a la que pertenece Aguas CAP-, Patricia López, señaló que “hemos reforzado nuestro compromiso con la estrategia de liderar los materiales críticos para la descarbonización del Grupo CAP. Además, nos permite continuar avanzando en el uso de tecnologías de clase mundial y, así, seguir aportando al desarrollo sostenible de la región de Atacama y del país”.
En este “segundo tiempo” de la transición energética, Atlas demuestra su compromiso como generadora 100% de energía limpia, acompañando en el proceso de descarbonización a industrias clave en Chile como la minería. De la misma manera, los proyectos de energías renovables y los sistemas de almacenamiento se consolidan mediante acuerdos de largo plazo como la mejor alternativa y uno de los pilares de un desarrollo bajo en carbono.
Risen Energy ha liderado la innovación en tecnología de células de heterounión (HJT), consolidando su posición destacada en el mercado solar. Como resultado de años de experiencia y de investigación continua, la empresa anunció en octubre la producción en masa de su revolucionaria serie Hyper-ion Pro, con una potencia superior a 730 Wp.
Detrás de este logro están avances significativos en la eficiencia de las células solares, junto con la aplicación de nuevos materiales y tecnologías de encapsulado. Uno de los pilares de este éxito es la implementación de la tecnología de impresión en serigrafía con plantilla totalmente abierta, utilizada para crear las redes de conductores frontales y traseros de las células mediante la aplicación precisa de pasta de metalización.
Con esta técnica innovadora, se logra una mayor transmisión de la pasta de metalización hacia la célula, lo que resulta en una impresión de alta precisión. Por ejemplo, el ancho de los conductores, de solo 25 µm, reduce significativamente la sombra en la superficie de la célula, aumentando el área activa de captación de luz y, por ende, su eficiencia.
Tras extensos estudios y pruebas, Risen Energy alcanzó un equilibrio ideal entre sombra y resistencia eléctrica, considerando la cantidad de líneas de rejilla y el ancho de los conductores. Como resultado, se logró un aumento del 0,12% en la eficiencia de la célula, impulsado por la reducción de la resistencia eléctrica y el aumento del factor de llenado (Fill Factor, o FF). Esta combinación mejora significativamente el rendimiento general de las células.
Reducción de Costos y Sostenibilidad
La tecnología de impresión con plantilla totalmente abierta también ofrece ventajas económicas significativas. Permite una reducción de hasta un 20% en el consumo de pasta de metalización, gracias a la mejora en la transmisión de la pasta hacia el sustrato de la célula. Esto no solo reduce los costos de producción, sino que también contribuye a la fabricación de células más sostenibles.
Además, la durabilidad mejorada de la malla de la plantilla reduce el desgaste durante el proceso de producción, disminuyendo los costos operativos a largo plazo. Esto representa una ventaja competitiva tanto en términos de desempeño como de economía.
Liderazgo en I+D y la Integración de Tecnologías Avanzadas
La experiencia en investigación y desarrollo de Risen Energy fue fundamental para integrar la tecnología de impresión con plantilla totalmente abierta en la fabricación de células HJT. Esta integración resultó en la combinación perfecta de eficiencia optimizada y reducción de costos, permitiendo la producción en masa de la serie Hyper-ion Pro de 730Wp+.
De cara al futuro, Risen Energy seguirá liderando la innovación fotovoltaica, reforzando su compromiso con la sostenibilidad y contribuyendo al crecimiento del sector global de las energías renovables.
El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas para abastecer de gas a usinas generadoras en enero 2025, recibiendo 32 ofertas por un volumen global de 40.150.000 m3/día.
La primera subasta fue para el abastecimiento interrumpible de gas natural para enero en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 19 ofertas por un volumen total de 14.150.000 m3/día, y con precios promedio ponderados de U$S 2.02 el Millón de BTU puesto en el PIST, y de U$S 2,86 el MBTU puesto en Gran Buenos Aires.
De tales ofertas, 5 provinieron de Neuquén (3.150.000 m3/día) con precios de entre U$S 2,34 y 2,90 puesto en el GBA; 4 ofertas llegaron desde Santa Cruz (3.300.000 m3/día) con precios de entre 2,69 y 2,97 dólares el MBTU; otras 5 desde Tierra del Fuego por 4.900.000 m3/día y precios de entre U$S 2,89 y 3,03 dólares el MBTU; 3 ofertas desde Noroeste, por 1.400.000 m3/día con precios de U$S 2,90 a U$S 3,04 el MBTU, y 2 ofertas desde Chubut, por 1.400.000 m3/día y precios de U$S 2,83 a U$S 2,87 el MBTU.
El MEGSA realizó luego un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibieron ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales, donde cada Productor sólo podrá ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
En este caso se recibieron 13 ofertas, por un volumen de 26 millones de metros cúbicos día y un ppp de U$S 2,85 el MBTU.
Ocho ofertas llegaron desde Neuquén por 15.500.000 m3/día y precios de entre U$S 2,69 y U$S 3,00 el MBTU; Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas por un volumen 7.500.000 m3/día y precios de 2,77 a 2,88 dólares el MBTU. Desde Chubut llegó una oferta por 2.000.000 de m3/día a U$S 2,88, y desde Santa Cruz llegó 1 oferta de 1.000.000 de m3/día, a U$S 2,83 el MBTU.
El rápido avance de la industrialización ha llevado a un consumo significativo de fuentes de energía tradicionales, lo que ha situado cuestiones como la escasez de recursos, la contaminación ambiental y las emisiones de gases de efecto invernadero en el primer plano de la preocupación mundial.
Como defensores y practicantes de la energía limpia, las empresas solares desempeñan un papel fundamental en la transición de la estructura energética mundial hacia alternativas más limpias y renovables, sentando una base sólida para alcanzar los objetivos de neutralidad de carbono.
Desde sus inicios, DAS Solar se ha dedicado firmemente al sector de la energía renovable, incorporando los principios ESG en sus estrategias operativas para perseguir un crecimiento sostenible y de calidad.
Como grandes consumidores de energía, las empresas de fabricación industrial ocupan una posición central en el consumo de energía. Con el advenimiento de la Industria 5.0, estas empresas están cambiando progresivamente hacia un desarrollo inteligente, digital y ecológico. Al establecer fábricas con cero emisiones de carbono y aprovechar tecnologías de ahorro de energía, alternativas de energía renovable y tecnologías de carbono negativo, las empresas están minimizando las emisiones y adoptando un modelo sostenible con bajas emisiones de carbono que optimiza las estructuras industriales y energéticas.
Como núcleo de DASGREEN, DAS Solar ha puesto en marcha fábricas con cero emisiones de carbono en Zhangzhou y Quzhou, obteniendo certificaciones de fábrica con cero emisiones de carbono de TÜV SÜD y estableciendo un nuevo punto de referencia para la adopción más amplia de iniciativas con cero emisiones de carbono en las operaciones diarias.
Además, DAS Solar ha implementado sistemas integrales de gestión ambiental y energética, certificados según la norma ISO 14067. Durante la construcción de su fábrica, la empresa prioriza el uso de materiales de construcción locales de bajo consumo energético, alto rendimiento y duraderos para minimizar el consumo de energía durante todo el ciclo de vida. Ha aumentado la proporción de energía renovable e instalaciones energéticamente eficientes en el consumo total de energía de los edificios, logrando resultados tangibles en conservación de energía y reducción de emisiones.
En la producción, DAS Solar selecciona equipos de alta eficiencia y bajo consumo de energía combinados con técnicas de fabricación avanzadas para reducir el consumo de recursos. La empresa emplea plataformas digitalizadas para establecer sistemas de gestión inteligente de la energía, lo que permite un uso preciso de la energía y una asignación eficiente de los recursos. Al adoptar energía limpia con bajas emisiones de carbono, DAS Solar optimiza su combinación energética y mejora las tasas de utilización de energía renovable.
La sostenibilidad medioambiental también es parte integral del diseño de los productos de DAS Solar. Al utilizar materias primas ecológicas y con bajas emisiones de carbono y optimizar los procesos de producción, la empresa reduce el consumo de materiales y energía, lo que disminuye las emisiones de gases de efecto invernadero durante todo el ciclo de vida del producto. En lo que respecta a las compras, DAS Solar colabora con proveedores que se adhieren a prácticas de bajas emisiones de carbono, lo que garantiza que las materias primas cumplan con los criterios de sostenibilidad antes de entrar en producción.
Como fabricante líder de módulos, DAS Solar integra un uso extensivo de electricidad verde en sus procesos de producción. Al instalar paneles en los tejados de las fábricas y en las zonas de aparcamiento, la empresa genera energía renovable y, al mismo tiempo, reduce la dependencia de la energía tradicional.
Las plantas de fabricación de Quzhou, Taizhou, Zhangzhou y Bengbu han superado auditorías de carbono y han recibido verificaciones de gases de efecto invernadero de TÜV SÜD, lo que incorpora aún más los principios de bajas emisiones de carbono en su estrategia de fabricación descentralizada.
En los últimos años, el sector de energía renovable de China ha experimentado un rápido crecimiento, con un aumento anual de dos dígitos. De cara al futuro, DAS Solar se ha comprometido a alcanzar el pico de emisiones de carbono en todas las bases para 2030 y la neutralidad de carbono para 2050. Con las estrategias ESG como eje central, DAS Solar está dando pasos sólidos para liderar el camino de la innovación ecológica y establecer nuevos hitos en la transición limpia global.
. El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear Argentino, una iniciativa que tiene como objetivo posicionar al país en la vanguardia energética y atraer inversiones. Estuvo acompañado por el jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y el director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi.
“Contamos con un pueblo privilegiado en capital humano, con tierras inhóspitas a baja temperatura en toda nuestra Patagonia, lo cual es una ventaja comparativa para montar servidores de Inteligencia Artificial”, explicó el mandatario al anunciar el nuevo proyecto. Además, “tenemos abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo”, agregó.
Milei indicó que “se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear”, y se refirió a las “incontables campañas de desprestigio de algunas fundaciones internacionales” contra “la única fuente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización”.
Luego de presentar a Demian Reidel como el responsable del Plan Nuclear, el presidente celebró que “después de décadas de declive, la energía nuclear tendrá su retorno triunfal y nosotros no nos vamos a quedar atrás, sino que pretendemos ser pioneros”.
En rigor, la Argentina ha sido pionera en la región en cuanto al desarrollo de la energía nuclear desde el primer gobierno de Juan Domingo Perón en la década del 40. De hecho, asistió a la inauguración de la Central Nuclear Atucha I en el arranque de 1974.
Ese mismo año se inició la construcción de la Central Nuclear Embalse (Córdoba), y su inauguración data de finales de 1983.
Durante el gobierno de Néstor Kirchner se encaró el reinicio de la construcción de la Central Nuclear Atucha II, que estuvo paralizada desde el año 1994. Ingenieros y técnicos argentinos la pusieron en marcha en junio de 2014, durante el gobierno de Cristina Fernández.
En 2015 Argentina y China firmaron convenios con vistas a la construcción de otras dos central nucleares con financiamiento del país asiático, pero dicho proceso quedó trunco desde el gobierno de Mauricio Macri.
En el arranque de la Administración Milei centenares de trabajadores y técnicos del sector quedaron desafectados en la tarea de construcción, en zona aledaña Atucha II, del reactor de baja potencia Carem 25, que presentaba un alto grado de avance, en base al desarrollo de tecnología propia. Recorte de presupuesto mediante, los trabajos se reiniciaron a paso de tortuga.
Ahora, el jefe del Consejo de Asesores explicó que se trata de un “plan ambicioso que marca el renacer de la energía nuclear como la piedra angular del futuro energético argentino y mundial, en un contexto global en el que la Inteligencia Artificial y los avances tecnológicos demandan cada vez más energía”. Y agregó: “La energía nuclear vuelve a ocupar el lugar que le corresponde”.
Reidel aseguró que nuestro país está preparado para liderar esta evolución energética y que “lo hará con tecnología 100 % argentina, desarrollada por nuestros ingenieros nucleares, quienes son reconocidos entre los mejores del mundo”. Y aseveró: “Este proyecto no es solo un avance tecnológico, es un orgullo nacional”.
El Plan cuenta con el respaldo del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), lo que representa un sello de alta calidad y refuerza la posición de liderazgo en esta nueva etapa de la energía nuclear.
Para garantizar su éxito, el Gobierno nacional creará el Consejo Nuclear Argentino, presidido por Demian Reidel e integrado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Defensa, Luis Petri; y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.
Como inicio del proyecto se construirá un reactor modular pequeño (SMR) en el predio de la Central Nuclear Atucha. Esta iniciativa, además facilitará el acceso a la energía en todo el país y disminuirá considerablemente los cortes de luz.
En una segunda etapa, se desarrollarán reservas de uranio, que servirán para cubrir la demanda doméstica y posicionará al país como exportador de elementos combustibles de alto valor agregado.
Con este Plan, la República Argentina se posiciona como un líder en el uso pacífico de la energía atómica, mientras avanza hacia su objetivo de convertirse en un hub de Inteligencia Artificial, señaló el gobierno.
Rafael Grossi, en tanto, analizó: “Es algo tan importante como la utilización de sus capacidades tecnológicas para la respuesta a problemas concretos que tienen que ver con la producción de energía”. “Estamos asistiendo a un momento internacional en el que hay un retorno muy claro a la utilización de la energía nuclear como una fuente de energía limpia, despachable y confiable”, agregó.
El gobierno anunció la creación de un Consejo Nuclear Argentino para impulsar el desarrollo de reactores modulares pequeños de diseño y tecnología nacional y la minería de uranio con proyección de exportación de combustible nuclear. Los anuncios fueron encabezados por el presidente Javier Milei y el jefe de asesores del presidente, Demian Reidel, además del acompañamiento del director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Reidel anunció que se avanzará con un proyecto modular en el complejo nuclear Atucha, aunque no especificó si se trata del proyecto CAREM o de un diseño nuevo. EconoJournal reveló esta semana que INVAP esta explorando el desarrollo de un reactor modular compacto de 300 MW de potencia eléctrica a partir de un diseño patentado recientemente.
En un mensaje grabado y difundido en la noche del viernes por redes sociales, Reidel enfatizó que el nuevo Plan Nuclear Argentino girará en torno a la provisión de energía para proyectos de datacenters de inteligencia artificial con reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) de diseño y tecnología nacionales. «Argentina no sólo está preparada para liderar esta revolución energética, sino que lo hará con tecnología 100% argentina. Desarrollada por nuestros ingenieros nucleares, quienes son reconocidos entre los mejores del mundo, este proyecto no es solamente un avance tecnológico, es un orgullo nacional«, dijo, sin especificar un diseño o tecnología en particular.
«El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR en el predio Atucha. Aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA, y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una alta probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear. Este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo», añadió.
A su turno, Milei dijo que Reidel será el responsable del Plan Nuclear Argentino y ponderó los beneficios de la energía nuclear. «Nuestras abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo de inteligencia artificial. Pero el potencial de desarrollo en inteligencia artificial es tan inmenso que con la energía convencional no va a alcanzar para abastecer esta nueva demanda. Por eso estamos convencidos que se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear. Porque a pesar de las incontables campañas de desprestigio que algunas fundaciones internacionales han montado, la energía nuclear es la única fuente lo suficientemente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización«, dijo el presidente, flanqueado por Reidel y Grossi.
Consejo Nuclear Argentino
El Consejo Nuclear Argentino será liderado por Reidel, quien estará acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos, el ministro de Defensa, Luis Petri y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle. La creación de un consejo nuclear fue adelantada por este medio, que pudo saber que el foco estará puesto en obtener financiamiento para el desarrollo de reactores SMR.
El jefe de asesores de Milei, que no tiene aún un cargo formal en el Estado, ponderó los potenciales beneficios de los reactores SMR frente a las centrales nucleares grandes, de 1000 MW o más. «Estos SMR representan un avance sustancial frente a los modelos tradicionales, ofreciendo mayor flexibilidad, menores costos iniciales y la posibilidad de instalarse en ubicaciones más diversas, pero lo que verdaderamente distingue a esta tecnología es su origen. No la importamos, no dependemos de terceros, es una invención argentina, forjada en nuestros laboratorios, diseñada por nuestras mentes más brillantes y construida con nuestra determinación», dijo.
Reidel y Grossi firmaron un acuerdo para que el OIEA respalde a la Argentina en el desarrollo de los reactores SMR. «Con más de 70 años de experiencia, Argentina es un importante contribuyente al avance de la tecnología nuclear pacífica. Juntos, fortaleceremos la infraestructura, la seguridad y la innovación para garantizar energía limpia y confiable ante las demandas tecnológicas emergentes», dijo Grossi.
Encantado de firmar un acuerdo hoy en Buenos Aires con @dreidel1, tras el anuncio del Presidente @jmilei sobre el plan nuclear de Argentina. Ampliaremos la colaboración entre @IAEAorg y en #SMRs para satisfacer las demandas energéticas de centros de datos y IA. pic.twitter.com/ANVIj7M77a
Mientras que el primer paso del plan nuclear será desarrollar al menos un reactor SMR de tecnología y diseño nacionales, Reidel explicó que el segundo paso será el impulso de minería de uranio, además de la exportación de combustibles nucleares.
«En una segunda etapa, desarrollaremos las vastas reservas de uranio que posee nuestro país. Esto no solamente cubrirá nuestra demanda doméstica, sino que posicionará a la Argentina como un exportador de elementos combustibles de alto valor agregado, consolidando nuestra presencia en los mercados internacionales», dijo el principal asesor del presidente Milei.
La Secretaría de Energía comunicó que “el país registró en noviembre un superávit de la balanza comercial energética de más de 514 millones de dólares y acumula 4.806 millones en los primeros 11 meses del año por el crecimiento de las exportaciones y una fuerte caída de las importaciones”.
Entre enero y noviembre, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 19,9 %, alcanzando los 8.626 millones de dólares. Este valor representa el 6,7 % de las exportaciones totales de Argentina y el país al que más se exportó energía fue Chile, con 2.430 millones de dólares, un 64,7 % más que el año pasado.
A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron 49,8 % interanual en este período, totalizando los 3.820 millones de dólares, con caídas del 62,5 % en gas natural licuado y 52 % en gasoil.
En noviembre las exportaciones sumaron 641 millones de dólares, de los cuales 285 millones tuvieron que ver con la venta de aceites de petróleo. Por su parte, las importaciones totalizaron 128 millones de dólares, lo que significa una caída de 67,6 % con respecto al mismo mes del año pasado.
De esta manera, luego de 14 años de déficit comercial energético, la balanza vuelve a ser positiva, en este caso en 514 millones de dólares, señaló la Secretaría.
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), en conjunto con sus Federaciones, y particularmente con la Cámara de Expendedores de Combustibles de La Pampa (CECLA), expresó su “profunda preocupación por las disposiciones adoptadas por el municipio de la Ciudad de Santa Rosa, en torno a la Ordenanza N°6985/2023, respecto a la Tarifaria 2024”.
Mediante la Resolución Nº 422 del 17 de mayo de 2024, se implementó un cambio en el cálculo de la Tasa de Seguridad e Higiene, que pasó de ser un monto fijo basado en la superficie ocupada por las estaciones de servicio, a un porcentaje variable determinado por las ventas facturadas.
Para ilustrar el impacto de esta medida, una estación de servicio tipo que anteriormente pagaba una suma fija que rondaba en los $ 65.000 pesos mensuales ahora enfrenta un aumento que convierte la tasa de inspección en seguridad e higiene, en una carga fiscal desproporcionada, similar a un impuesto bruto municipal, donde en algunos casos, supera los $ 6.000.000,00 de pesos mensuales, se describió.
“Este ajuste resulta insostenible, considerando que los márgenes netos de operación en el sector son exiguos y la nueva base imponible grava el total facturado (y no la ganancia) duplicando la alícuota en los casos de consignación”, se expresó.
“Desde CECHA consideramos imprescindible racionalizar esta normativa, priorizando el sentido común y un enfoque equilibrado en las políticas públicas. El sector no puede soportar una presión tributaria tan desmedida sin poner en riesgo la continuidad de los negocios, las fuentes de trabajo vinculadas y, por ende, la estabilidad económica de la comunidad”.
“Respaldamos los reclamos realizados por CECLA La Pampa y las estaciones de servicio de Santa Rosa, y solicitamos al señor Intendente que revise con urgencia esta disposición. Asimismo, nos ponemos a disposición para colaborar en la búsqueda de una solución justa y superadora, que contemple tanto la viabilidad del sector como los intereses de la comunidad económica de Santa Rosa”, sostuvo la entidad.
Pluspetrol confirmó su incorporación al proyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), al ejecutar su opción para ser accionista en la obra junto con YPF, PAE, Pampa Energía, Vista Energy, y al que también adhieren como cargadores Chevron y Shell.
El proyecto Vaca Muerta Sur es una obra fundamental para el desarrollo y el transporte de crudo no convencional producido en VM, implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará la estación ubicada en Allen con Punta Colorada (Río Negro), una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil barriles/día.
“Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios”, comunicó Pluspetrol.
A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
“Esta participación será un pilar estratégico para la compañía y requerirá una inversión total aproximada de U$S 3.000 millones. Se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027”, se describió.
“De esta forma, Pluspetrol se consolida como protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”, remarcó la compañía.
La secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti dejó sin efecto las convocatorias a concursos para la designación de los miembros de los directorios del ENRE y del ENARGAS, tras la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE).
Este nuevo creado por la Ley Bases reemplazará al ENRE y al ENARGAS, asumiendo sus funciones.
Este tipo de organismos son clave para la definición de la política tarifaria y la eliminación de subsidios.
La resolución 567/2024 del Ministerio de Economía publicada hoy en el Boletín Oficial estableció que las postulaciones presentadas para los concursos del ENRE y ENARGAS debían ser incluidas en la convocatoria para la conformación del directorio del nuevo ente.
Sin embargo, los postulantes cuentan con 30 días para manifestar por escrito su deseo de retirar su postulación.
Entre los considerandos más importantes de la resolución se destacan la necesidad de ampliar la participación en el proceso de selección para integrar el Directorio de los entes reguladores de gas y electricidad.
La decisión deja sin efecto las convocatorias previas para dar cumplimiento al Decreto N° 1.023/2024.
El gobierno nacional anunció este jueves la puesta en funcionamiento de la Planta Compresora de Mercedes, que permitirá aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Mercedes-Cardales en 6 millones de metros cúbicos diarios, alcanzando un total de 15 millones de metros cúbicos diarios de Gas Natural Licuado.
Además, al generar un ahorro en importaciones de GNL, se espera que se gasten 2.5 millones de dólares menos por día.
El Gobierno completó el Gasoducto Mercedes – Cardales, que debía haber estado finalizado en julio-23.
Con esta nueva planta compresora, aumentamos la capacidad de transporte en 6 millones de m3 de gas por día.
El Gasoducto Mercedes-Cardales fue inaugurado durante la gestión de Alberto Fernández y ahora entrará en funcionamiento. Forma parte de las obras complementarias del Gasoducto Perito Moreno.
Pese a haber frenado la obra pública en todo el país, el Gobierno decidió finalizar con este proyecto que tenía un avance del 60% cuando la administración de Javier Milei llegó a la administración nacional. Determinaron seguir adelante con la iniciativa al considerar que era “fundamental para concluir el Gasoducto Mercedes-Cardales” y “ya estaba iniciada”.
De todas formas, desde el Poder Ejecutivo apuntaron contra el gobierno de Fernández por la situación en la que se encontraba la obra. “El proyecto estaba afectado por reclamos de contratistas sin resolver, retrasos en la aprobación de SIRAS que complicaron la importación de materiales, una deuda de 2 millones de dólares y una actualización de precios pendiente, desde enero de 2023, por 4.5 millones de dólares”.
En Río Cuarto, Córdoba, el Grupo Albanesi concretó la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, elevando su capacidad instalada a 475 MW.
Esta planta, que ahora genera el 25% de la energía consumida en la provincia, beneficia directamente a 233.000 hogares cordobeses.
Desde la compañía destacaron que el proyecto requirió una inversión privada de 190 millones de dólares y consistió en la conversión de un ciclo abierto a un ciclo combinado.
Armando Losón (h), presidente de Albanesi, subrayó: “Hoy celebramos no sólo la finalización de la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande por capacidad instalada que tenemos en el país, sino también los importantes logros alcanzados desde que asumimos su operación”.
Esta modernización incluyó la incorporación de una nueva turbina de gas, una turbina de vapor y las calderas necesarias para optimizar la eficiencia de la planta, la más grande que Albanesi opera en el país.
El grupo, fundado en 1912 y con una capacidad instalada de 2.000 MW distribuidos en 10 centrales, también se expandió recientemente a Perú, donde gestiona otras 10 plantas térmicas
En Argentina, esta obra es parte de un plan de inversiones de 600 millones de dólares destinado a construir 405 MW adicionales, que representan el 25% de su capacidad total de generación.
Las iniciativas de Albanesi
La Central Térmica Ezeiza también fue objeto de una importante modernización por parte de Albanesi, donde este año finalizó el cierre de ciclo, duplicando su potencia instalada de 150 MW a 300 MW.
Este aumento impacta directamente en el suministro de energía para 200.000 hogares, marcando un hito en la capacidad de generación de la planta.
Además, en octubre, la compañía puso en marcha la Central de Cogeneración Arroyo Seco, ubicada en Santa Fe. Este proyecto, que requirió una inversión de 165 millones de dólares, añadió 130 MW al sistema eléctrico provincial, reforzando el suministro energético en la región.
Armando Losón (h), presidente de Albanesi, subrayó: “Hoy celebramos no sólo la finalización de la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande por capacidad instalada que tenemos en el país, sino también los importantes logros alcanzados desde que asumimos su operación”.
“En casi 20 años, hemos invertido más de 400 millones de dólares y sumado al sistema más de 400 MW de energía eficiente”, agregó.
Las autoridades de la ciudad rusa de Anapa, a orillas del mar Negro, decretaron hoy estado de emergencia por el vertido de productos petrolíferos tras los accidentes sufridos el pasado domingo por dos petroleros rusos en una zona próxima al estrecho de Kerch.
“En Anapa se ha declarado el estado de emergencia debido al vertido de productos derivados del petróleo en línea costera”, informaron en Telegram las autoridades de la ciudad, de más de 80.000 habitantes y perteneciente a la región meridional de Krasnodar.
La misma medida fue adoptada en la localidad de Vesélovka, en la península de Tamán, a unos 35 kilómetros al noroeste de Anapa.
Con anterioridad, el gobernador de Krasnodar, Veniamín Kondrátiev, informó de que durante la inspección del litoral se detectaron manchas de productos petrolíferos a lo largo de varias decenas de kilómetros.
Los petroleros ‘Volgoneft 212’ y ‘Volgoneft 239’, ambos construidos hace más de 50 años para navegación fluvial y adaptados posteriormente para navegar por el mar, se accidentaron el pasado domingo junto al estrecho de Kerch, que une el mar Negro con el de Azov, durante una tormenta.
El primero se partió en dos a unos 7-8 kilómetros de la costa, tras lo que empezó a verter petróleo al mar, según un vídeo publicado por las autoridades locales.
El segundo estuvo varias horas a la deriva y, finalmente, encalló a unos 80 metros de la costa en la región de Krasnodar.
En el accidente falleció un tripulante del ‘Volgoneft 212’, mientras que el resto de su tripulación, así como la totalidad de la segundo petrolero, fue rescatado con vida.
Pluspetrol ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur, una obra fundamental para el desarrollo energético del país, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista.
Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje.
El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil.
Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios.
A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
Esta participación será un pilar estratégico para la compañía y requerirá una inversión aproximada de US$ 3.000 millones.
La misma se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027.
La empresa dijo que de esta se consolida como “protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron el 19 de diciembre un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.
“El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA)”, informaron desde la petrolera de mayoría estatal YPF
“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”, afirmó el presidente de YPF.
“Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta. YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, se agregó.
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.
Se anunciará en las próximas horas. El presidente de YPF, Horacio Marín, viajó a Holanda para cerrar el memorándum. Las petroleras YPF y Shell anunciarán en las próximas horas la firma de un memorándum de entendimiento (MOU) para desarrollar el Gas Natural Licuado (GNL) en la Argentina, a partir del combustible de Vaca Muerta. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, viajó a los Países Bajos para cerrar los últimos detalles en una reunión con el Directorio de la empresa angloholandesa. El acuerdo comercial a 20 años establecerá exportaciones de unos 10 millones de toneladas por año (MTPA) de […]
El contrato original de 35 años se extiende por otros 10, con un compromiso de inversión para modernizar las instalaciones del ducto. YPF logró hoy jueves la prórroga de la concesión del Oleoducto Trasandino (OTASA) hasta diciembre de 2037 y la aprobación del plan de inversiones por u$s 33 millones de dólares que presentó al Gobierno nacional, para continuar al frente del proceso de exportaciones de crudo a Chile desde Neuquén. La prórroga vigente a partir del 29 de diciembre de 2027 se formalizó a través del Decreto 1106 por el cual se otorga el beneficio por el plazo de […]
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La empresa argentina Aconcagua Energía SA planea incursionar en el mercado internacional de bonos, impulsada por las recientes reformas de libre mercado implementadas por el presidente Javier Milei. Estas medidas, orientadas a la desregulación y liberalización económica, han abierto nuevas oportunidades de financiamiento para el sector energético del país. El equipo financiero de la petrolera está en conversaciones con bancos que podrían gestionar la operación y evalúa viajar a Estados Unidos a principios del próximo año para presentar su propuesta. Según fuentes cercanas a la empresa, las alternativas analizadas incluyen una emisión pública o una colocación privada, con el objetivo […]
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El proyecto, que aún requiere la aprobación del Honorable Concejo Deliberante, representa un avance significativo en la incorporación de energías renovables en Corrientes, reforzando el compromiso de la región con un futuro energético sostenible. El Concejo Deliberante de Esquina fue escenario de un debate clave sobre la instalación de una estación fotovoltaica en la zona de la antena -cerca del ingreso a Guayquirarró, zona sur-, un proyecto que promete avanzar hacia la transición energética en la región. En la reunión participaron Alfredo Aun, interventor de la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPEC), el intendente Hugo Benítez, el viceintendente Carlos […]
El último reporte de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) estima que en 2024 el 79% de la nueva capacidad instalada será renovable. La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó el «Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024», un informe que recopila datos energéticos oficiales de los 27 países miembros y refleja los avances significativos en el camino hacia una transición energética sostenible. Este documento ofrece una visión integral del progreso regional y de los desafíos que aún deben superarse para garantizar un futuro energético limpio y sostenible. Andrés Rebolledo Secretario Ejecutivo de OLADE, manifestó que los países […]
La consultora Economía & Energía que dirige Nicolás Arceo detalló en su último informe que la balanza comercial va a arrojar un superávit de US$ 7580 millones en un escenario base que podría trepar a US$ 7950 millones en un escenario optimista. A su vez, para 2030 esas cifras podrían trepar a 18.706 millones y US$ 24.934 millones, respectivamente. Esos datos fueron tomados como punto de partida durante el cuarto episodio de Dínamo, el espacio audiovisual de debate energético que organiza EconoJournal para analizar el escenario energético que se viene.
“El 2023 fue un año bisagra. De acá a lo que resta de la década, salvo que pase algo muy excepcional, el sector energético va a ir incrementando y mejorando el superávit comercial año a año. Manteniendo la tasa de expansión del último año a nosotros nos está dando un superávit comercial a 2030 en torno a los US$ 19.000 millones”, remarcó Arceo quien sostuvo que se parte de un base se supéravit de la balanza comercial que este año podría oscilar entre los US$ 5300 millones y los US$ 5400 millones.
“El escenario base supone mantener la misma tasa de crecimiento de la producción del último año para adelante lo que implica un crecimiento bastante significativo en los niveles de inversión, centralmente porque la producción no convencional declina fuertemente después del año y medio de operación. Es un escenario que lo que considera es que se mantiene la tasa de producción de petróleo del último año, se proyecta hacia 2030 y eso te da en 2030 una producción de 1.250.000 barriles diarios, de los cuales un millón son producción no convencional. Y lo que estamos suponiendo en esa proyección es que se mantiene el nivel de exportación de gas natural a los países de la región en los niveles actuales y que ingresa una terminal licuefactora estilo el proyecto de Pan American y Golar en el año 2028”, explicó Arceo.
Nicolás Gandini: –¿Son 2,5 millones de toneladas de GNL?
Nicolás Arceo: –Son 2,45 millones de MTPA de capacidad, pero la planta funciona 8 meses al año. Por lo tanto, lo que se termina exportando es bastante menos.
Nicolás Arceo, titular de la Consultora Economía y Energía
Nicolás Gandini: –Es un escenario base bastante conservador.
Nicolás Arceo: —Es un escenario base donde lo que estás suponiendo es que ingresa Oldelval el año que viene e ingresa Vaca Muerta Sur a comienzos de 2027.
Gustavo Lopetegui: –-Y supone crecimientos de la producción de petróleo muy importantes, cada vez más difíciles de conseguir por el nivel de inversión que hace falta.
Nicolás Arceo: —Ese es el punto. Cuando decís que se mantiene la tasa de producción para adelante parece fácil, pero lo que necesitás es un nivel de inversión incremental bastante significativo.
Nicolás Gandini: –¿Cuánto se invierte en upstream?
Nicolás Arceo: –Ese escenario base implica que vas a tener que ir incrementando el enganche de pozos aproximadamente un 30% respecto del promedio de enganche de pozos de los últimos 12 meses. No es lineal con inversión porque depende cómo evoluciona el costo del pozo tipo, pero da una idea de la magnitud del incremento de la producción para llegar a ese escenario base. Y un comentario que lo hablábamos con Juanjo (Aranguren) antes de ingresar acá: el núcleo de esa balanza comercial es petróleo. El impacto de gas natural lo vamos a tener una vez que tengamos una terminal de exportación de gran escala con más de 10 MTPA de capacidad.
Nicolás Gandini: –Pero esa planta no está en este escenario.
Nicolás Arceo: –No, en este escenario base no lo consideramos.
Gustavo Lopetegui: –A mí me suena optimista la tasa de crecimiento del petróleo. Estás tomando correctamente los últimos 18 meses, que fue el record.
Juan José Aranguren: –YPF está invirtiendo con sus socios US$ 2800 millones dedicados a exportación. Lo mete en el RIGI como un proyecto especial de infraestructura con beneficios adicionales. Es Vaca Muerta Sur. Es en dos etapas, pero debería estar para 2027. Son 700 mil barriles. Unos 100 mil barriles día a US$ 70 son US$2500 millones. Si lo multiplicás por siete, por los 700 mil barriles de exportación, estás hablando de US$17.500 millones. La proyección que hace es conscientemente conservadora. Lo más importante de lo que plantea Nico (Arceo) es que el 85% va a venir por petróleo y 15% va a venir por gas. Lo que venga por gas va a venir en la primera mitad de la próxima década. No es ahora.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía durante la Presidencia de Mauricio Macri
El aporte del Estado
Nicolás Gandini: –¿Qué puede hacer el Estado en este escenario para ayudar?
Gustavo Lopetegui: –El Estado tiene que bajar el riesgo país y ordenar la macroeconomía. En todo lo demás ya está el privado.
Juan José Aranguren: –Creo que es válida la pregunta. Con ese nivel de inversión, la regalía que va a recibir una provincia es casi de US$ 2000 millones. Sería bueno que el Estado provincial vaya teniendo en cuenta cómo mejorar el nivel de infraestructura, que es lo que hoy está limitando los niveles de inversión.
Julián Gadano: –Algo están haciendo. No soy abogado defensor de las provincias, pero la comunicación con Vaca Muerta está mejorando significativamente. Están anunciando inversión concreta para el corto plazo. Hoy la provincia tiene una agenda que no tenía antes.
Juan José Aranguren, ex ministro de Energía
Sumar a los fertilizantes a la agenda
Gustavo Lopetegui: –Yo dije que el escenario planteado me suena optimista, pero si no soy tan optimista en lugar de ir a los 19 millones de superávit energético en 2030 te irás a US$ 15.000 millones. El 85% de eso es petróleo. Ahora, a mí me gustaría que de cada cinco veces que alguien dice LNG que esté obligado a decir fertilizantes una vez. Esto va a generar un saldo comercial enorme, pero no mucho empleo local.
Nicolás Gandini: –YPF tiene un anteproyecto de Profertil cerrado hace 8 años.
Gustavo Lopetegui: –Me gustaría que le pongan tantas ganas como le ponen al LNG.
Nicolás Gandini: –Nico (Arceo), ¿y qué proyecciones tenés de la balanza energética para los próximos años?
Nicolás Arceo: –La proyección para el año que viene nos da mucho más baja de lo que estuvo circulando en los últimos días. A nosotros nos da entre US$ 7500 y US$ 8000 millones de superávit en el escenario base. Parece poco, pero es un crecimiento muy grande porque este año vamos a cerrar en US$ 5300 millones. Es un muy buen escenario. Y nos da casi US$ 10.000 millones de superávit de la balanza comercial en 2026. Tenés un crecimiento fuerte de las exportaciones, pero también tenés cierta recuperación en el precio de importación del GNL y de gasoil. Las importaciones no van a bajar tan sustantivamente como bajaron este año. Por eso la cuenta nos da US$ 7500 millones el año que viene y cerca de US$ 10.000 millones en 2026.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
El programa completo se puede ver en el siguiente link.
Por sus recursos eólicos y solares, Perú es uno de los países más interesantes y menos desarrollados para el desarrollo de proyectos de energías renovables. Es por ello que Future Energy Summit (FES), empresa líder en la producción de eventos sectoriales, realizará una jornada que reunirá a toda la industria a finales de septiembre del 2025 (ver todos los summits FES).
Más aun teniendo en cuenta que, recientemente, el Congreso de Perú marcó un hito en la transición energética del país con la aprobación de la modificación de la Ley N° 28832, conocida como la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica.
Las modificaciones incluyen la eliminación de la exigencia de contar con potencia firme para poder contratar con usuarios libres y distribuidores, lo que antes limitaba el desarrollo de proyectos. Esta barrera se sustituirá por nuevas alternativas como los contratos de suministro de largo plazo, diseñados para garantizar precios fijos y estabilidad financiera para los desarrolladores.
Según Brendan Oviedo, especialista en energías renovables y socio del Estudio Hernández, el impacto de esta ley será significativo. “El crecimiento de la demanda energética será cubierto mayoritariamente con renovables, lo que implica miles de megavatios en los próximos cuatro o cinco años”, resalta en diálogo con Energía Estratégica.
El país ofrece condiciones envidiables para los desarrolladores, combinando recursos renovables abundantes con estabilidad jurídica y económica. La posibilidad de establecer contratos de largo plazo con grandes usuarios y distribuidores crea un escenario ideal para garantizar ingresos predecibles y atraer capital extranjero. “Estamos abriendo un abanico de opciones de financiamiento que hará posible que los mejores proyectos sean los que lleguen al mercado”, añade Oviedo.
Licitaciones públicas al estilo chileno y contratos entre privados
Una de las reformas más destacadas es la implementación de licitaciones públicas segmentadas por bloques horarios. Este sistema, inspirado en el modelo chileno, permitirá que los generadores compitan en franjas específicas de la demanda, maximizando la eficiencia del sistema eléctrico.
“Hemos seguido los pasos de Chile, adaptando su modelo de bloques horarios a nuestras necesidades locales. Esto abre nuevas oportunidades para estructurar contratos de largo plazo, de hasta 15 años, con precios fijos”, explica Oviedo.
El nuevo esquema busca adjudicar ofertas que representen el mínimo costo para atender la demanda, estableciendo contratos por plazos de corto, mediano y largo plazo. Las distribuidoras con participación estatal también podrán licitar proyectos en sistemas aislados, priorizando el uso de energías renovables en regiones remotas. Este enfoque asegura un suministro más inclusivo y competitivo en todo el país.
Además de las licitaciones públicas, la ley elimina la obligación de contar con potencia firme para vender energía, abriendo el camino para acuerdos privados más flexibles. “Ahora se pueden firmar PPAs directamente con grandes usuarios, lo que amplía enormemente las posibilidades de financiamiento para proyectos renovables”, detalla Oviedo. Estos contratos, conocidos como Power Purchase Agreements (PPAs), brindan una alternativa atractiva a los generadores, que antes dependían exclusivamente de las distribuidoras.
Este cambio estructural fomenta la competencia por recursos eólicos y solares, permitiendo que los desarrolladores más eficientes y competitivos lideren el mercado. Según Oviedo, esta medida beneficiará tanto a los inversores como a los usuarios finales, al reducir los costos y garantizar un suministro más limpio y sostenible.
Un mercado renovable en expansión
Con estas reformas, Perú busca incorporar miles de megavatios de capacidad renovable en los próximos años. “El potencial del país en energía solar y eólica es enorme, y este marco legal nos permite aprovecharlo plenamente”, destaca Oviedo. Las licitaciones y los contratos entre privados generan la predictibilidad necesaria para garantizar el financiamiento de proyectos, una condición esencial para atraer inversiones internacionales.
El país cuenta además con una infraestructura de transmisión sólida y condiciones de estabilidad que lo posicionan como líder regional en la transición hacia energías limpias. Este crecimiento no solo permitirá satisfacer la creciente demanda energética, sino también reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero.
Reglamentación y servicios complementarios
Aunque la ley ya fue aprobada, su reglamentación tomará tiempo. Oviedo anticipa que el proceso se extenderá durante 2025, con la participación de consultores internacionales y revisiones públicas, por lo que uno de los temas que se debatirán en FES Perú 2025 será cómo se está reglamentando la Ley.
Paralelamente, esta normativa habilita al desarrollo de un mercado de servicios complementarios que incluirá sistemas de almacenamiento con baterías y tecnologías para la regulación de frecuencia y tensión.
Estos servicios, esenciales para mantener la estabilidad del sistema eléctrico, estarán regulados bajo un marco normativo que entrará en vigor en 2026. “Se está creando un nuevo agente en el mercado, similar a los generadores o transmisores, que deberá obtener una concesión para operar en este entorno competitivo”, explica Oviedo.
Sistemas aislados: energía renovable para regiones remotas
La extensión de licitaciones a sistemas aislados es otra innovación clave de la ley. Estas áreas, no conectadas al sistema eléctrico interconectado, ahora podrán desarrollar proyectos de generación renovable con contratos de largo plazo. “Es una medida extraordinaria porque fomenta el desarrollo en zonas remotas, asegurando precios predecibles y estabilidad financiera para los generadores”, señala Oviedo.
Este enfoque prioriza el uso de energías renovables, impulsando la sostenibilidad en regiones tradicionalmente marginadas y mejorando el acceso a la electricidad para comunidades locales.
Vive Energía, empresa mexicana que opera 210 MW de capacidad instalada propia y de terceros en distintos segmentos del mercado, busca encaminar nuevos proyectos renovables durante este sexenio.
“Tenemos una cartera importante a nivel nacional del orden de los 5 GW desarrollados durante los últimos años y con la cual estamos listos para poderle hacer frente a una posible nueva apertura del mercado mexicano”, declaró Benigno Villarreal del Río, director general de Vive Energía.
En conversación con Energía Estratégica, el ejecutivo destacó que el interés de la banca, tanto nacional como internacional, permanece sólido para acompañar a los privados con estos proyectos: “Hay mucho interés de la banca internacional y de la banca mexicana. Yo creo que el interés en el mercado mexicano siempre ha estado, lo que no ha habido es proyectos que se hayan materializado, al menos no en gran escala en los últimos años”.
Desde la perspectiva de Benigno Villarreal , un factor determinante para poder viabilizar nuevas inversiones en generación eólica o solar utility scale es despejar las incertidumbres sobre las reglas del juego que tiene no solo el sector privado sino también la banca.
De acuerdo con el referente empresario, “este primer trimestre del año será definitivo para entender cuál es la visión de la actual administración para poder lograr sus objetivos, y cómo la baja ya en leyes secundarias, reglamentos y, finalmente, cómo la materializa y cómo pretende administrar el crecimiento previsto”.
El gobierno solo ha anticipado como parte de su Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, que el 54% de la generación estará a cargo de la CFE, mientras que el 46% corresponderá al sector privado. No obstante, cómo operará el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y si existirán programas o incentivos específicos aún debe definirse.
Un marco que de certeza sería crucial para aumentar la confianza de los participantes del mercado. En atención a aquello, el debate en torno a las modificaciones a leyes secundarias que darían paso a brindar mayor claridad al mercado, buscarían iniciarse cuanto antes en febrero de 2025, durante el nuevo periodo legislativo del Congreso.
El sector renovable estima que serán necesarias inversiones del orden de 5,000 millones de dólares anuales para satisfacer la demanda de nueva generación al 2030. Por lo pronto, CFE destinaría en el orden de 1 millón de dólares anual; por lo que, Villarreal considera que la CFE debería al menos duplicar su inversión anual en 2025 y permitir que el resto provenga del sector privado: “Al final del día, se van a seguir requiriendo otros tantos por parte de la iniciativa privada”, apuntó.
Con una cartera de proyectos importante y atentos al desarrollo de las reglas del juego, los actores privados como Vive Energía se preparan para contribuir al crecimiento del sector renovable en México.
La expectativa es alta, pero el optimismo permanece moderado: “Me parece que se vienen buenos tiempos en México para la energía renovable, lo que no sabemos es cómo”, concluyó Benigno Villarreal del Río, director general de Vive Energía.
Runergy acelera la innovación en energía solar apostando por el desarrollo de tecnologías que potencien el rendimiento y reduzcan costos, como los paneles bifaciales que aumentan la eficiencia y maximizan la producción.
“Esta tecnología permite producir más energía por unidad de área, optimizando recursos y reduciendo los costos por kilovatio generado,” asegura Omar Ávila, Regional Sales Manager de Runergy.
Durante Future Energy Summit Colombia el gerente de ventas regional señala que la estrategia de la compañía no solo busca fortalecer su presencia en Latinoamérica, sino también abordar los retos regulatorios que enfrentan en la región.
“Nuestro principal objetivo es posicionar la marca en mercados como el latinoamericano,” explica Ávila, resaltando el compromiso de Runergy con la bancabilidad, altos estándares de Tier 1 y políticas claras de ESG. Este enfoque diferencial, afirma, les permitirá destacarse entre otros actores del mercado.
Este fabricante se centra en liderar la industria fotovoltaica mediante la eficiencia de sus productos y la innovación tecnológica. Ávila enfatiza que la producción de paneles bifaciales de alta eficiencia no solo incrementa la generación energética, sino que también reduce los costos logísticos asociados.
“Runergy ha enfocado sus esfuerzos en tratar de producir a mayor escala paneles bifaciales, inclusive en tamaños pequeños, para optimizar esa producción energética y evitar así llevar más unidades cuando los proyectos lo requieren”.
Siguiendo su análisis, “optimizar la producción energética y disminuir costos de transporte permite a los desarrolladores manejar mejor el CAPEX en sus proyectos”.
Con la incorporación de tecnología N-Type como estándar de la industria, Runergy supera los límites de la tecnología P-Type, que ha quedado relegada a aplicaciones específicas. Además, el diseño de paneles más compactos facilita el transporte, incrementando la cantidad de kilovatios pico por contenedor.
“Transportar más megavatios en menos espacio es una gran ventaja, especialmente cuando las fluctuaciones globales afectan los costos logísticos,” comenta el directivo.
A pesar de las altas perspectivas de crecimiento en la región, los desafíos regulatorios siguen siendo una barrera significativa para la expansión de Runergy y otros fabricantes en Latinoamérica. Ávila subraya que estos problemas afectan a toda la cadena de valor.
“Necesitamos que los gobiernos y entidades como la UPME agilicen los procesos y fortalezcan las regulaciones, de lo contrario, seguiremos estancados,” menciona.
La falta de avances en los marcos regulatorios no es exclusiva de Colombia; también ocurre en Perú y Ecuador, donde los proyectos avanzan a un ritmo más lento de lo esperado. Según Ávila, mejorar este aspecto es clave para evitar la pérdida de interés de inversionistas y fabricantes en la región.
“El fortalecimiento regulatorio no solo permitirá avanzar más rápido, sino también mantener el interés de las empresas en invertir en Latinoamérica,” sostiene.
A pesar de los retos, Runergy identifica grandes oportunidades en Latinoamérica. Ávila destaca el potencial de crecimiento en todos los segmentos del mercado. “Las oportunidades están desde grandes proyectos hasta aquellos usuarios que exploran el uso de paneles solares en sus hogares,” afirma.
Durante el FES Chile 2024, evento organizado y producido por Future Energy Summit (FES), que convocó a más de 500 ejecutivos del Cono Sur, Mauricio González, Country Manager de Astronergy para Argentina, Chile, Paraguay y Uruguay, analizó el panorama actual del mercado fotovoltaico en la región. La compañía, reconocida por su liderazgo en innovación, centra su estrategia en la tecnología N-TYPE y módulos bifaciales, ofreciendo soluciones adaptadas tanto para distribución como para grandes proyectos.
“En Chile, la demanda de módulos fotovoltaicos ha crecido exponencialmente debido al aumento en las tarifas eléctricas”, asegura González. Actualmente, la empresa colabora con cinco distribuidores clave que han incrementado drásticamente sus pedidos. “Hemos pasado de solicitudes trimestrales a requerimientos mensuales de contenedores completos, posicionando a Chile como un mercado estratégico para el próximo año”, señala.
En Argentina, el crecimiento también es notable. A través de su distribuidor en San Juan, Acermat, Astronergy abastece un volumen de hasta 15 MW trimestrales en generación distribuida. “Hoy atendemos a más de 20 clientes en Argentina y ya contamos con el 15% del mercado. Nuestra meta es alcanzar el 30% a corto plazo”, enfatiza González, destacando las oportunidades en proyectos utility y licitaciones.
En Uruguay y Paraguay, aunque las cifras son más modestas, Astronergy avanza en negociaciones con distribuidores locales para establecer presencia en estos mercados emergentes. “Estos países ofrecen un potencial interesante para nuestras soluciones fotovoltaicas personalizadas”, explica González.
La oferta tecnológica de Astronergy, basada en la innovadora tecnología N-TYPE, ha sido reconocida globalmente, como lo demuestran las certificaciones del RETC obtenidas por su línea ASTRO N7, que combina alta eficiencia, rendimiento superior y durabilidad. “Nuestros módulos, con potencias de hasta 705 W, destacan por su diseño bifacial, que asegura una mayor captación de luz y una garantía competitiva de hasta 30 años”, explica González. La versatilidad de estos productos permite aplicaciones en techos solares, carports y grandes instalaciones utility.
En el mercado chileno, la compañía trabaja activamente en proyectos PMGD, mientras que en Argentina se destacan las oportunidades en generación distribuida, donde cada proyecto puede alcanzar hasta 12 MW. “Esto nos permite atender una variedad de clientes y diversificar nuestras aplicaciones”, agrega el ejecutivo.
Astronergy continúa posicionándose como un socio estratégico para la transición energética en Sudamérica. “Nuestro compromiso es liderar con innovación y sostenibilidad, fortaleciendo la presencia en mercados clave y explorando nuevas oportunidades en la región”, concluye González.
El Gobierno nacional anunció la puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes, una infraestructura clave que permitirá aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Mercedes-Cardales en 6 millones de metros cúbicos diarios, alcanzando un total de 15 millones de metros cúbicos diarios. Y permitirá sustituir importaciones de GNL con un ahorro proyectado de hasta 2.5 millones de dólares diarios.
La puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes representa un hito para la gestión puesto que beneficia a zonas de consumo y productivas del centro del país.
Es una obra complementaria del Gasoducto Mercedes-Cardales, inaugurado durante la gestión anterior, que, a su vez, forma parte de las obras complementarias del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK).
“Este proyecto refuerza el compromiso del Gobierno nacional de potenciar el sector energético como motor del crecimiento económico”, se indicó.
En diciembre de 2023, la construcción tenía un avance del 60 %, pese a que debía haber estado terminada en julio del mismo año.
El proyecto estaba afectado por reclamos de contratistas sin resolver, retrasos en la aprobación de SIRAS que complicaron la importación de materiales, una deuda de 2 millones de dólares y una actualización de precios pendiente, desde enero de 2023, por 4.5 millones de dólares, se describió.
El Gobierno nacional decidió finalizar esta obra fundamental para concluir el Gasoducto Mercedes-Cardales y que ya estaba iniciada.
“Cabe destacar que ya no será el Estado nacional quien realice este tipo de obras, sino que el sector privado será el responsable desarrollar los proyectos de infraestructura energética”, señaló el Ministerio de Economía.
Antaisolar, experto en soluciones de sistemas de montaje fotovoltaico digital e inteligente, ha publicado oficialmente su primer informe sobre Medio Ambiente, Sociedad y Gobernanza (ESG), marcando un paso significativo en su compromiso con el desarrollo sostenible.
El informe presenta la visión, logros y objetivos futuros de Antaisolar en materia de ESG, centrados en su nueva estrategia de desarrollo sostenible, denominada 「RAISE」, que se alinea perfectamente con su lema: «RAISE a Green World» («Construyamos un Mundo Verde»).
La estrategia RAISE se basa en cinco pilares fundamentales: Robustez, Avance, Inclusividad, Simbiosis y Compromiso.
En este primer informe ESG, Antaisolar destaca sus ambiciosos objetivos ambientales y los hitos alcanzados.
Objetivos Ambientales:
Antaisolar ha establecido metas claras para los próximos cinco años, abarcando emisiones de carbono, materiales reciclados, metales pesados, agua reutilizada, empaques reciclables y vehículos eléctricos en sus operaciones fabriles. En particular, la empresa planea lograr la neutralidad de carbono operacional al 100% para 2025 y la neutralidad de carbono en la producción al 80% para 2028. Estas metas reflejan el firme compromiso de Antaisolar con el desarrollo sostenible.
Para alcanzar estos objetivos, Antaisolar ha realizado esfuerzos significativos y logrado avances destacados:
Medio Ambiente: Antaisolar se adhiere a los principios de economía circular para mejorar la eficiencia y el reciclaje de recursos en todas sus operaciones. La empresa ha implementado completamente el sistema de gestión ambiental ISO 14001 y cumple con las normativas globales sobre emisiones de aguas residuales y gases. Además, genera 478,74 MWh de electricidad mediante sistemas fotovoltaicos en los techos de sus fábricas y gestiona eficazmente los residuos sólidos, como el aluminio y el acero al carbono.
Social: La compañía ha invertido 38,3 millones de RMB en I+D, cuenta con 99 expertos en el área y destina el 3,35% de sus ingresos a la innovación en materiales, estructuras y algoritmos inteligentes. Antaisolar también prioriza la diversidad en su plantilla, con un 47% de empleados mujeres, e invierte 430.000 RMB en formación, ofreciendo un promedio de 28 horas de desarrollo de habilidades por empleado.
Gobernanza: Antaisolar da prioridad al desarrollo de productos y la garantía de calidad, con un fuerte compromiso con las prácticas ambientales y éticas. Esta dedicación le valió el Premio de Bronce ECOVADIS en 2023, que reconoce su liderazgo en responsabilidad corporativa.
«El desarrollo sostenible no es solo un objetivo, es una responsabilidad y un compromiso con las generaciones futuras,» dijo Jasmine Huang, CEO de Antaisolar. El informe ESG de Antaisolar refleja su dedicación a alinear el éxito empresarial con la preservación ambiental, la responsabilidad social y una gobernanza sólida, sentando una base sólida para continuar liderando en el sector de las energías renovables.
Para obtener más información, visita www.antaisolar.com y consulta el informe ESG completo.
Pluspetrol informó que ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista. Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros que conectará Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil.
Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios. A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
Pluspetrol se unió a YPF, PAE, Pampa y Vista. en Vaca Muerta Sur.
Esta participación requerirá una inversión aproximada de US$ 3000 millones. La misma se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027.
“De esta forma, Pluspetrol se consolida como protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”, destacó la empresa en un comunicado difundido este jueves.
La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr US$ 15.000 millones de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de US$ 20.000 millones.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) colaboró con la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), en la realización de un informe estratégico que plantea diversos escenarios a futuro sobre la demanda de insumos químicos derivados del creciente desarrollo de la industria minera del litio en el país.
Este informe, del cual participó TAGING (empresa argentina que brinda servicios diferenciales de diseño, auditoría y mejora de procesos para la Industria del Litio), que se enmarca en el análisis de las proyecciones de crecimiento de la minería del litio, examina cómo las inversiones en este sector y la expansión de la producción de litio impactarán directamente en la demanda de productos químicos clave. Dichos insumos son esenciales tanto para la extracción como para el procesamiento del litio, y son de particular relevancia para la industria química y petroquímica nacional.
El informe
El informe también analiza los desafíos y las oportunidades que enfrentarán las empresas del sector químico y petroquímico argentino para abastecer este aumento en la demanda, destacando la necesidad de fortalecer la infraestructura industrial y promover la innovación tecnológica en el ámbito de la producción de insumos para la minería.
La directora ejecutiva de CAEM, Alejandra Cardona, señaló que “el crecimiento de la industria minera del litio es una gran oportunidad para la Argentina, y el sector químico tiene un rol fundamental en este proceso. Este informe es clave para identificar los pasos a seguir para optimizar la integración de ambos sectores, generando valor agregado y empleo local«.
Por su parte, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, enfatizó que “la industria química y petroquímica del país está en una posición estratégica para proveer los insumos que necesita la minería del litio, y es fundamental que trabajemos de manera conjunta para asegurar que el crecimiento de este sector se traduzca en desarrollo económico sostenible para la Argentina«.
Litio
La producción de litio en la Argentina ha mostrado un notable aumento en los últimos años. En 2023, la producción alcanzó las 45,94 mil toneladas de litio, medido en carbonato de litio equivalente (LCE), lo que representó un crecimiento del 31% respecto al año anterior.
Además, en el primer semestre de 2024 la Argentina se posicionó como el 4to productor de litio a nivel global, ya que la producción superó las 31 mil toneladas LCE, lo que refleja un incremento aún mayor del 63% en comparación con el mismo período de 2023. Este incremento es un claro indicio del fuerte crecimiento de la industria minera del litio en el país, que sigue ampliando sus capacidades operativas y atrayendo nuevos proyectos.
Es importante destacar que la minería de litio en salmueras es una industria intensiva en procesos químicos. Según S&P Capital IQ, los reactivos representan en promedio el 48% de los costos de producción del carbonato de litio en Argentina, lo que convierte a los insumos químicos en el principal costo operativo de la minería del litio. Por lo tanto, la industria química se posiciona como un actor clave en la competitividad del sector minero de litio, ya que su capacidad para abastecer de manera eficiente estos insumos será determinante para el éxito y la sostenibilidad de la actividad.
En un contexto de crecimiento de la producción, el presente trabajo busca dar cuenta de las necesidades de insumos químicos, requerimientos técnicos y la capacidad de abastecimiento local. La calidad de la producción local de insumos químicos será un factor determinante para alcanzar los altos estándares de pureza que demanda la minería de litio, un aspecto crucial para mantener la competitividad del sector.
Además, dado que los insumos químicos representan el principal costo operativo en la minería del litio, la capacidad de la industria química local para ofrecer productos de alta calidad a precios competitivos será clave para el desarrollo de la industria minera en Argentina. En este sentido, la estrecha colaboración entre ambos sectores, el minero y el químico, será fundamental para asegurar el éxito de los proyectos de litio en el país.
El desarrollo de la minería de litio en Argentina aumentará la demanda de insumos químicos, que para su producción en la zona del NOA requerirá acceso a recursos críticos que van desde la energía eléctrica, gas natural y el agua hasta una adecuada disponibilidad de mano de obra altamente calificada. Estas condiciones son esenciales para asegurar la viabilidad y sostenibilidad de los proyectos mineros en el NOA y otras regiones. La competitividad de estos proyectos dependerá en gran medida de la capacidad de Argentina para ofrecer un entorno favorable para el desarrollo de inversiones.
Este análisis en conjunto de CAEM, CIQyP® y TAGING mediante el informe refleja la visión compartida de los sectores involucrados en torno a las potencialidades del litio, y abre la puerta a nuevas oportunidades para el sector industrial y empresarial argentino, según destacaron.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un Project Development Agreement (PDA, por sus siglas en inglés) para el desarrollo de Argentina LNG, el megaproyecto para la licuefacción de gas de Vaca Muerta para su exportación a los mercados mundiales. El acuerdo entre las petroleras se cerró en La Haya, Países Bajos.
A partir de la firma, las compañías se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase de la iniciativa Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Con el ingreso de Shell, finalizó la participación de Petronas como socio de YPF. Aun así, ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers.
Impacto
Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA). Frente a este escenario, Marín expresó: “Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a la Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”.
“YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, destacaron desde la petrolera.
El proyecto
Argentina LNG es un proyecto de licuefacción de gas natural de gran escala que se desarrollará con los recursos de Vaca Muerta. Comenzará con dos unidades de licuefacción flotantes y luego ampliará su capacidad con la construcción de una planta modular terrestre, en dos fases, que estará ubicada en la localidad de Sierra Grande, Río Negro, con una capacidad de 10 Mtpa.
La obra comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos de 580 kilómetros de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en la ciudad rionegrina, en las costas del Océano Atlántico.
Impulso
Uno de los ejes del Plan 4×4 que impulsa Marín es que YPF enfoque su actividad en Vaca Muerta. Es por esto que desde la compañía decidieron fortalecer su portfolio en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG.
Respecto a esta decisión, esta semana la compañía confirmó también que cerró la compra de Sierra Chata, el último activo que poseía ExxonMobil en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento con muy buena productividad de shale gas operado por Pampa Energía, compañía a su vez posee el 45,55% del capital social.
ExxonMobil ha anunciado un proyecto que busca abordar el alto consumo energético de los data centers, esenciales para el crecimiento de la inteligencia artificial (IA), mediante la integración de tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS). La iniciativa contempla la construcción de una planta que generaría más de 1.5 gigavatios de electricidad confiable a partir de gas natural y que, según la compañía, podría capturar más del 90 % de las emisiones de CO2 asociadas, para su posterior almacenamiento en depósitos subterráneos.
El proyecto, aún en fase de diseño y desarrollo, está dirigido a satisfacer la creciente demanda de energía impulsada por el auge de la IA y, al mismo tiempo, reducir la huella de carbono de los centros de datos. ExxonMobil estima que este sector podría representar hasta el 20 % del mercado global de CCS para 2050, consolidándose como un área estratégica para la expansión de esta tecnología.
Una de las características destacadas del proyecto sería su independencia de las redes eléctricas tradicionales, lo que permitiría una implementación más rápida en comparación con otras alternativas, como la energía nuclear. Esto lo convertiría en una opción viable para cubrir las necesidades energéticas de manera ágil y eficiente, en un contexto donde el desarrollo tecnológico exige soluciones inmediatas.
El anuncio se alinea con la estrategia de ExxonMobil para aplicar CCS en sectores como el acero, el hidrógeno y el amoníaco. La empresa ya ha establecido acuerdos para almacenar más de 14 millones de toneladas de CO2 al año, lo que, según afirman, la posiciona como líder en este campo.
La ubicación del proyecto en el Golfo de México también responde a ventajas logísticas y geográficas, como la proximidad a infraestructuras de gasoductos y sitios de almacenamiento de CO2. Además, regiones como Texas, Luisiana y Misisipi concentran una parte importante de la actividad manufacturera de Estados Unidos, lo que podría facilitar la integración de estas tecnologías en la industria.
Aunque el proyecto aún está en una etapa preliminar, ExxonMobil señala que busca contribuir a la transición hacia una economía de bajas emisiones y cubrir la creciente demanda energética de sectores estratégicos como la IA. Su desarrollo plantea interrogantes sobre la viabilidad técnica y económica de estas soluciones, pero también destaca el potencial de la tecnología CCS como herramienta para enfrentar los desafíos climáticos globales.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.
El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).
“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Comopionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”, afirmó el presidente de YPF.
Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta. YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL.
El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos.
Acerca del proyecto Argentina LNG
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.
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La empresa de retail Pardo abrió un nuevo local en Añelo para suministrar sus productos a las empresas que operan en Vaca Muerta. La nueva sucursal forma parte del plan que posee la compañía de abastecer a la industria y ocupar un rol clave como proveedor de servicios.
El nuevo local está ubicado sobre la Ruta Provincial N°7, en el Complejo Nuevo Añelo. Su inauguración oficial se realizará este miércoles 19 de diciembre a las 18:00 y habrá sorteos para todos los que se acerquen a la apertura.
El objetivo de Pardo, que tiene presencia en Buenos Aires, Neuquén, Río Negro, Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y San Luis a través de 75 sucursales, es garantizar la venta de electrodomésticos y artículos para el hogar y también, con sus productos, acompañar el crecimiento del sector energético y corporativo. Es por esto que la firma ha desarrollado un departamento especializado con el fin de atender la demanda de mobiliarios y tecnología en módulos habitacionales y oficinas, sobre todo en áreas vinculadas a la industria petrolera.
Gustavo López, gerente general de Pardo, expresó: “Cuando llegamos a Neuquén, hace ya dos años, nos quedamos sorprendidos por el nivel de actividad que había en la zona. Hoy estamos muy contentos por el desempeño. Analizamos que la zona oeste estaba creciendo y buscamos oportunidades. En la actualidad, Añelo es la ciudad de mayor crecimiento en lo que es la densidad de población. Se están registrando muchas inversiones y hay un crecimiento económico muy importante. Y consideramos que ser pioneros como casa de retail nacional desembarcando allí era una gran posibilidad”.
El gerente general de Pardo consideró que el desarrollo que se está registrando en Añelo es impresionante. “Queremos ser un proveedor estratégico y suministrar diferentes productos como herramientas, colchones, línea blanca, motos, bicicletas, productos de tecnología, para que los trabajadores de la industria puedan encontrar en sus trabajos lo más parecido a un hogar”, aseguró López.
Llegada a Añelo
El referente de Pardo precisó que el desembarco en Añelo surge de un plan diseñado por la compañía en sintonía con diferentes sectores. En ese sentido, López detalló: “Tenemos acuerdos con nuestros proveedores. Nuestro centro de distribución se encuentra en Pergamino, Buenos Aires, pero hemos sellado alianzas con ellos para que nos puedan entregar los productos en Añelo y así acelerar el proceso logístico y poder tener la distribución asegurada”.
“Añelo no tenía una solución tan integral como esta. Para los locales y la industria, tener una casa de retail en la zona es fundamental. Las empresas estaban acostumbradas a solicitar los productos que ofrecemos desde Neuquén o Buenos Aires y debían afrontar los gastos logísticos. Hoy nosotros podemos solucionar eso. Tenemos stock suficiente para poder abastecer a Vaca Muerta. Vamos a desarrollar acuerdos corporativos. Estamos evaluando la posibilidad de que se puedan desarrollar cuentas corrientes para que las compañías puedan retirar productos y encontrar el mejor medio de pago”, indicó López.
Marcos Galián, responsable de Comunicación, Marketing y Nuevos Proyectos de Pardo para la Patagonia, quien expresó: “Es muy importante lo que está logrando Pardo en la región del Alto Valle y ahora también en Vaca Muerta, como marca líder del sector de venta en electrodomésticos, tecnología y muebles para el hogar. Además, ahora sumamos un nuevo departamento de negocios corporativos, algo totalmente nuevo en la zona que nadie había desarrollado. También, un punto de venta estratégico en Añelo, sobre ruta provincial N° 7. Se trata de un complejo armado para que las empresas se puedan stockear de la mercadería que les haga falta”.
Sinergia e impacto
El encargado de Comunicación y Marketing exhibió que en los10 días que lleva abierto el local ya se acercaron cuatro operadoras y más de 30 empresas de servicios del sector de Oil&Gas para poder equipar sus empresas con cocinas, aires acondicionados, termotanques y hasta neumáticos. “En poco tiempo ya nos posicionamos y eso, a su vez, da cuenta de la necesidad que hay en el sector”, aseveró.
Galián también contó: “Tuvimos una reunión con el intendente de Añelo, Fernando Banderet, quien se mostró muy contento con la inversión realizada”. También adelantó: “Sellamos un compromiso de acompañamiento para las acciones que llevará adelante el Municipio. Nuestro objetivo es colaborar. Por eso, en los próximos días vamos a donar algunos artículos a quienes más lo necesiten. Sabemos del impacto que vamos a tener en la zona, y como decimos con el equipo de Pardo nacional: ‘Llegamos para equipar Vaca Muerta con lo último en tecnología y muebles para la industria del Oil&Gas’«.
Innovación: el bot que utiliza Inteligencia Artificial
Como parte de su plan de expansión, Pardo ha incorporado a MANU. Se trata del primer bot con inteligencia artificial en un eCommerce argentino. La herramienta está diseñada para interactuar con los clientes. Cada usuario puede realizar comparaciones entre los diferentes productos disponibles que ofrece la empresa, tener información detallada, saber las opciones de pago y promociones a través del intercambio con MANU.
Asimismo, el bot proporciona asistencia en tiempo real para consultas sobre el estado de las compras y facilita la obtención de créditos personales de manera segura y ágil.
López detalló cómo fue el proceso de incorporación de MANU en la web de Pardo y aseguró: “Fuimos uno de los primeros que pudimos incorporar la Inteligencia Artificial en la web. MANU ha aprendido y puede solucionar cualquier consulta que se le haga. Hace recomendaciones entre los requerimientos del cliente. Es una experiencia de compra totalmente diferente. Se complementa con los asesores de venta que tenemos en cada una de nuestras sucursales. El retail está pasando por un momento de transformación y, si bien, las sucursales siguen teniendo un lugar importante, el avance del ecommerce es innegable”.
Los planes de incremento de la producción de los cuantiosos recursos no convencionales de gas y petróleo almacenados en la formación Vaca Muerta, anunciados por las distintas compañías operadoras, traen aparejados importantes desafíos técnicos a toda su extensa cadena de valor. Dentro de este marco, y con el objetivo de aportar a la eficiencia, productividad y sustentabilidad de las operaciones, el martes 10 de diciembre, Moto Mecánica Argentina, empresa industrial argentina con 95 años de trayectoria en el país, llevó a cabo en la ciudad de Neuquén una Jornada Técnica donde se presentaron y debatieron distintas estrategias y soluciones en el manejo y control de arena en las operaciones de los yacimientos no convencionales.
La Jornada comenzó con la presentación de las distintas tecnologías de uso en los yacimientos shale de Estados Unidos, llevada a cabo por Jake Feil, ingeniero mecánico, presidente y CEO de la empresa SandPro, con base en Dakota del Norte. El Ing.Feil cuenta con una vasta experiencia en el manejo de arena, el control de presión y la protección de la integridad de las instalaciones de superficie.
También participó Jason Pitcher, geólogo y director de desarrollo técnico de Kayros Resources, basado en Houston, Texas. M.C. Pitcher ha liderado diversas operaciones alrededor del mundo y actualmente está enfocado en el desarrollo de soluciones tecnológicas en completación e instalaciones de superficie, sectores donde la digitalización y la automatización cumplen un rol fundamental.
Soluciones
Pablo Pasquinelli, responsable de proyectos de desarrollo de soluciones de automatización de MMi, división de Innovación de Moto Mecánica Argentina, mostró casos concretos de soluciones autónomas desarrolladas especialmente para operaciones en Vaca Muerta, controladas y operadas a distancia.
Participaron de esta jornada profesionales de las empresas operadoras más importantes de la cuenca neuquina, quienes enfrentan en su trabajo diario los desafíos que presentan el desarrollo de los yacimientos no convencionales respecto de la integridad y eficiencia de las instalaciones de producción.
Entre las conclusiones del debate técnico, se destacó la necesidad de una mirada integral del proceso de mitigación de arena a lo largo de las distintas etapas de producción de cada pozo, la importancia del estudio de la arena retenida en cada etapa, el balance entre la eficiencia y los costos de las soluciones a implementar, y las posibilidades que surgen de la incorporación de nuevas tecnologías de automatización digital en los procesos.
La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y la Dirección de Estadísticas Provinciales (DPE) del Ministerio de Economía de la provincia de Buenos Aires presentaron los resultados de la primera Encuesta Provincial de Consumo Energético para Uso Residencial (EPCER 2023) con el objetivo de conocer las condiciones de acceso y uso de la energía de los bonaerenses para diseñar políticas que impulsen el uso consciente y eficiente de los recursos estratégicos. De los principales resultados, se desprende que el 94,9% de los hogares de la Provincia tienen una conexión formal a la red eléctrica. También, que las conexiones informales tuvieron una mayor presencia en partidos del Gran Buenos Aires que en el Interior de la Provincia
La encuesta se realizó sobre una muestra de 10.000 viviendas distribuidas a través del territorio bonaerense que permitió obtener resultados no solo de la población provincial en su conjunto, sino de los 16 dominios estadísticos en forma individual.
Resultados
En cuanto a la electricidad, se relevó que el 30,6% de los hogares bonaerenses tiene equipamiento para la conservación de más de 10 años de antigüedad. En los últimos 12 meses, un 23,1% de los hogares registró algún evento de riesgo.
El 43,4% de los hogares usa un equipo de aire acondicionado para la refrigeración de ambientes y el 55,9% utiliza artefactos eléctricos para la calefacción de ambientes. A su vez, el 52,4% de los hogares emplea artefactos eléctricos para la cocción mientras que el 98,4% tiene equipamiento eléctrico destinado a la conservación de alimentos.
El 90,2% de los hogares con acceso a electricidad usa algún artefacto para el lavado y secado de ropa y el 37,2% emplea artefactos eléctricos para el calentamiento de agua.
Respecto al gas, en la Provincia el 66,1% de los hogares accede al gas de red, el 63,5% de los hogares con este tipo de suministro usa artefactos para la calefacción de ambientes y el 95,2% de los hogares con acceso a gas de red utilizan artefactos destinados a la cocción. Además, el 77,1% de los hogares emplea equipamiento que funciona con gas de red para el calentamiento de agua.
Desde la Provincia destacaron que “se buscó conocer las pautas de consumo poniendo foco tanto en el uso habitual de la energía, tanto en los meses de invierno como de verano. Además, se relevó información acerca de la antigüedad de los electrodomésticos, de manera tal de poder estimar el consumo de energía por hogar».
Como se señaló, el objetivo del trabajo es que los resultados sirvan de base para determinar políticas públicas vinculadas a la eficiencia energética y diseñar indicadores de pobreza y vulnerabilidad energética. “Esta encuesta nos permite salir de la idea de que la tarifa es la única variable para mejorar el consumo. A partir de conocer cómo son los consumos, se pueden diseñar políticas que puedan colaborar con un consumo más eficiente. Se trata de la constitución de una línea de base para conocer pautas y hábitos de consumo de la energía focalizando en los distintos momentos del año”, aseguro el Subsecretario de Energía Gastón Ghioni.
Más estadísticas
De la encuesta, se desprende que de la totalidad de hogares que accedían al gas, el 33,9% utiliza gas envasado. El 15,6% de los hogares que utiliza este tipo de gas emplea algún artefacto de calefacción que funciona con esta energía y el 91,9% de los que usan gas envasado emplean artefactos para la cocción de alimentos.
En lo relacionado con las dificultades respecto el acceso a los servicios y confort, se conoció que un 15% de los hogares con conexión formal a la red eléctrica había tenido algún retraso en el pago del servicio. A su vez, entre los hogares que accedían al gas de red, el 9,4% había tenido retraso en el pago del servicio.
Un 7,4% tuvo un cese en el acceso a alguna fuente energética (electricidad o gas) debido a dificultades económicas. Más de la mitad de los hogares, el 50,8%, había realizado la solicitud para mantener los subsidios energéticos, y el 66,3% de las viviendas lograba mantener adecuadamente la calefacción durante el invierno.
La encuesta
Según precisaron desde la Provincia, para la realización de la encuesta se optó por un relevamiento con entrevistas directas administradas por un encuestador (cara a cara) mediante una aplicación de un dispositivo móvil en el entorno del Open Data Kit (ODK), un software de código abierto que permitió recopilar, administrar y usar datos en entornos con recursos limitados, sin conexión con dispositivos móviles en áreas remotas, pudiendo acceder al envío de los datos a un servidor cuando la conectividad a Internet estuviera disponible.
El desarrollo del entorno de gestión y del formulario digital corrieron por cuenta de la Dirección Provincial de Estadística (DPE), en tanto que en el diseño conceptual intervinieron equipos de la DPE, de la Subsecretaría de Energía y del Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido, de la Universidad Nacional de La Plata.
El cuestionario quedó estructurado en 17 bloques temáticos. Los dos primeros indagaron sobre las características habitacionales y el suministro energético de la vivienda. Los bloques subsiguientes buscaron relevar información sobre el equipamiento doméstico destinado a distintas funciones y a caracterizar su uso cotidiano.
A su vez, un bloque de preguntas apuntó a relevar información sobre la seguridad de la instalación eléctrica de la vivienda y la calidad del suministro eléctrico. Por último, la encuesta relevó información sociodemográfica sobre los componentes del hogar.
El trabajo fue diseñado por la Subsecretaría de Energía y la Dirección Provincial de Estadísticas y contó con la colaboración de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), el Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido (IIPAC) de la Universidad Nacional de La Plata y con financiamiento del Banco Mundial en el marco del Programa de Redes de Protección Social BIRF 9007-AR. Su diseño logró representatividad a nivel provincial y de dominios de estimación, permitiendo estimar los principales costos energéticos y reflejar la diversidad en cuanto al acceso, la utilización y la calidad del consumo energético en la provincia de Buenos Aires.
El foco central fue conocer los hábitos de consumo, la eficiencia energética (poniendo el eje en características edilicias, antigüedad del equipamiento en los hogares), así como también conocer los eventos de riesgo eléctrico en la provincia de Buenos Aires.
Para acceder al informe completo y visualizar los datos interactivos ingresar a:
“Crezcamos juntos”. Con estas palabras el gobernador Rolando Figueroa inició su alocución esta mañana en el Encuentro de Integración Biobío-Neuquén. Junto a su par de esa región trasandina, Rodrigo Díaz Worner y el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, integró el panel “Desafío y Oportunidades”.
“Vaca Muerta queda a 200 kilómetros del Biobío”, indicó Figueroa y convocó a los representantes del sector público y más de 160 empresas privadas de Chile que asistieron al evento a aprovechar el gas natural neuquino para industrializar más barato, ser más competitivos y llegar a todos los domicilios. “Cómo no nos vamos a poder poner de acuerdo para crecer juntos -se preguntó-. Sería un fracaso de nuestra parte y no nos podemos permitir eso”.
“Si nos perdemos esta oportunidad de vender nuestro gas rápidamente para generar desarrollo a Latinoamérica y si Chile se pierde la oportunidad de tener el segundo yacimiento de gas más importante del mundo a 200 kilómetros, con la posibilidad de hacerse un ducto y abastecer al país, creo que ahí está la gran respuesta: No podemos fallar generacionalmente en el deber que nos imponemos para el desarrollo de nuestras comunidades y países”, opinó.
En ese sentido consideró que esta “es la gran oportunidad de América para poder generar decisiones colectivas que nos hagan grandes y esas decisiones colectivas sin lugar a dudas parten de lo local”. Mencionó como ejemplo la integración que existe desde antaño entre las comunidades que residen a ambos lados de la Cordillera de los Andes y que fueron determinantes al hacer de Neuquén la provincia con la mayor cantidad de pasos fronterizos con Chile.
Se refirió también a proyectos centenarios, como el Ferrocarril Trasandino del Sur, que dan cuenta de ese impulso integrador y que tienen, en estos momentos, grandes posibilidades de concretarse.
“Si no aprovechamos cada una de las ventajas que tienen nuestras provincias y regiones sería un gran fracaso. Sería un gran fracaso para Neuquén no aprovechar la salida al Pacífico. Sería un gran fracaso para Chile no poder ingresar en la Argentina y salir al Atlántico por Neuquén. Tenemos oportunidades históricas. Creo que las inversiones que estamos desarrollando ambos países van a hacer que esto se incremente.”
Sobre el Encuentro
El encuentro constituyó una nueva muestra del entendimiento que existe entre ambas regiones, unidas por los Andes, y se suma a diversas acciones realizadas durante este año para avanzar en la importación del gas neuquino a Chile, el transporte bimodal y el impulso al intercambio comercial y turístico, entre otros temas.
En la ocasión se habló también sobre el Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) que rige a nivel nacional y la reciente propuesta que envió el gobernador a la Legislatura para crear un programa de similares características para incentivar la inversión en Neuquén.
A mediados de este año Figueroa y Díaz Worner firmaron el Memorándum de Entendimiento en Materia Energética (MdEE) en el cual trazaron los lineamientos para que la provincia del Neuquén, a través del gasoducto del Pacífico y del oleoducto Trasandino, pueda proveer de recursos energéticos vitales para sostener la importante actividad industrial en esa región de Chile que se caracteriza por la forestación, la producción de celulosa, la refinación de hidrocarburos y la siderurgia, entre otras actividades.
En el panel de apertura también participó el subsecretario de Energía de Chile Luis Felipe Ramos y Oscar Ferrer, Jefe de División Infraestructura y Transporte, fue el moderador.
La actividad continúa con una intensa agenda de actividades que incluye rondas de negocios empresariales y recorrido por infraestructura logística de la región del BIOBÍO. Si bien se invitó a cien empresas, el interés suscitado hizo que hoy participen más de 160 firmas del sector privado.
YPF y Shell firmarán un memorándum de entendimiento (MOU) para impulsar el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en Argentina, aprovechando el gas de Vaca Muerta. Este acuerdo, que será a 20 años, proyecta exportaciones de 10 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes al 30% de la producción nacional de gas. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, cerrará los detalles en los Países Bajos con el directorio de Shell.
El proyecto, que generará ingresos de 7.000 millones de dólares anuales a partir de 2027 o 2028, contempla la utilización de dos barcos para licuar gas en el Golfo San Matías, Río Negro. La tecnología permitirá comprimir el gas para su transporte marítimo. En 2025, una vez tomada la decisión final de inversión, las empresas buscarán beneficios fiscales bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Shell aportará conocimiento técnico y actuará como comprador principal del gas licuado, sustituyendo probablemente a Petronas, cuya participación en el proyecto aún no está definida. Con contratos a largo plazo, YPF podrá buscar financiamiento internacional mediante el modelo de “Project Finance”, donde los riesgos recaen sobre el proyecto y no sobre la empresa ni el país.
Para llevar el gas desde Vaca Muerta hasta las costas de Río Negro, se necesitarán gasoductos exclusivos de más de 400 kilómetros. El MOU no incluye una planta terrestre de licuefacción debido a los altos costos y riesgos asociados, optando por la flexibilidad económica que ofrecen los barcos. Además, YPF adquirió recientemente el campo Sierra Chata, cuya producción de gas también se destinará al proyecto de GNL.
Este desarrollo se da en un contexto de flexibilización del cepo cambiario por parte del gobierno de Javier Milei, que permite a las petroleras repatriar dólares obtenidos de proyectos en Vaca Muerta. Paralelamente, Southern Energy avanza en otro proyecto de exportación de GNL desde la Cuenca Austral, mostrando que la industria busca diversificar destinos y contratos para expandir las exportaciones de gas argentino.
En un movimiento estratégico que refuerza su compromiso con el desarrollo energético en Argentina, YPF anunció la adquisición del 100% de la participación que ExxonMobil Argentina y Qatar Energy poseían en la concesión no convencional del área Sierra Chata. Esta operación posiciona a la compañía como titular del 54% del bloque, compartiendo la participación con Pampa Energía, que seguirá siendo el operador del área.
Ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén, Sierra Chata abarca una extensión de 864 km² y es considerado uno de los activos de gas con mayor potencial dentro de Vaca Muerta. Este bloque, con sus recursos no convencionales, representa una pieza clave para la expansión de la producción de gas natural en Argentina, un recurso vital tanto para el mercado interno como para proyectos de exportación.
La compra no solo amplía la influencia de YPF en una de las formaciones geológicas más importantes del país, sino que también alinea los objetivos de la empresa con el desarrollo del proyecto Argentina LNG, destinado a consolidar a la nación como un actor relevante en el mercado global de gas natural licuado.
Un paso estratégico en el desarrollo energético
YPF ha adoptado una estrategia centrada en maximizar los recursos de Vaca Muerta, y esta adquisición refuerza su cartera de activos en gas, un sector esencial para la transición energética. El proyecto Argentina LNG busca aprovechar las ventajas competitivas de la producción de gas no convencional para posicionar a Argentina como un exportador de peso en los mercados internacionales.
Con esta operación, YPF no solo aumenta su participación en un bloque estratégico, sino que también fortalece su capacidad para influir en la dinámica del sector energético nacional e internacional.
Asociaciones y perspectivas futuras
Aunque YPF ha asumido el 54% de participación en Sierra Chata, el bloque seguirá siendo operado por Pampa Energía. Esta asociación combina la experiencia operativa de Pampa con la capacidad estratégica de YPF para financiar y liderar grandes proyectos energéticos.
La colaboración entre ambas compañías refleja un modelo de trabajo conjunto que podría ser replicado en otras áreas de Vaca Muerta, maximizando los beneficios económicos y energéticos para la región y el país.
Impacto en el desarrollo de Vaca Muerta
La adquisición subraya la relevancia de Sierra Chata dentro de los planes estratégicos de YPF. Como uno de los activos más prometedores de Vaca Muerta, su desarrollo no solo aumentará la producción de gas, sino que también contribuirá a diversificar la matriz energética argentina, generar empleos y atraer inversiones en infraestructura para la exportación de gas natural licuado.
La compra de Sierra Chata por parte de YPF es más que una simple operación comercial. Representa un paso decisivo en el fortalecimiento del liderazgo de la compañía en Vaca Muerta y en la consolidación de Argentina como un jugador estratégico en el mercado global de gas. Este avance no solo promete beneficios económicos, sino también un impacto significativo en el desarrollo energético del país y su transición hacia un futuro más sustentable.
El uranio gana cada vez más lugar en la minería nacional. Según un estudio de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera (DNPyEM) con base en la Agencia de Energía Nuclear, Argentina tiene uranio más que suficiente para abastecer todas las centrales nucleares del país.
Este informe dado a conocer recientemente por la Secretaría de Minería de la Nación, el país “posee 34.250 tn de recursos de uranio, suficientes para abastecer nuestras centrales nucleares con mineral de producción nacional”.
“Impulsar su inversión podría mejorar la balanza comercial y el desarrollo energético del país”, destaca el estudio de la DNPyEM. Los emprendimientos mineros de uranio se encuentran principalmente en la región patagónica.
El presidente Javier Milei firmó el Decreto 1106/2024, que prorroga por diez años la concesión otorgada a YPF S.A. para el transporte de petróleo crudo desde la Cuenca Neuquina hasta la frontera con Chile.
La extensión entrará en vigor el 29 de diciembre de 2027 y tiene como objetivo potenciar la exportación y el abastecimiento interno a través del Oleoducto Trasandino.
El decreto incluye la aprobación de un plan de inversiones por u$s33,6 millones que contempla mejoras en almacenamiento, tecnología, bombeo, y sistemas de seguridad.
Entre los proyectos destacados se encuentra el oleoducto Vaca Muerta Oil Norte, que conectará áreas de alta producción como Loma Campana y Bandurria Sur con el nodo Puesto Hernández, clave para integrar la producción local con mercados del Pacífico.
El Ejecutivo resaltó que la reactivación del Oleoducto Trasandino responde al crecimiento de la producción en Vaca Muerta y busca garantizar un sistema de transporte eficiente, mientras se cumplen estrictas normativas ambientales y de seguridad.
Según pudo saber la Agencia Noticias Argentinas, YPF deberá presentar informes anuales sobre el avance de las inversiones y mantener actualizada su inscripción en registros oficiales.
El texto también establece que las servidumbres de paso necesarias para la traza del oleoducto sean regularizadas en un plazo de 60 días, además de garantizar el cumplimiento de los requisitos para la exportación de hidrocarburos bajo las condiciones estipuladas por la ley.
YPF cerró la compra de Sierra Chata, el último activo que poseía ExxonMobil en Vaca Muerta, tal como había adelantado EconoJournal en octubre. Se trata de un yacimiento con muy buena productividad de shale gas operado por Pampa Energía, compañía a su vez posee el 45,55% del capital social.
Según precisaron desde la petrolera bajo control estatal: “Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en Vaca Muerta al fortalecer el portfolio de YPF en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG”.
Transacción
YPF compró el 100% de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión no convencional. Esta transacción se dio luego de que la petrolera norteamericana cambiara su estrategia inicial, que en un principio contemplaba el poder desprenderse de sus siete áreas en Vaca Muerta, hasta que luego decidió vender por separado la participación accionaria en el campo Sierra Chata.
Pampa era el gran candidato a quedarse con el porcentaje del campo que estaba en manos de ExxonMobil, pero desistió por no querer convalidar el precio de compra. Es por esto que YPF comenzó a tomar más fuerza para poder adquirir ese bloque a fin de apuntalar su proyecto de exportación.
El área
Sierra Chatase encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y cuenta con una superficie de 864 kilómetros cuadrados. YPF era la única petrolera de las que estaban en carrera que tenía interés en adquirir un campo eminentemente gasífero como este. Esto es así porqueTecpetrol, con Fortín de Piedra; Pluspetrol, con La Calera, y PAE, con Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro, ya cuentan con reservas de gas a largo plazo. En tanto que Vista está concentrado hoy en la producción de shale oil.
Otras áreas
Los otros seis activos petroleros que operaba ExxonMobil en Vaca Muerta fueron adquiridos por Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina. La compra fue por una cifra que supera los US$ 1700 millones eincluyó participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
A su vez, gracias a esta compra de activos la compañía – controlada por accionistas locales que no cotiza en bolsa- obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.
Seraphim, fabricante Tier 1 de paneles solares, anticipó su estrategia de negocios en Latinoamérica, apuntando a liderar en variedad de soluciones tecnológicas adaptadas a las condiciones climáticas y geográficas en las que se ubique cada proyecto.
En el marco del Future Energy Summit Colombia, Nicholas Serrano Cabeza, Latam Technical Manager de Seraphim, explicó: «Hoy en día en Latinoamérica tenemos aproximadamente ya 800 MW cerrados, esperando alcanzar la meta de 1 GW este año».
Uno de los retos que enfrentan mercados de la región como el colombiano es la necesidad de integrar más proyectos de energías renovables como complemento a la energía hidroeléctrica, que representa el 70% de la matriz energética. Serrano destacó que Seraphim ha desarrollado soluciones específicas para atender estas condiciones:
«Seraphim siempre busca entregar productos de la mayor calidad y compatibilidad, no solo con inversores y estructuras, sino también con las condiciones climáticas y geográficas de cualquier lugar del mundo», subrayó Serrano.
En zonas cálidas donde las temperaturas elevadas pueden reducir la eficiencia de los paneles solares, Seraphim recomienda especialmente módulos con tecnología HJT. Según Serrano: «Con nuestro módulo HJT, el coeficiente de temperatura es de -0,258, superior a los Topcon (-0,29) y PERC (-0,34), lo que significa menores pérdidas de energía en estas condiciones».
Por otra parte, en áreas donde el clima propenso al granizo puede ser un desafío, los módulos de Seraphim están diseñados para resistir condiciones extremas. Serrano precisó: «Además de las pruebas de la IEC 61215 y 61730, sometemos a nuestros módulos al Ice Ball Test, con condiciones superiores a la norma».
En su apuesta por la innovación, Seraphim lanzó recientemente un panel flexible que responde a las necesidades de los instaladores y epecistas en superficies complejas o regiones propensas a terremotos. Serrano explicó:
«Este panel flexible solo pesa 6 kilos, se puede instalar en curvaturas, además hay un ahorro significativo en que en instalación de economía y infraestructura, también en transporte, ya que digamos un panel convencional estamos entre los 380 kilowatts, 420, 450 kilowatts por container, con este módulo alcanzamos los 730 kilowatts por container.
«Ahí también hay un ahorro en mano de obra, en instalación y también en container. Entonces, no solamente es importante responder a las condiciones geográficas y climáticas, sino también entender el mercado de cada país y las necesidades o las dificultades de nuestros clientes».
Colombia y una apuesta estratégica
A medida que el crecimiento de proyectos renovables en Colombia enfrenta desafíos de transmisión energética, la empresa evalúa nuevas oportunidades para su línea de BESS (sistemas de almacenamiento de energía en baterías). Serrano detalló el rol clave de estas soluciones en el país:
«Los sistemas de almacenamiento ayudan a superar las sobrecargas en las líneas de transmisión y ofrecen aplicaciones críticas como la regulación de frecuencia, regulación de tensión y encendido en negro».
El ejecutivo también remarcó que los cuellos de botella en transmisión eléctrica y la falta de flexibilidad en permisos retrasan la entrada de proyectos renovables, pero insistió en el potencial del mercado colombiano: «Los recursos, las condiciones y las características del país hacen que Colombia pueda ser un líder energético en Latinoamérica».
«Sé que ya llegamos a la meta de 1 GW y que lo esperado son los 6 GW, pero aún queda mucho, mucho camino por recorrer», añadió en referencia al objetivo propuesto por autoridades de gobierno en Colombia.
Y concluyó con un llamado a la acción: «Han habido problemas, inconvenientes, desafíos, pero necesitamos siempre tener ese compromiso, tener fe, confiar que esa meta se puede alcanzar».
Nextracker, uno de los líderes mundiales en sistemas de seguimiento solar, ha experimentado un crecimiento significativo en Colombia. La compañía alcanzó 400 MW entre proyectos instalados o en ejecución, y proyecta duplicar aquel hito en poco tiempo.
Javier Salinas, Sales Manager para Latinoamérica en Nextracker, destaca que el país ofrece un potencial significativo, aunque existen desafíos importantes que pueden ralentizar su desarrollo.
“En Colombia ahora estamos cerca de 400 MW entre instalados o en ejecución, y nuestra perspectiva es llegar al doble, cerca del 1 GW, en menos de dos años”, manifiesta Salinas en Future Energy Summit Colombia.
Los trámites y procesos administrativos son uno de los principales desafíos a resolver para acelerar el crecimiento del sector. “Vemos muchas oportunidades de mejora en el tema de tramitología para nuestros principales clientes, como EPCs e IPPs. También para demoras en procesos críticos como la importación de equipos”, sostiene Salinas.
Según el ejecutivo, la importación siempre ha sido un reto muy importante por el tiempo que se necesita: “dos o tres meses para tener todo listo incluso antes de que salgan los embarques con el material que viene, por ejemplo, de China”.
“Todo este tema a los clientes les pone mucha presión, a nosotros también como fabricantes”, añade.
Salinas advierte que el crecimiento está estrechamente ligado a la factibilidad de los proyectos. “Muchos desarrollos están en la etapa de ready to build, con permisos y estudios ambientales completados. Pero ahora es momento de evaluar cuáles proyectos realmente se van a ejecutar”, detalla.
A pesar de los desafíos, Nextracker mantiene un pipeline optimista de entre 1 y 2 GW en Colombia de aquí a 2026, aunque la compañía enfatiza que el enfoque seguirá siendo la ejecución factible y sostenible de los proyectos.
La consolidación del mercado colombiano dependerá, en gran medida, de la mejora en procesos de tramitación e importación. Resolver estos desafíos no solo beneficiará a Nextracker, sino que también impulsará el crecimiento de la industria solar en el país.
Soluciones técnicas para un país complejo
Colombia se caracteriza por una topografía desafiante, con terrenos ubicados en laderas volcánicas, valles y suelos complicados. Frente a esta realidad, Nextracker ha implementado soluciones innovadoras como el tracker XTR.
“El XTR cuenta con tecnología de Terrain Following, lo que permite copiar el terreno y reducir al mínimo el movimiento de tierras. En un país con esta complejidad, esto es clave y está siendo muy valorado por nuestros clientes”, explica Salinas.
Esta tecnología no solo optimiza tiempos de ejecución, sino que también contribuye a la eficiencia económica de los proyectos al disminuir costos de preparación del terreno.
ContourGlobal ha anunciado su entrada en el mercado chileno de energías renovables con la adquisición de una cartera a gran escala de energía solar fotovoltaica y BESS de Grenergy (BME:GRE), un promotor de energías renovables que cotiza en bolsa en España y Productor Independiente de Energía (IPP) con una sólida trayectoria en el desarrollo, construcción y operación de activos de energías renovables en España, Estados Unidos y América Latina.
La transacción por más de US$900 millones de Enterprise Value (incluyendo deuda garantizada de financiamiento de proyectos por US$643 millones) comprende tres proyectos independientes en las regiones norteñas de Atacama (Quillagua I y II) y Tarapacá (Víctor Jara), con una capacidad de generación híbrida de energía solar fotovoltaica de 451 MWp y 2,5 GWh de BESS (correspondiente a hasta 6,5 horas de operación diaria). Situados en una zona desértica y minera, los proyectos generarán en régimen de casi 1.300 GWh/año de energía limpia, contribuyendo a la descarbonización de las industrias locales y al país en general.
Antonio Cammisecra, CEO de ContourGlobal, comentó: «La adquisición de este portafolio de Grenergy es un paso clave en la estrategia de ContourGlobal para convertirnos en un productor independiente de energía predominantemente renovable para 2030. Esto refuerza nuestra transición sostenible del parque térmico, la modernización de activos verdes existentes y el desarrollo ambicioso de nuevos proyectos renovables”.
“Además, marca un emocionante hito al ingresar al prometedor mercado chileno con activos ya en operación o en construcción, bajo un modelo de negocio que lidera la transición energética. Este modelo combina componentes fotovoltaicos que cargan baterías, permitiendo despachar energía solar también durante la noche, un enfoque que planeamos replicar en otros mercados para atender las necesidades emergentes de electricidad», subrayó.
David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy, agregó que «hemos generado un gran valor con esta transacción, que representa solo el 23% de Oasis de Atacama en Chile. Seguimos desarrollando muchos otros proyectos en el país con un modelo centrado en el almacenamiento que queremos replicar en otros mercados donde estamos presentes, como Estados Unidos y Europa. Estamos decididos a ser un referente mundial en almacenamiento en los próximos años. Ha sido un placer cerrar este acuerdo con ContourGlobal (KKR) y esperamos que sea el primero de muchos».
Sobre las plantas
El portafolio incluye los proyectos Quillagua (I y II), ubicados en Atacama, con un primer segmento de 103 MWp de energía solar fotovoltaica ya en operación y un segundo segmento en construcción con 118 MWp de capacidad fotovoltaica y 1,2 GWh de almacenamiento BESS, previsto para alcanzar su operación comercial (COD) en el tercer trimestre de 2025. Más al norte, en Tarapacá, el proyecto Víctor Jara, con una capacidad de 230 MWp de energía solar fotovoltaica combinada con 1,3 GWh de almacenamiento BESS, se encuentra en construcción y se espera que comience operaciones a principios de 2026.
El acuerdo incluye servicios de EPC proporcionados por Grenergy, que ya ha establecido acuerdos estratégicos para el suministro de equipos críticos, incluidas las baterías. Los proyectos están diseñados para que las plantas solares carguen las baterías y vendan solo el exceso de energía a la red. Las baterías despachan energía bajo el contrato PPA nocturno con una duración de hasta 6,5 horas, mientras que cualquier energía adicional se vende en el mercado mayorista
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presenta el «Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024», un informe que recopila datos energéticos oficiales de los 27 países miembros y refleja los avances significativos en el camino hacia una transición energética sostenible. Este documento ofrece una visión integral del progreso regional y de los desafíos que aún deben superarse para garantizar un futuro energético limpio y sostenible.
Principales hitos en 2023 y perspectivas para 2024:
Capacidad renovable en aumento: El 79% de la nueva capacidad en el año 2024 será renovable; para 2050, el 85% de la electricidad provendrá de fuentes limpias.
Crecimiento en energía eólica y solar: En 2023, la energía eólica creció un 15% y la solar un 37%. Para 2024, se proyectan aumentos del 34% y 33%, respectivamente.
Gas Natural: El año 2023, la generación eléctrica en base a hidrocarburos también aumentó, aunque a tasas más modestas. En el caso con gas natural se incrementó en 5%, derivados de petróleo en 1% y con carbón mineral en 4%
Superávit energético: La región produjo un 12% más de energía que la demanda en 2023, y se espera un superávit del 27% en 2024.
Meta al 2050: Se necesitarán 1,500 GW adicionales de capacidad instalada renovable para alcanzar el 82% de renovabilidad en capacidad y el 85% de renovabilidad en generación eléctrica al 2050.
Reducción de emisiones: En un escenario de carbono neutralidad en la región, las emisiones totales de CO2 del sector energético al año 2050 serán un 37% menos que las proyectadas en un escenario BAU.
Inflación Energética: Durante el año 2024 se constata una baja significativa y sistemática de los precios de la energía en la región, especialmente, electricidad e hidrocarburos.
El Panorama Energético 2024 es testimonio del esfuerzo conjunto de los países de América Latina y el Caribe para avanzar hacia un sistema energético más limpio, eficiente y sostenible.
También resalta la importancia de cerrar las brechas de acceso a la energía y de fomentar la cooperación e interconexión internacional, así como impulsar la electrificación, la eficiencia energética y el desarrollo del hidrógeno de bajas emisiones como vector clave para la descarbonización.
Se puede bajar documento en el siguiente link: https://www.olade.org/publicaciones/panorama-energetico-de-america-latina-y-el-caribe-2024/
Aquí se puede revisar el video de la presentación: https://www.youtube.com/watch?v=OTYxe9Ji04s
La planta de biomasa FRESA, situada en Gobernador Virasoro, Corrientes, está a punto de duplicar su capacidad de generación energética. En enero de 2025, entrará en funcionamiento una segunda planta que permitirá alcanzar los 80 MWh, consolidándose como un eje estratégico en la transición energética argentina. Este ambicioso proyecto representa una inversión total de US$ 200 millones, realizada por el Grupo Insud.
Desde su inauguración en 2020, FRESA ha operado con un enfoque sostenible, utilizando subproductos de la industria maderera local, como ramas, aserrín y recortes de madera. «Actualmente entregamos 36 MWh al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), lo que equivale al 10% del consumo energético de la provincia de Corrientes», destacó Luciano Baroni, CEO de FRESA.
Antes de la llegada de FRESA, los residuos de la actividad forestal eran quemados a cielo abierto, generando contaminación y riesgos ambientales. Hoy, la planta convierte estos materiales en energía eléctrica, aportando un valor económico significativo a la industria y reduciendo el impacto ambiental del sector.
«La energía generada por la planta se distribuye a través de TRANSNEA S.A., beneficiando a localidades como Gobernador Virasoro, Santo Tomé y La Cruz», detalla Baroni. Asimismo, la incorporación de estaciones transformadoras como San Alonso ha optimizado la distribución eléctrica en la región, garantizando niveles de tensión adecuados para la industria y los hogares.
La planta ocupa un predio de 15 hectáreas y emplea directamente a 125 personas, además de generar más de 300 empleos indirectos. En colaboración con instituciones locales, FRESA impulsa iniciativas de cuidado del medio ambiente y la salud, consolidándose como un actor clave en el desarrollo social de la región.
Una ampliación estratégica
La construcción de la segunda planta, actualmente en su etapa final, permitirá duplicar la capacidad de generación energética de FRESA a partir de enero de 2025. Esto no solo asegura el abastecimiento energético local, incluso en meses de alto consumo, sino que también posiciona a Corrientes como un polo energético renovable.
«Gracias a esta ampliación, abasteceremos nuevas localidades como Ituzaingó, Villa Olivares e Itá Ibaté», afirma Baroni. Además, el proyecto fortalecerá la confiabilidad del sistema eléctrico, atrayendo inversiones industriales y diversificando la matriz productiva.
Chile ha consolidado su posición como un líder regional en energías renovables. Con una matriz energética que integra una alta participación de fuentes solares y eólicas, el país cuenta con una de las redes eléctricas más limpias de Latinoamérica. Sin embargo, esta abundancia plantea retos significativos. La intermitencia inherente a estas fuentes hace necesario contar con mecanismos que permitan almacenar la energía generada en los picos de producción y liberarla cuando la demanda lo requiera.
El desierto de Atacama, que posee los niveles más altos de radiación solar del planeta, ha impulsado un incremento exponencial en la capacidad solar instalada en Chile. En paralelo, los fuertes vientos del sur del país han facilitado el desarrollo de grandes parques eólicos. No obstante, para que esta generación renovable sea completamente efectiva, es imprescindible un sistema de almacenamiento robusto.
El costo promedio de las baterías de iones de litio, la tecnología dominante en el almacenamiento de energía, ha disminuido drásticamente en la última década. En 2024, el precio por kilovatio-hora (kWh) se estima en 78 dólares, un 73% menos que en 2014. Esta reducción ha abierto la puerta para que proyectos de almacenamiento sean económicamente viables, incentivando tanto a empresas como a gobiernos a adoptar esta tecnología.
Chile está aprovechando esta tendencia. La instalación de sistemas de almacenamiento de gran escala, como el proyecto BESS (Battery Energy Storage System) en Antofagasta, representa un paso decisivo. Este sistema permitirá capturar la energía generada por el sol durante el día y liberarla por la noche, garantizando una oferta eléctrica estable y constante.
El almacenamiento en baterías no es solo una promesa, sino una realidad en Chile. Empresas como Atlas Renewable Energy han liderado iniciativas de gran impacto, desarrollando sistemas de almacenamiento que integran generación solar con baterías. Un ejemplo destacado es el contrato de suministro con Codelco, que garantizará un 85% de energía renovable en sus operaciones hacia 2026, gracias a un sistema que combina generación solar y almacenamiento.
Además, el Grupo CAP, a través de sus empresas Compañía Minera del Pacífico (CMP) y Aguas CAP, ha firmado acuerdos con Atlas Renewable y AES Andes para operar al 100% con energía renovable a partir de 2026. Esto será posible gracias a nuevos proyectos de generación fotovoltaica y almacenamiento que garantizarán suministro las 24 horas del día.
Un modelo para Latinoamérica
Chile está trabajando en la regulación necesaria para integrar de manera eficiente el almacenamiento en baterías en su sistema eléctrico. Esto no solo incrementará la confiabilidad de su red, sino que también posicionará al país como un referente en la transición energética de la región. La capacidad de almacenar y gestionar eficientemente la energía renovable podría consolidar a Chile como un exportador clave de tecnologías limpias y soluciones energéticas.
El país tiene la oportunidad de liderar un cambio estructural en la forma en que se administra la energía renovable. Con proyectos innovadores, precios competitivos y un marco regulatorio en evolución, Chile avanza hacia un futuro sostenible, mostrando cómo el almacenamiento en baterías puede ser la clave para una matriz energética limpia, estable y resiliente.
Los anuncios de inversiones y de proyectos en Vaca Muerta florecen como pocas veces en la industria del Oil & Gas de la Argentina, incluso por sobre lo que haya vivido cualquier otro sector industrial. Son tiempos de optimismo en los que se deposita la expectativa de que finalmente se pueda empezar a hablar de realidades y no de un eterno potencial nunca realizado. Y en ese sentido, la reciente celebración del Día del Petróleo dejó comentarios coincidentes en destacar que con mucho esfuerzo y venciendo dificultades como la pandemia, el cepo, la inflación, trabas para importar, falta de financiamiento […]
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La planta generadora de Insud, ubicada en Gobernador Virasoro, convierte biomasa forestal en energía eléctrica y abastece el equivalente al 10% del consumo energético de Corrientes. Pero a partir de enero de 2025 duplicará su capacidad productiva gracias a la construcción de una segunda planta que beneficiará al desarrollo de la industria en la región.
FRESA (Fuentes Renovables de Energía S.A.), comenzó a operar en 2020 con el objetivo de reutilizar los subproductos (ramas, aserrín y recortes de madera) generados por la cosecha forestal y por los aserraderos cercanos a la localidad de Gobernador Virasoro, en Corrientes.
Antes de la instalación de la planta, la biomasa producida por el sector maderero local no contaba con un destino útil y generaba contaminación y riesgos por su quema a cielo abierto. Hoy, la planta termoeléctrica aporta valor económico a la industria y reduce el impacto ambiental del sector.
Ubicada en un predio de 15 hectáreas, FRESA es la planta de generación de energía a partir de biomasa más grande de Argentina. Emplea de forma directa a 125 personas con perfiles altamente calificados y genera más de 300 empleos indirectos. Además, trabaja mancomunadamente con entidades educativas y de salud de la zona en programas de cuidado de la salud y el medio ambiente.
Energía estable para la actividad industrial
Según se informó, FRESA mejora notablemente las condiciones del sistema de transporte y distribución de energía, brindando niveles de tensión apropiados para las industrias y los hogares de la región.
“Actualmente, entregamos 36 MWh al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que representan un 10% de la energía eléctrica que consume la provincia de Corrientes”, precisa Luciano Baroni, CEO de FRESA.
Y detalla: “La energía generada por la planta se envía al SADI a través de la empresa transportista TRANSNEA S.A., beneficiando a localidades como Gobernador Virasoro, Santo Tomé y La Cruz”.
Además, la incorporación de la nueva Estación Transformadora San Alonso, junto con la Estación Transformadora Norte, ubicada en el mismo predio de la planta, ha optimizado la distribución de energía industrial en 33 kV. Esto asegura un suministro de mayor calidad para el norte de Corrientes y el sur de Misiones.
Una nueva planta en 2025
Actualmente, se está finalizando la construcción de la segunda central, que permitirá duplicar la generación de energía a partir de enero 2025. Las dos plantas suponen una inversión de US$ 200 millones y generarán un total de 80 MWh, capacidad suficiente para satisfacer la demanda energética local, incluso durante los meses de verano, cuando se registra el mayor consumo.
La inversión realizada por Insud, el grupo empresarial que apuesta por el proyecto, permitirá que, con la segunda central en marcha, FRESA provea de energía a otras localidades, como Ituzaingó, Villa Olivares e Itá Ibaté.
Gracias a su ampliación, la planta mejorará sensiblemente la confiabilidad del sistema y será un factor clave para atraer inversiones que desarrollen la matriz productiva de la región.
En una nueva apuesta por la energía limpia y sustentable, San Javier está a punto de inaugurar su Parque Solar Fotovoltaico, una obra que promete transformar la matriz energética de la localidad y mejorar la calidad de vida de sus habitantes. Con una inversión destinada a generar 4,5 megavatios (MW) de energía, el proyecto cubrirá el 45% del consumo eléctrico local, beneficiando directamente a más de 1.600 familias.
Un paso hacia la independencia energética
Virginia Kluka, presidenta de Energía de Misiones, destacó en una entrevista con Canal 12 que este parque solar cubrirá una parte significativa de la demanda de San Javier, cuyo consumo total asciende a 5 MW. “Con esta iniciativa no solo garantizamos el suministro de energía local, sino que también reducimos nuestra dependencia del sistema interconectado nacional”, explicó.
Además, subrayó que el proyecto es parte de un plan provincial para ampliar la matriz energética mediante fuentes renovables, consolidando a Misiones como líder en sostenibilidad.
El parque, ubicado en el barrio Santa Rita, abarcará 5 hectáreas y sumará a la red provincial una potencia equivalente al 50% de la energía que consume la localidad. Este desarrollo refuerza la apuesta por la soberanía energética de la provincia, que ya concentra un 30% de energía generada localmente gracias a iniciativas como la represa Urugua-í y otros parques solares en funcionamiento, como los de Posadas e Itaembé Guazú.
Impacto social y económico
Matías Vilchez, intendente de San Javier, resaltó el impacto positivo que la obra ya tiene en la comunidad. Desde el inicio de la construcción, se abrieron nuevos comercios en la zona y se espera que el parque atraiga más inversiones y emprendimientos en el futuro. “El parque solar es clave para el crecimiento comercial y económico de San Javier. Esto no solo significa energía limpia, sino también nuevas oportunidades para nuestra gente”, afirmó Vilchez.
Proyección a futuro
La inauguración del Parque Solar Fotovoltaico de San Javier se enmarca en un plan más amplio que incluye la construcción de un parque solar flotante en el arroyo Mártires, en la zona oeste de Posadas. Este nuevo proyecto, previsto para 2025, se desarrollará en dos etapas y contribuirá a fortalecer la infraestructura energética provincial mientras reduce la huella de carbono.
Kluka enfatizó que el compromiso de Misiones con la energía limpia también tiene un impacto ambiental significativo. “Como pulmón verde de Argentina, nuestra responsabilidad es liderar el camino hacia la sostenibilidad y proteger nuestros recursos”, destacó.
Colaboración con las cooperativas
La relación entre Energía de Misiones y las cooperativas eléctricas de la provincia también es un factor clave para el éxito del proyecto. “Todas las cooperativas están con sus deudas al día, lo que permite planificar y mantener el orden financiero”, aseguró Kluka. Este nivel de colaboración asegura una transición fluida hacia un modelo energético más sustentable y eficiente.
Energía limpia para un futuro sostenible
Con la próxima inauguración del Parque Solar Fotovoltaico de San Javier, Misiones reafirma su compromiso con la sostenibilidad y el desarrollo energético. Este avance no solo beneficia a las familias de la localidad, sino que también fortalece la posición de la provincia como un modelo a seguir en la adopción de energías renovables. En palabras de Kluka, “este es un ejemplo de cómo la planificación y la inversión pueden transformar comunidades y generar un impacto positivo en el medio ambiente”.
Ubicado en el Piso 26 de la Torre de YPF, la compañía inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC), el centro de operaciones para la toma de decisiones en tiempo real de la actividad de perforación y terminación de pozos más avanzada del país.
Trabajan en ella 88 profesionales en 7 unidades operativas: 5 para la perforación de pozos desde donde se controlan los 20 equipos de torre que operan en Vaca Muerta; y 2 de terminación desde donde se pueden controlar hasta 8 sets de fractura simultáneamente.
En el centro se analizan en tiempo real más de 80 indicadores clave (KPI’s) y se reciben más de 100 variables para contribuir a tomar las mejores decisiones en el campo.
La conectividad con Starlink permitió bajar considerablemente el tiempo de transmisión de datos y se dispone de 90 cámaras que permiten ver lo que ocurre en el campo en tiempo real.
Con toda esta información, sumado a la utilización de elementos de la IA, los operadores de la sala puedan tomar – segundo a segundo – las mejores decisiones para que cada pozo en Vaca Muerta sea el mejor, fijando, al mismo tiempo, un nuevo estándar.
“Estamos muy contentos de inaugurar esta sala que nos permitirá mejorar significativamente la forma en que operamos en Vaca Muerta. Nos tenemos que desafiar diariamente a ser cada vez mejores, fijando nuevos estándares y buscando la innovación constante. Esa es la forma en que vamos a lograr operaciones de excelencia”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Un derrame de combustible desató un operativo de emergencia en el estrecho de Kerch, que conecta el mar Negro con el mar de Azov, en Rusia. Es así porque dos buques naufragaron al sufrir graves daños durante una tormenta.
El petrolero Volgoneft-212, con 13 tripulantes a bordo y un cargamento de fuel oil, encalló y se hundió después perder la proa, según informaron fuentes del Ministerio de Situaciones de Emergencia a la agencia de noticias estatal rusa TASS.
El buque, de bandera rusa y construido en 1969, estaba averiado y había encallado, dijeron autoridades. Uno de los miembros de la tripulación murió en el incidente, consignó Euronews. La embarcación transportaba miles de toneladas de productos derivados del petróleo y se partió en dos por una fuerte tormenta.
Un segundo petrolero, el Volgoneft 239, también resultó dañado en la tormenta y quedó a la deriva en la misma área con 14 tripulantes a bordo, dijo el Ministerio de Situaciones de Emergencia.
Greenpeace advirtió que “4300 toneladas de fueloil y posiblemente otros productos derivados del petróleo se están derramando en las aguas del estrecho de Kerch”.
Paul Johnston, jefe de los Laboratorios de Investigación de Greenpeace, con sede en la Universidad de Exeter en el Reino Unido, explicó que “cualquier derrame de petróleo o petroquímicos en estas aguas tiene el potencial de ser grave”. “En las condiciones climáticas actuales, es probable que sea extremadamente difícil de contener”, sostuvo.
Por qué se produjo un derrame de combustible en el estrecho de Kerch
Los daños fueron provocados por condiciones meteorológicas severas, dijeron los funcionarios. Ambos petroleros tienen una capacidad de carga de unas 4.200 toneladas de productos petrolíferos
El estrecho de Kerch separa la península de Crimea, ocupada por Moscú, de la de Tamán, en Rusia. Es una ruta de envío global importante, que da paso del mar de Azov al mar Negro.
También fue un punto clave de conflicto entre Rusia y Ucrania después de que Moscú anexó la península ucraniana en 2014.
En 2016, Ucrania llevó a Moscú ante el Tribunal Permanente de Arbitraje, donde acusó a Rusia de intentar apoderarse ilegalmente de la zona. En 2021, Rusia cerró el paso por el estrecho durante varios meses.
El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aprobó adendas a los contratos entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) y Convergent Ashford Development, LLC (Convergent) que resultaron adjudicados en el primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energía renovable y almacenamiento.
Se trata del Acuerdo de Compra y Operación de Energía (PPOA) para Convergent Coamo de 100 MW de capacidad solar fotovoltaica y tres Acuerdos de Almacenamiento de Energía (ESSAs) para Convergent Ponce de 25 MW, Convergent Peñuelas de 25 MW y Convergent Caguas de 100 MW de capacidad de almacenamiento equivalente con una duración de cuatro horas.
La resolución NEPR-MI-2020-0012 señala que el Negociado aprobó algunas modificaciones pero que rechazó otras, manteniéndose el detalle en confidencial en estas instancias, pero se anticipa que con estas protegerán el interés público y la estabilidad de la red eléctrica.
«El Negociado de Energía se asegurará de que la interconexión de cualquier proyecto propuesto no amenace la confiabilidad y seguridad de la red eléctrica y requerirá la eliminación de cualquier término o condición en el contrato propuesto que sea contrario o amenace la operación segura y confiable de la red eléctrica», sostiene el NEPR.
La PREPA afirma que las enmiendas propuestas resultarán en ahorros en costos de energía de $0.00306/kWh para el primer año de contrato del PPOA Convergente de Coamo. Para los ESSA, las enmiendas propuestas indican ahorros en costos de energía de $815.64/MW-mes para el ESSA Convergente de Caguas, $920.25/MW-mes para el ESSA Convergente de Peñuelas y $853.05/MW-mes para el ESSA Convergente de Ponce, todos calculados para el primer año de contrato.
Además, la Autoridad estima que los ahorros totales de estas enmiendas, comparados con los costos originales, ascienden a aproximadamente 3.17% en todos los proyectos. Pero aquel no sería el único motivo de las modificaciones propuestas.
La PREPA argumenta que estas enmiendas son necesarias para incorporar los términos contractuales relevantes al financiamiento propuesto de los proyectos a través del DOE-LPO.
Tal como anticipó Energía Estratégica la Oficina de Programas de Préstamos del Departamento Federal de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés) está comprometida con contribuir con facilidades de financiamiento para adjudicados en los procesos RFP, pero los proyectos y entidades locales deberán alinearse rápidamente a la eficiencia de la oficina federal.
Lo que sigue
La PREPA deberá someter los contratos actualizados antes de este viernes 20 de diciembre del 2024 (lo que podría extenderse una semana más o dos, si se justificara).
Luego de la evaluación y aprobación de los contratos enmendados por parte del Negociado de Energía, la PREPA debe buscar la aprobación de la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (JSAF).
El visto bueno de la JSAF es importante, si se ejecutaran los contratos enmendados sin obtener la aprobación de la JSAF, pueden declararse nulos y sin efecto.
En el Future Energy Summit Chile 2024, celebrado a principios de noviembre, Risen Energy reafirmó su liderazgo global en la transición hacia tecnologías más eficientes y sostenibles.
Juan Gattoni, Director Global de Grandes Cuentas de la compañía, anunció los avances de la empresa en tecnología HJT (Heterojunction Technology) y su expansión estratégica en Latinoamérica.
“Risen tomó la decisión de migrar sus líneas de producción a HJT desde 2018, un cambio sustancial que hoy nos posiciona como el líder absoluto en esta tecnología”, aseguró Gattoni.
Actualmente, la empresa tiene una capacidad de producción de 25 GW y ya cuenta con 6 GW instalados a nivel mundial.
Ventajas competitivas de la tecnología HJT
La apuesta de Risen Energy por HJT responde a los beneficios técnicos que ofrece frente a otras tecnologías como TopCon. Gattoni explicó que “el coeficiente de temperatura de HJT es del 0,24% frente al 0,29% de TopCon, lo que nos permite un rendimiento superior en regiones con altas temperaturas como Chile, Argentina o Perú”.
Otra ventaja clave es el factor de bifacialidad, donde los módulos de Risen Energy alcanzan un 85% frente al 80% de TopCon. Además, la degradación lineal de los módulos HJT de la compañía es la más baja del mercado, con un 0,3% después del segundo año, lo que resulta en un mayor rendimiento financiero a lo largo de la vida útil del proyecto.
“Hoy ofrecemos paneles de 720 W, pero nuestra hoja de ruta nos permitirá alcanzar los 740 W para finales de 2025”, afirmó Gattoni, adelantando que los primeros módulos de 730 W estarán disponibles en el primer trimestre de 2025.
LATAM: un mercado prioritario
En cuanto a la proyección regional, Latinoamérica se posiciona como un mercado estratégico para Risen Energy. Gattoni explicó que la compañía está replicando en la región las mejores prácticas implementadas en Brasil, donde ya lideran con un 20% del market share.
“Queremos llevar la experiencia de Brasil a países como Chile, México, Colombia, Argentina y Perú”, afirmó el ejecutivo. La estrategia incluye inversiones en centros de servicio y alianzas con terceros para fortalecer la gestión y el soporte de sus sistemas.
El rol del almacenamiento en la estrategia de Risen Energy
Risen Energy también ha puesto el foco en el mercado de almacenamiento energético, una apuesta que complementa su liderazgo en módulos solares. Gattoni destacó que, a través de la adquisición de SYL en 2018, la compañía ha instalado más de 3 GW en sistemas de almacenamiento a nivel global, con posiciones destacadas en mercados como Reino Unido, Estados Unidos y Australia.
“Somos top 1 en Reino Unido y hemos ganado proyectos clave en Australia, lo que nos permite traer esta experiencia a Latinoamérica”, señaló Gattoni. La compañía planea replicar estos logros en la región, donde el almacenamiento es clave para la integración de energías renovables y la estabilidad de la red eléctrica.
La Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, está dinamizando una agenda de temas diversos entre los que figura una novedad absoluta en el sector eléctrico: la instalación, por primera vez en la Argentina, de baterías de almacenamiento para reforzar el sistema de generación de energía. El área energética del gobierno, que responde al viceministro Daniel González, está preparando una licitación con el objetivo de montar baterías por unos 500 megawatt (MW) de potencia en la red eléctrica del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas y gubernamentales.
La iniciativa incluye una segunda novedad: si bien está previsto que la compulsa la realice Cammesa, la empresa mixta que se encarga del despacho de energía, el offtaker (es decir, el comprador) del almacenamiento estará en cabeza de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que operan en Capital Federal y el Gran Buenos Aires. Cammesa tendrá un rol como garante en última instancia de los contratos, pero por decisión del gobierno ya no será el offtaker —como sucedió en los últimos 20 años con distintos licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica (resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otras)—, sino que se buscará que el proceso para instalar baterías sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Parque de baterías de almacenamiento en Chile.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, técnicos de Cammesa y funcionarios de otras dependencias del Estado están redactando el pliego licitatorio y el modelo de contrato con la intención de lanzar oficialmente la compulsa en enero de 2025. Se contratarán baterías con capacidad de almacenar energía por cuatro horas de consumo. Restan definir, sin embargo, algunos puntos importantes como cuál será el precio máximo de la energía —que se remunerará por la potencia instalada en términos de dólares por MW-mes— que se incorporará en el pliego y dónde estarán instaladas las unidades de almacenamiento. Está definido que será en el AMBA, porque es la región con mayor debilidad estructural para cubrir los picos de demanda eléctrica en el verano, pero aún no está consensuado con Edenor y Edesur en qué subestaciones de 33 kilovolt (kV) o dónde estarán montadas las baterías. Para repagar la instalación de las unidades de almacenamiento, se buscará cumplir con el principio de pass through, de manera tal que las distribuidoras no ganen ni pierdan dinero por la instalación de baterías en sus redes. Eso implicaría la creación de un cargo diferencial para cubrir los costos de operatoria que se desprendan de la licitación que llevará adelante Cammesa.
Ventajas
El gobierno de Javiern Milei se inclinó por avanzar primero con una licitación para instalar baterías para luego, dentro del primer semestre de 2025, fijar los lineamientos para que a medida que se cumplan algunos hitos para avanzar con la apertura del MEM (como por ejemplo la liberación de la compra de combustibles para los generadores), los privados puedan acordar por su cuenta la instalación de nuevas centrales térmicas y de energías renovables.
Las baterías cuentan, además, con algunas ventajas adicionales como la velocidad en la instalación —las unidades de almacenamiento podrían estar disponibles en 12 o 18 meses, mientras que las centrales térmicas demandan más de 24 meses— y una mayor facilidad para conseguir la aprobación medioambiental de los proyectos, dado que no existe contaminación sonora ni de emisiones. Además, ocupan menos espacio que una usina y pueden estar instaladas en contenedores en múltiples lugares como por ejemplo parques industriales sin interferir la vida urbana.
LONGi avanza firmemente en el mercado colombiano, apostando por tecnología para centrales de hidrógeno verde y solares fotovoltaicas.
Hugo Fernández, Sales Manager para Colombia y Ecuador de Utility Business en LONGi, compartió sus próximos hitos y los planes estratégicos de la compañía durante el Future Energy Summit Colombia.
“En LONGi, desde 2018, nuestra apuesta fue por el hidrógeno, creando LONGi Hydrogen con una capacidad de producción de electrolizadores que actualmente alcanza los 2 GW”, destaca Hugo Fernández al explicar la visión tecnológica de la empresa.
En Colombia, este fabricante lidera dos proyectos de hidrógeno verde de 20 MW que, según estimaciones, estarían listos en entre 2025 y 2026. “Creemos que en un año y medio, dos años, se estarían anunciando los primeros proyectos aquí en Colombia”, indicó el gerente de ventas.
En este mercado, Fernández también subraya el potencial del hidrógeno para sectores productivos clave como aquellos que precisan fertilizantes y amonia.
“En Colombia, alrededor del 95% de los fertilizantes y la amonia son importados, lo que representa una oportunidad para explorar un mercado que también aproveche el hidrógeno verde como materia prima”, manifiesta Fernández, proyectando un impacto significativo en la economía local.
Tecnología Hi-MO 9: alta eficiencia para en el mercado colombiano
LONGi no solo apuesta al hidrógeno verde; su nueva tecnología de módulos también es clave para ampliar su histórica presencia fotovoltaica en el país.
Según comentó Hugo Fernández en FES Colombia, para el primer semestre de 2025, LONGi tiene previsto entregar 50 MW de módulos Hi-MO 9 en el mercado colombiano. Al respecto precisó que este módulo recientemente lanzado cuenta con una potencia de 665 W y una eficiencia del 24.4%, lo que refuerza la política de la compañía mientras responde a los requerimientos del sector.
“Seguimos fieles a nuestra política de los últimos seis años: mantener las mismas medidas y peso, pero aumentar la eficiencia y producción sin alterar los tamaños del módulo”, detalla Fernández.
En Colombia, el referente empresario identifica una gran oportunidad de acompañar el despliegue de proyectos de energía solar principalmente en minigranjas fotovoltaicas.
“Este año suministramos alrededor de 40 a 45 MW solo para minigranjas, algo que es bastante interesante y solo se ve aquí en Colombia”, puntualizó.
La compañía también trabaja de cerca con gobiernos departamentales y municipales en iniciativas relacionadas con comunidades energéticas. De acuerdo con Fernández, estas colaboraciones son esenciales para fortalecer la capacidad instalada y diversificar las fuentes de energía.
Sin embargo, advierte que para aprovechar el verdadero potencial del mercado colombiano, es crucial optimizar los procesos administrativos.
“El tema de la tramitología en Colombia es bastante extenso. Tenemos casos donde llevar un proyecto a ready to build toma entre año y medio y dos años,” señala, comparando la situación con otros países como República Dominicana, donde un proyecto de 100 MW puede alcanzar esta etapa en apenas 6 o 7 meses.
Además, enfatiza la necesidad de un mayor acompañamiento por parte del Gobierno en las comunidades locales, para explicar los beneficios económicos de los proyectos renovables y generar aceptación social.
“Esto es uno de los factores más importantes que enfrentan los EPECistas y los IPP al ejecutar proyectos,” subraya Fernández.
Arctech, proveedor líder en estructuras y sistemas de seguimiento solar, se posiciona como un actor clave en el mercado latinoamericano al ofrecer una alta adaptabilidad en cada etapa del proyecto fotovoltaico. Desde el diseño hasta la instalación final, la compañía asegura estabilidad, confiabilidad y vida útil prolongada, elementos cruciales en un sector en expansión como el de la solar fotovoltaica.
Durante su participación en el Future Energy Summit Colombia, Olvia Malagón, Head North Latam de Arctech, destacó que el rol de la empresa va más allá de proveer tecnología.
La ejecutiva subrayó que su labor comienza con el entendimiento de las necesidades de cada país, lo que demanda ajustes específicos tanto en diseño como en implementación.
“No es lo mismo diseñar para México que para Chile o Colombia. En Colombia, por ejemplo, hay una gran necesidad de mitigar el corte y relleno del terreno, adaptándonos a las topografías desafiantes y asegurando protección contra la corrosión”, explicó Malagón.
Además, Arctech enfatiza su compromiso con el cierre óptimo de proyectos solares. Malagón lo describió con una analogía deportiva: «Estás trabajando y trabajando, como entrenar para algún partido, y a nosotros que nos toca como el punto final de cierre del proyecto, que salga bien, que la tecnología funcione».
En tal sentido, destacó la flexibilidad que este fabricante aporta al proceso, no solo durante la instalación, sino también en las fases de diseño y desarrollo:
“No solo estamos presentes con asistencia en sitio durante la instalación, también tenemos participación previa. Incluso cuando están en etapas de desarrollo es algo que a nosotros nos involucra mucho, sea por área disponible y características del suelo. Nosotros tenemos esa adaptabilidad y el equipo completo para estar analizando y buscando formas de optimización para que sea la mejor propuesta técnica y económica, obviamente”.
Tracker SkySmart II: innovación y adaptabilidad
En cuanto a tecnología, Arctech apuesta fuerte con trackers como el SkySmart II, una solución avanzada que combina eficiencia, adaptabilidad y confiabilidad. Este sistema de seguimiento a un eje ofrece filas independientes y un rango de giro de ±60°, permitiendo una mayor optimización en la generación de energía.
Entre los diferenciales clave del SkySmart II, se puede mencionar su récord de adaptabilidad a pendientes del terreno de hasta un 20%, ideal para geografías desafiantes como la colombiana; compatibilidad con módulos bifaciales, capacidad de soportar hasta 120 módulos por tracker y adaptabilidad a diversas cimentaciones, como Hincado Directo, Pre-perforación y Postes con concreto.
«Entendemos las dos partes, por un lado a los proveedores de módulos, que aumenta potencia y/o aumentan también las dimensiones, y al mismo tiempo estamos trabajando en países con altas velocidades de viento. Entonces hay un poco la responsabilidad que nosotros tenemos de otra vez proveer estructuras que se adapten y sean estables también para cualquier condición que encontramos», agregó la ejecutiva.
En el marco del compromiso con la Transición Energética Justa (TEJ), el Ministerio de Minas y Energía de Colombia lideró una reunión binacional de alto nivel con el Gobierno de Panamá para definir un plan de trabajo conjunto que permita avanzar en el proyecto de interconexión eléctrica Colombia-Panamá (ICP).
Este encuentro contó con la participación de la Ministra de Ambiente de Colombia, Susana Muhamad, el Presidente de ISA, Jorge Carrillo, el Director de la CREG, Antonio Jiménez, y el acompañamiento de la Cancillería colombiana, representada por el embajador en Panamá, Fabio Mariño.
El proyecto ICP, con una inversión estimada de USD 800 millones, tiene como objetivo interconectar los sistemas eléctricos de ambos países, consolidando la integración energética regional y promoviendo el acceso a fuentes renovables para un futuro energético más eficiente y sostenible.
Durante la reunión, las delegaciones de ambos países acordaron una hoja de ruta clara con las siguientes acciones prioritarias:
Promulgación de una regulación armonizada.
Finalización de las consultas previas.
Obtención de las licencias ambientales.
Definición del CAPEX y estructuración financiera para asegurar la ejecución del proyecto.
El Ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales, enfatizó:
«Lograr altos estándares de protección ambiental en un ecosistema estratégico como este, garantizar la participación amplia, vinculante y democrática de las comunidades, pueblos y territorios para hacer de este un proyecto ejemplar en Transición Justa.»
Descripción técnica del proyecto ICP:
Extensión total: 500 kilómetros.
Tramo terrestre en Panamá: 220 km.
Tramo marino: 130 km.
Tramo terrestre en Colombia: 150 km.
Capacidad de transmisión: 400 MW.
Tensión: 500 kV.
Tecnología utilizada: Corriente directa HVDC, que ofrece beneficios técnicos, económicos y ambientales.
El trazado conectará la subestación Cerromatoso en Córdoba (Colombia) con la subestación Panamá II en la provincia de Panamá.
Avances y próximos pasos:
Estudios técnicos y ambientales: El proyecto ha completado los estudios de impacto ambiental y la inspección marina en ambos países.
Consulta con comunidades locales: En Colombia, se han culminado 6 de las 12 consultas previas con grupos étnicos, mientras que en Panamá se trabaja activamente con las comarcas Guna Yala y Emberá Alto Bayano.
Beneficios del Proyecto ICP:
Reducción de costos energéticos: Se estima que la tarifa energética en Panamá podría disminuir hasta USD 40/MWh.
Optimización de recursos energéticos: El proyecto fortalecerá la conexión entre los sistemas eléctricos de la región Andina y Centroamérica, posicionando a Colombia y Panamá como un hub energético regional.
Impulso a la transición energética: Permitirá una mayor integración de fuentes renovables, contribuyendo a la reducción de emisiones de CO₂ en más de 2,8 millones de toneladas.
Seguridad y confiabilidad energética: El flujo bidireccional de energía mejorará la resiliencia y continuidad del suministro eléctrico en ambos países.
Cifras clave del proyecto:
Inversión total: USD 800 millones.
Inicio de operación: 2028.
Aporte a nuestra matriz energética: En Colombia, la probabilidad de déficit energético disminuiría del 9% al 3% con la primera fase del proyecto.
Este encuentro representa un hito clave en la construcción de una Transición Energética Justa y en la integración regional. Colombia y Panamá avanzan con decisión hacia un futuro más sostenible, inclusivo y competitivo en beneficio de las comunidades y el medio ambiente.
El Ministro Andrés Camacho concluyó:
«A partir de ahora, adelantaremos mesas técnicas para los temas regulatorios, sociales y ambientales, buscando la armonización normativa y asegurando un desarrollo sostenible e inclusivo del proyecto.»
YPF compró el 100 por ciento de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión del área no convencional Sierra Chata (Neuquén).
De esta manera, se indicó, la compañía de mayoría accionaria estatal pasó a participar en el Bloque con el 54 % aproximadamente en sociedad con Pampa Energía, actual operador.
Sierra Chata se encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y tiene una superficie de 864 km2. Es uno de los activos de gas de mayor potencial en Vaca Muerta, destacó YPF en un comunicado.
Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en Vaca Muerta al fortalecer el portfolio de YPF en gas, especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG, que procura activar.
En 2018 Pampa Energía S.A. suscribió un Acta Acuerdo de Inversión con la Provincia del Neuquén, que le permitió obtener una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos en el área Sierra Chata por 35 años, para el desarrollo de gas no convencional shale y tight .
El Área produce gas natural desde la formación Mulichinco (arenas compactas o tightgas), Pampa es la operadora del Área y posee una participación del 46 por ciento..
En contraprestación a la obtención de la concesión, el Consorcio (original) se comprometió a realizar inversiones en el Área por un monto de U$S 520 millones en los primeros 5 años (de los cuales Pampa aportaría el monto correspondiente de acuerdo a su participación), con el objetivo de continuar desarrollando la formación.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingeniería y Construcción, remarcó el enorme potencial que posee la Argentina en cuanto a los depósitos de cobre y las diversas iniciativas que existen en el país con el objetivo de aprovecharlo de cara a la transición energética. Esto es así puesto que el cobre se presenta como uno de los minerales críticos para impulsar la electromovilidad, lo a su vez puede apalancar el desarrollo industrial del país. En ese sentido, el ejecutivo de Techint E&C trazó un paralelismo entre lo que implica para los proveedores el desarrollo de alguno de los proyectos que están en cartera con el trabajo que demandó Fortín de Piedra, el yacimiento insignia de gas no convencional que posee Tecpetrol en Vaca Muerta, en el marco del 23º Seminario ProPymes.
El referente de Techint E&C aseguró que del 2025 al 2035 el mundo va a necesitar agregar 10 millones de toneladas a la oferta de cobre y que los proyectos que existen en la Argentina- entre ellos: Taca-Taca, MARA, El Pachón, Josemaría, Los Azules, entre otros- sumarán un millón y demandarán un nivel de inversión de más de US$ 20.000 millones de capex. “Toda la cadena de valor va a sufrir un estrés. Fortín de Piedra es una instalación que requirió el esfuerzo de todo el sistema para poder ser llevado a cabo. Necesitó 13.000 m3 de hormigón estructural y cualquier mina de cobre precisará 143.000 m3, 10 veces más. Fortín significó 1.700 m2 de edificios y una mina de cobre va a requerir 151.000 m2 en ese concepto. Mucho más que este yacimiento que fue un proyecto que nos estresó a todos”, consideró Scarpari.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingeniería y Construcción
Comparación y contribución
El CEO de Techint Ingeniería y Construcción también mostró que Fortín de Piedra requirió 500.000 m3 en lo que refiere al movimiento de suelos para su ejecución, mientras que una mina de cobre va a necesitar de un total de 40.000.000 de m3 para su puesta en marcha. En cuanto a estructuras metálicas, el yacimiento de shale gas precisó de 1.500 toneladas, mientras que cualquier proyecto de cobre precisará de 33.000 tn y 1.200.000 metros de cable, en comparación con los 475.000 metros con los que contó Fortín, según detalló Scapari.
El ejecutivo de Techint explicó que, al igual que en el yacimiento de shale gas, los proveedores podrán contribuir para el desarrollo del cobre en la Argentina en lo que refiere al armado de estas estructuras metálicas, la maquinaria y vehículos, los recipientes, tanques, armado de campamentos, tratamiento de agua, catering, transporte y en lo relacionado con las subestaciones y salas eléctricas para dinamizar el desarrollo del sector.
¿Qué necesita Argentina para que los proyectos de extracción de cobre avancen?
Scarpari analizó que, además del esfuerzo por parte de toda la cadena de valor, los proyectos mineros precisan que se garanticen ciertas condiciones. “No basta con el Régimen de Inversiones para la Minería (RIGI). La eliminación del cepo cambiario es absolutamente necesaria para atraer inversiones, además de garantizar un flujo de divisas que permita el pago de deudas y dividendos. Estamos hablando de niveles de inversión muy altos, con proyectos que demoran entre tres y cuatro años en ejecutarse, demoran tiempo en madurarse, pero que podrían transformar la realidad del país”, puntualizó.
En esa línea, el referente de Techint mostró que los proyectos del país comparten un título con minas de alta producción en Chile, como Escondida, que genera el 5% del cobre mundial. No obstante, advirtió que, del otro lado de la cordillera, en la Argentina, la producción sigue siendo nula por lo que resulta necesario impulsar medidas que permitan superar las barreras y que eliminen las restricciones cambiarias.
“El mundo necesita sumar 10 millones de toneladas de cobre en los próximos 10 años. Una gran parte de las minas del lado chileno tiene más de 50 años de antigüedad, y el porcentaje de cobre extraído está disminuyendo. En cambio, los yacimientos del lado argentino tienen un mayor contenido de cobre, lo que representa una gran oportunidad”, advirtió Scarpari.
Potencial
El directivo afirmó queChina podría seguir incrementando su demanda de cobre y que la transición energética requiere cobre tanto para la distribución de la energía como para la estabilización de las redes. Esto es así porque los centros energéticos suelen estar alejados de los centros de consumo.
Además, detalló que otra gran fuente de demanda proviene de la inteligencia artificial, los centros de datos y el blockchain. “Estamos hablando de proyectos que responden a una demanda mundial creciente. La Argentina cuenta con el potencial y con la calidad del mineral para aprovechar esta oportunidad”, aseveró Scarpari.
Por último, indicó que el principal productor de cobre a nivel mundial es Latinoamérica, con Chile y Perú como los mayores centros de extracción. “Si bien en la actualidad la Argentina, que en su momento tuvo una significativa producción de cobre, ahora no produce nada, el aumento proyectado en la producción mundial posiciona a Chile, Perú y la Argentina como grandes productores en el mediano y largo plazo. Los proyectos que existen son transformacionales para las regiones donde se desarrollan y requieren muchos años de maduración, exploración y estudios”, concluyó.
Chevron Argentina confirmó su apoyo al gobierno de la provincia de Neuquén, mediante la colaboración con iniciativas de salud, educación y empleabilidad. En alianza con el Ministerio de Salud provincial, la petrolera concretó la donación de una torre de laparoscopía, una necesidad del sistema de salud por la creciente demanda que genera la expansión demográfica en la provincia, como parte de su compromiso con la comunidad y con el desarrollo de la industria, según informaron.
Además, la empresa apoyará el desarrollo de cursos de empleabilidad en la industria, en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral.
El programa ofrece formación para personas en situación de desempleo, en este caso para que puedan capacitarse como amoladores y operadores de máquinas viales. Dichas capacitaciones serán dictadas por la Fundación Pilares de Añelo.
Crecimiento
Como parte de su plan para acompañar el crecimiento de la provincia, Chevron Argentina donó 50 computadoras, que serán destinadas para uso del personal a cargo de la implementación, en el marco del programa de Becas Gregorio Álvarez.
“Como pioneros en Vaca Muerta, estamos orgullosos de apoyar al gobierno de la provincia de Neuquén en estas iniciativas que buscan fortalecer prioridades para el desarrollo social y productivo de la provincia y de su gente como son la empleabilidad, el acceso a la salud y la educación de los habitantes”, expresó Dante Ramos, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para América Latina.
Por último, desde la compañía aseveraron: “El compromiso de Chevron con las comunidades en las que opera es de larga data y se ha enfocado en su apoyo a organizaciones y autoridades, para identificar necesidades, diseñar propuestas y coordinar esfuerzos en proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas, con foco en educación, acceso a la salud y desarrollo económico.
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