Pampa Energía dio un paso decisivo para consolidar su presencia en el sector energético argentino al emitir un bono internacional por 360 millones de dólares, con vencimiento a 10 años y una tasa menor al 7,875%. Esta colocación se realizó en Nueva York y refuerza la estrategia de la compañía en el desarrollo de combustibles no convencionales en Vaca Muerta. La emisión fue recibida con gran interés en el mercado financiero, atrayendo ofertas por más de 1.000 millones de dólares de destacados fondos de inversión internacionales. Este respaldo evidencia la confianza del mercado en el modelo de negocio de la […]
Aleph Energy publicó en su informe mensual energético de diciembre un recorte del optimismo y crecimiento que atraviesa hoy el sector petrolero, y la contracara que vive el sistema eléctrico donde prevalece una importante desinversión. La expansión del sector hidrocarburífero hoy tiene como escenario de máxima las exportaciones de GNL donde todo parece que va viento popa. «Mientras se reglamenta la Ley de Bases adaptando la filosofía energética de escasez a exportación, el proyecto de Golar y PAE de traer barcos licuefactores a las costas argentinas para exportar el gas toma impulso. Además de ser el único contractualmente firmado, ya […]
El gobernador de Río Negro impulsa una ley que excluye a los gremios de los puertos de la provincia para proteger las inversiones en Vaca Muerta. Con el objetivo de proteger las inversiones que llegarán a Vaca Muerta a través del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI), el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, impulsa el proyecto de Ley de Puertos, para regular, intervenir y cobrar aranceles tanto en los puertos existentes, como en los que se crearán en la provincia. La Ley de puertos es parte del paquete (integrado también por el paquete fiscal, el presupuesto 2025 […]
Las nuevas áreas extenderán hasta 51 los permisos dados sobre la formación shale. Las negociaciones incluyeron aportes para obras de infraestructura. El 2024 está cerca de terminar, y si bien hasta el momento no se había otorgado ninguna nueva concesión de explotación sobre Vaca Muerta, eso está a punto de cambiar, ya que el gobierno neuquino está culminando los detalles para otorgar cuatro nuevas áreas que estarán en manos de YPF. Con estos nuevos bloques, la provincia que capitaliza el shale llegará a las 51 áreas con concesiones de explotación no convencional (Cench) que se suman a los dos permisos […]
Un reciente informe de la Agencia Internacional de Energía (IEA) proyecta un cambio significativo en el sector energético de América Latina: Argentina superaría a Colombia en la producción de petróleo durante el presente año. Este hito se atribuye al crecimiento de la actividad en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, mientras que la producción colombiana sigue enfrentando una marcada declinación. El presidente argentino, Javier Milei, ha destacado este logro en diversas declaraciones, afirmando que Argentina se ha convertido en el tercer productor de hidrocarburos de la región. Sin embargo, sus comentarios críticos hacia su homólogo colombiano, Gustavo Petro, han […]
Trina Tracker presenta un webinar enfocado en maximizar la eficiencia y rentabilidad de proyectos solares y Energía Estratégica será el Media Partner que oficiará como anfitrión de este encuentro para profesionales del sector en toda la región latinoamericana.
Este evento contará con la participación de tres expertos: Paulina Muñoz, Sales Manager para América Central y México de Trina Solar, liderará el bloque “Perspectivas sobre la expansión en América Latina”; Felipe Tukamoto, Product Manager para América Latina de Trina Tracker, abordará “Cómo las soluciones se adaptan a las necesidades específicas de cada proyecto”; y Juan Manuel Gómez, Head of Global Technical Support de Trina Tracker, expondrá sobre “Cómo el viento influye en el diseño de trackers y estructuras fijas”.
Trina Tracker, una división clave de Trina Solar, se destaca en el mercado por sus soluciones avanzadas que combinan innovación tecnológica y adaptabilidad a diversas condiciones climáticas y geográficas. Entre sus principales desarrollos se encuentran los modelos Vanguard y Agile, equipados con el algoritmo inteligente SuperTrack, que ajusta dinámicamente el rastreo solar para maximizar la generación de energía. Estas tecnologías también reducen costos operativos y mitigan riesgos asociados a fenómenos climáticos extremos como fuertes vientos.
El webinar será una oportunidad única para que los asistentes conozcan cómo esta empresa adapta sus sistemas a proyectos de distintas escalas, enfrentando desafíos técnicos como terrenos complejos o climas adversos. Los productos de Trina cuentan con certificaciones internacionales y han sido sometidos a rigurosas pruebas.
Además de las innovaciones tecnológicas, los expertos compartirán estrategias para optimizar la rentabilidad de los proyectos solares. Desde la compatibilidad con módulos de potencia ultra alta hasta diseños que simplifican la instalación y el mantenimiento, los participantes podrán llevarse valiosas herramientas para aplicar en sus iniciativas solares.
El evento está programado para las 10 a.m. (Centroamérica) y 1 p.m. (Cono Sur). La inscripción es gratuita y puede realizarse en el siguiente enlace: Registro aquí.
No pierdas la oportunidad de transformar tus proyectos solares con las soluciones y conocimientos de Trina Tracker.
La velocidad que tomó el declive de la producción de gas natural en Bolivia dejaría al país vecino sin suficiente gas para cubrir su consumo interno para el 2028. La situación es advertida en un informe reciente elaborado por Gas EnergyLatin America, la consultora que lidera el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Alvaro Ríos. La potencial demanda boliviana solo podría ser atendida con importaciones desde Vaca Muerta, aunque esta oportunidad hoy no figura debidamente en la agenda sectorial, según lo señalado por Ríos ante una consulta de EconoJournal.
La producción de gas en Bolivia se ubica en este momento en unos 29 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), de los cuales 14 millones son para consumo interno y el resto para exportación. Los saldos exportables al Brasil y la Argentina se vienen achicando año tras año desde un pico de producción de 60 MMm3/día hace poco menos de una década atrás.
Álvaro Ríos, consultor energético de Bolivia, advierte que el declino del país del Altiplano será más pronunciado que el previsto.
La consultora Gas Energy remarca que Bolivia esta perdiendo unos 4 MMm3/d de producción por año y que ese declino podría ser mayor. A la actual velocidad de declino, Bolivia dejaría de tener saldos exportables de gas hacia el año 2028. «Diría que el año fatídico es el 2027 si es que la declinación se acelera más, será el año en que Bolivia ya no tendría capacidad exportadora y se tendría que comenzar a mirar cómo importa gas natural», dijo Ríos.
«En este contexto, es tan importante el que la Argentina y Bolivia hagan gestiones no solamente para llevar gas a Brasil, que es un mercado enorme y con muy buenos precios, pero que también se vea cómo se puede abastecer el mercado boliviano de aquí a 2 o 3 años«, añadió.
Exportaciones en firme a Bolivia y Brasil
El declino en Bolivia abre una oportunidad para las productoras en la Argentina para suplir a un potencial mercado que actualmente demanda 14 MMm3 por día. No obstante, el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia observa una lentitud tanto en el sector público como el privado de ambos países para anticiparse a ese escenario, en la medida que Vaca Muerta es la única fuente inmediata capaz de proveer gas a Bolivia y que son necesarias obras para expandir la capacidad de transporte al punto de conexión con el país vecino.
«No veo todavía la motivación para expandir el sistema de transporte de manera que en 2035 se tengan 10 o 12 millones de metros cúbicos día de gas firme en Bolivia y en 2027 se tengan volúmenes iniciales, creo que es un tema que va a tener que abordar la nueva administración de gobierno en Bolivia a partir de 2025 con mucha seriedad, porque está en futuro el abastecimiento de la principal fuente de energía que tiene Bolivia, que es el gas natural», advirtió Ríos.
Bolivia tiene una capacidad nominal de entrega de 30 MMm3 por día de gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol. Productoras en la Argentina como Tecpetrol, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y TotalEnergies ya obtuvieron permisos de la Secretaría de Energía para exportar gas al Brasil en modalidad interrumpible. Los precios del gas en la frontera con Bolivia oscilan entre los 6 y 9 dólares por MMBtu.
En paralelo, el gobierno de Luis Arce a través del decreto 5206 publicado este año expandió las competencias de la petrolera estatal boliviana YPFB para otorgar el servicio de transito internacional con la infraestructura existente y ociosa, con el objetivo de habilitar el transporte del gas argentino al Brasil. TotalEnergies firmó recientemente un acuerdo con YPFB que permitirá llevar molécula argentina al Brasil.
Ríos observa que en el largo plazo las exportaciones tanto a Bolivia como al Brasil deberán ser en modalidad firme si se quiere suministrar a estos mercados. También que los precios del gas argentino en la frontera con Bolivia por el momento son competitivos en comparación con los precios que las industrias pagan en Brasil, aún si se considera la tarifa de transporte de US$ 2 por MMBtu fijada por YPFB.
«Hay que tratar de ser óptimo en las inversiones de transporte para que los precios sean más competitivos y que, por ejemplo, se pueda llegar al mercado de los fertilizantes, de la urea, que con un precio de 6 dólares en la frontera con Bolivia no se hace viable las plantas de urea que hay construidas en Brasil», puntualizó.
La OPEP prevé menor crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2025 de 1,54 millones de bpd a 1,45 millones de bpd.
La organización retrasó a principios de este mes su plan para comenzar a aumentar la producción hasta abril de 2025 en un contexto de caída de precios, informó Reuters.
Ahora la organización espera que la demanda mundial de petróleo en 2024 aumente en 1,61 millones de barriles por día (bpd), por debajo de su pronóstico de 1,82 millones de bpd el mes pasado.
La OPEP había mantenido sin cambios las perspectivas para 2024 hasta agosto, una opinión que había adoptado por primera vez en julio de 2023.
Pecom, la empresa de energía que grupo Perez Companc, cerró la semana pasada un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada este año por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas petroleras que vendió YPF en Chubut. Se trata de los bloques Trébol-Escalante, Campamento Central y Cañadón Perdido, que fueron adquiridos por Pecom a cambio de unos US$ 130 millones.
NCY tendrá a su cargo la operación conjunta de los campos ubicados en la provincia que gobierna Ignacio ‘Nacho’ Torres. La de Pecom es una apuesta novedosa: contrató a una empresa regional a fin de consolidar en un solo actor el proceso de búsqueda de eficiencias operativas en los yacimientos que cedió YPF. “Es un contrato integral con varios objetivos variables que deberá cumplir NCY, que tendrá que llevar a cabo acciones para reducir los costos de desarrollo de petróleo en los bloques. El ingreso de NCY dependerá de cuán exitoso sea con ese modelo operativo”, explicó una fuente al tanto del acuerdo.
Pires, el primero desde la izquierda, Luis Ríos, gerente de Operaciones de Pecom y Pichintiniz, el último a la derecha.
NCY surgió por impulso de Pablo Pires, titular de Vientos del Sur y SGA, y de Leonardo Pichintiniz, propietario de COPESA. Son tres empresas con fuerte presencia en el entramado de servicios hidrocarburíferos en la cuenca del Golfo San Jorge en general y de YPF en particular. Llevan, en conjunto, más de tres décadas prestándole distintos servicios a la petrolera bajo control estatal en la explotación de sus áreas en Chubut y en Santa Cruz. Entre las tres empresas emplean a más de 1500 operarios.
“Somos de acá, conocemos la región, convivimos diariamente con los distintos actores que influyen en la cuenca del Golfo. Estamos viendo hace un tiempo que el modelo de negocio en algunos yacimientos se debería adaptar a una realidad distinta y estamos dispuestos a ser parte de este cambio de paradigma”, explicó Pires a través de un comunicado. “Junto a Pecom estamos iniciando un camino nuevo, en el que cada uno con su rol, buscaremos un objetivo común”, agregó.
Pichintiniz, propietario de Copesa, y Pires, titular de Vientos del Sur y SGA.
“Para Pecom hoy es un día histórico, hace 22 años que no operamos yacimientos y hoy estamos arrancando la operación, algo que está en el ADN del grupo Perez Companc. Lo hacemos con seguridad, aplomo y parados en un plataforma de valores que el grupo desarrolló hace 70 años. Estoy convencido de que nuestra compañía puede generar valor apalancándonos en las capacidades que desarrollamos en este año. Nosotros vemos valor, vemos potencial en este tipo de campos, poniendo mucho foco en cada dólar que invirtamos, poniendo mucho foco en el gasto y en la producción”, destacó Gustavo Astíe, CEO de Pecom, a fin de octubre cuando se concretó el traspaso de las áreas en Chubut que operaba YPF.
La compañía estatal Dioxitek informó este jueves que canceló la deuda que mantenía con la firma kazaja Kazatomprom por la compra de concentrado de uranio. “El lunes 9 de diciembre, Dioxitek S.A. finalizó el pago de la primera fase del contrato con Kazatomprom, abonando el 5% restante del total y asegurando así la entrega de las partidas pendientes de concentrado de uranio”, aseguró la compañía. A su vez, Nucleoeléctrica Argentina, la firma que opera las tres centrales nucleares de potencia, comunicó que adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas adicionales a un proveedor alternativo.
“Desde su asunción en septiembre, las autoridades de la empresa trabajaron junto a sus pares kazajos en la resolución de esta situación, que se originó por los cambios en las regulaciones cambiarias y se profundizó por la falta de acción de la gestión anterior”, remarcaron desde Dioxitek.
Con el concentrado de uranio, Dioxitek produce polvo de dióxido de uranio que es utilizado por la empresa Conuar para fabricar pastillas de dióxido de uranio que se les proveen a las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Esas pastillas se colocan en el interior de tubos de aleación de zirconio (llamados vainas) que se ensamblan para formar los elementos combustibles.
Por otro lado, el miércoles 4 de diciembre, Nucleoeléctrica Argentina S.A. adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas de concentrado de uranio a un proveedor alternativo que no aparece mencionado en el comunicado.
“También se trabaja para cerrar próximamente otro contrato para adquirir 110 toneladas de dióxido de uranio, que complementarán la producción local y reforzarán el suministro necesario para la fabricación de elementos combustibles”, concluyó Nucleoeléctrica.
La minera Rio Tinto invertirá US$ 2500 millones para ampliar el proyecto Rincón en Argentina, la primera operación de litio a escala comercial de la compañía. “Las atractivas perspectivas a largo plazo para el litio impulsadas por la transición energética respaldan nuestra inversión en Rincón”, aseguró el director ejecutivo de la firma, Jakob Stausholm.
“Aprovechando las políticas económicas de apoyo, la fuerza laboral calificada y los recursos excepcionales de Argentina, nos estamos posicionando para convertirnos en uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Esta inversión, junto con nuestra propuesta de adquisición de Arcadium, garantiza que el litio se convertirá en uno de los pilares clave de nuestra cartera de productos básicos en las próximas décadas”, agregó el ejecutivo.
“Las reformas económicas de Argentina y el nuevo Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) proporcionan un entorno favorable para la inversión, ofreciendo beneficios como tasas impositivas más bajas, depreciación acelerada y estabilidad regulatoria durante 30 años, protegiendo el proyecto de futuros cambios de política, así como así como una mayor protección a los inversores”, destacó la firma en un comunicado.
El proyecto
Ubicado en el corazón del «triángulo del litio» en Argentina, el proyecto Rincón consiste en la extracción de salmuera utilizando un campo de pozos de producción, instalaciones de procesamiento y desechos, así como la infraestructura asociada. El proyecto utiliza tecnología de extracción directa de litio (DLE), un proceso que respalda la conservación del agua, reduce los desechos y produce carbonato de litio de manera más consistente que otros métodos.
La capacidad de Rincón de 60.000 toneladas de carbonato de litio para baterías por año se compone de una planta inicial de 3.000 toneladas y una planta de expansión de 57.000 toneladas. Se espera que la vida útil de la mina de Rincón sea de 40 años, y la construcción de la planta ampliada comenzará a mediados de 2025, sujeta a la obtención de una serie de permisos.
Se espera que comience a producir en 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad, lo que, según la empresa, generará una cantidad importante de puestos de trabajos y oportunidades económicas para las empresas locales. Rincón es un activo grande y de larga duración con reservas de mineral un 60% más altas de lo que asumió la empresa en el momento de la adquisición.
“Estamos dedicados a desarrollar este recurso de primer nivel y de clase mundial a escala en el extremo inferior de la curva de costos. Estamos igualmente comprometidos a cumplir con los más altos estándares ESG, aprovechando nuestra tecnología avanzada para reducir a la mitad la cantidad de agua utilizada en el procesamiento, mientras continuamos aumentando nuestras asociaciones mutuamente beneficiosas con las comunidades locales y la provincia de Salta”, señaló Stausholm.
Miguel Arrarás, CEO para Sudamérica de la compañía, enfatizó que uno de los problemas que más pesaron para tomar la decisión durante septiembre estuvo vinculado con los precios marginales cero, que está erosionando la confianza de los inversionistas y obstaculizando el desarrollo del sector.
“En el último año no hemos visto que se haya defendido con el rigor necesario el gran problema que sufrimos y acuerdos para defender los derechos de todos los socios de ACERA. No nos veíamos representados, por lo que luego coincidimos con algunas empresas que teníamos objetivos comunes y creamos la nueva asociación de puros generadores”, confirmó durante el mega evento FutureEnergySummit (FES)Southern Cone.
“El principal objetivo del nuevo gremio es que las renovables sean remuneradas con equidad. Falta una cancha pareja que es reclamada por la Unión Europea que no se da en Chile y es donde queremos centrarnos para conseguir que mejore la situación, porque sino se ralentizarán aún más las inversiones”, añadió.
Es decir que dicha carencia para tratar el tema, sumado al rechazo de ACERA a la propuesta gubernamental de ampliar el subsidio eléctrico vía un “Cargo FET” para los PMGD”, por parte de una “gestión unilateral” de la asociación y sin el aparente consenso de sus miembros, generó desacuerdos que derivaron en el detonante de la salida de ACCIONA como de otras empresas de renombre internacional del gremio en el que estaban.
De todos modos, el CEO para Sudamérica de la empresa española reconoció que el problema de los precios cero no solo afecta a Chile, sino que requiere atención global debido a que “se monta un castillo de naipes con baterías, hidrógeno y negocios que asumen que las renovables son gratuitas sin serlo”, señalando la urgencia de una modificación normativa para evitar el colapso del sistema.
«No podemos pretender que las energías que desarrollarán y descarbonizarán el futuro se remuneren a precios cero. La banca y los inversores internacionales están perdiendo confianza en Chile porque hicieron aportes de capital que hoy no pueden recuperar. Es un problema importante a resolver y se debe hacer un cambio legislativo sustancial”, subrayó.
Y cabe recordar que Acciona cuenta con alrededor de 1 GW renovables operativos en el país sobre los casi 12 GW en los que participó internacionalmente entre diversas tecnologías de generación renovable y almacenamiento.
Desde el punto de vista de ACCIONA, la situación actual refleja una desconexión entre la velocidad a la que se desarrollan las tecnologías renovables y la capacidad del mercado para adaptarse. Por lo que la falta de una política clara que garantice la remuneración justa de estas energías está generando lo que Arrarás describe como un “entorno de alto riesgo” para los inversores.
«Si queremos que se hagan más parques renovables, debemos estructurar un mecanismo donde estas tecnologías sean remuneradas justamente», explicó el ejecutivo, subrayando que, de no corregirse esta tendencia, se producirá un estancamiento en el desarrollo de nuevos proyectos.
Incertidumbre para los sistemas de baterías
Si bien la compañía tiene emprendimientos de storage en carpeta en Latinoamérica, en Chile todavía no observan con claridad señales de mercado que determinen cómo se remunerará la energía y lo que pudiera suceder en el futuro.
“Se habla de que la mitad debe ser término de potencia o poner un precio sombra a los sistemas de almacenamiento, mientras que otros actores se basan en arbitraje. Por ende, aún no invertimos en almacenamiento en Chile y es crítico que el Coordinador Eléctrico Nacional aclare cómo se remunerará”, remarcó Arrarás.
“También estamos con otros desarrollos, más eólicos que solares, algunos ready to build para invertir, pero nos enfocamos más en Perú que Chile, ya que vemos mejores condiciones para invertir y derivamos nuestro pipeline hacia allí. Incluso tenemos una planta de hidrógeno verde lista para invertir, pero no tenemos un offtaker que quiera comprar el H2V. Por lo que Chile deberá cambiar completamente la ley del sector eléctrico para llegar a la carbono neutralidad”, concluyó.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, un evento que reunió a más de 500 ejecutivos de alto nivel del sector energético a fines de octubre pasado, María Urrea, gerenta para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, compartió su análisis sobre el presente y futuro de las energías renovables en la región.
El mercado colombiano, clave para la transición energética, enfrenta desafíos y oportunidades importantes. Urrea destaca que «Colombia ha venido creciendo en el número de proyectos en operación», con cerca de 1 gigavatio (GW) de paneles solares importados entre enero y agosto de 2024, un indicio claro del avance del sector. No obstante, los obstáculos persisten: «Vemos algunos proyectos que se han demorado muchísimo en obtener licencias o financiamiento, lo que genera lentitud en su ejecución», puntualiza.
Desde la perspectiva gubernamental, el viceministro Campillo señaló en el evento que se espera alcanzar 5 GW operativos en energía solar para finales de 2026. Urrea concuerda con esta proyección optimista, aunque recalca la necesidad de resolver los cuellos de botella actuales: «Espero realmente que logremos las 5 gigas al final del mandato», expresó.
JA Solar, con una oferta tecnológica avanzada, continúa consolidándose como líder en el mercado solar gracias a su capacidad para adaptarse a las necesidades específicas de cada región. La compañía ofrece:
Módulos de 615 a 700 W, ideales para proyectos utility que requieren alta capacidad.
Soluciones especializadas para climas adversos, como las condiciones de huracanes en Jamaica.
«Nuestro equipo técnico acompaña siempre al proyecto para garantizar que se utilice el módulo más adecuado según la localización», enfatiza Urrea. Además, los módulos tipo N, con mayor eficiencia y menor degradación, se han convertido en el mainstream del mercado solar, liderando la innovación en el sector.
Región dinámica: Centroamérica y el Caribe en crecimiento
Además de Colombia, JA Solar ve un gran potencial en mercados centroamericanos y caribeños. Urrea detalla algunos casos destacados:
Guatemala: En construcción un proyecto de 60 MW, junto con múltiples proyectos GDR de 7 MW.
Nicaragua: Proyectos de 46 MW y 60 MW posicionan a la empresa como líder en este mercado emergente.
República Dominicana: Las importaciones alcanzaron 800 MW en 2024, con una proyección similar para 2025.
Urrea también subrayó el dinamismo de Panamá, que espera una licitación de 500 MW, y el crecimiento exponencial de mercados en el Caribe, como Jamaica y Trinidad y Tobago. «Estos países vienen creciendo de forma exponencial», afirmó.
Expectativas 2025: Consolidación del liderazgo en la región
JA Solar tiene grandes expectativas para el próximo año. En Colombia, la empresa busca mantener su 30% de participación en el segmento de generación distribuida, consolidando alianzas estratégicas con distribuidores como MECO, AMARA y BAIBA. «Queremos seguir apoyando a nuestros distribuidores y mantener nuestra posición de liderazgo», afirmó Urrea.
En el resto de la región, los inversionistas continúan apostando por Centroamérica, impulsando un crecimiento acelerado. «Creemos que los mercados de Centroamérica van a crecer mucho más», concluyó.
Tongwei Solar (Hefei) Co., Ltd., una filial de Tongwei Co., Ltd., ha sido reconocida con la Medalla de Oro de EcoVadis 2024, logrando una puntuación de 78. Mientras que la Medalla de Oro se otorga a las empresas que se sitúan en el 5% superior a nivel mundial, Tongwei se destaca aún más al posicionarse en el 3% superior entre más de 130,000 empresas de diversas industrias en todo el mundo.
Cabe resaltar que Tongwei es la única empresa de la industria de fabricación fotovoltaica en recibir este prestigioso galardón, consolidando su posición como líder en sostenibilidad corporativa.
¿Qué es EcoVadis?
EcoVadis es un estándar globalmente reconocido para evaluar la sostenibilidad corporativa. Su marco de trabajo, basado en puntos de referencia internacionales como ISO 26000 y la Iniciativa Global de Reportes (GRI), evalúa a las empresas en cuatro áreas clave: medio ambiente, trabajo y derechos humanos, ética y compras sostenibles. Con presencia en más de 220 industrias y 180 países, EcoVadis es confiado por más de 600 corporaciones multinacionales para la evaluación de proveedores y abastecimiento responsable.
La evaluación de EcoVadis incluye 21 criterios distribuidos en los cuatro temas principales mencionados. Las empresas son clasificadas en función de su puntuación general y su posición percentil a nivel global. Los umbrales de medallas para 2024 son los siguientes:
Platino: Top 1% (80–100 puntos)
Oro: Top 5% (72–79 puntos)
Plata: Top 15% (64–71 puntos)
Bronce: Top 50% (56–63 puntos)
Las empresas que obtienen una puntuación inferior a 56 o que tienen una puntuación individual en alguna categoría por debajo de 30 no califican para recibir una medalla. Las clasificaciones se calculan globalmente en todas las industrias.
El camino hacia la sostenibilidad de Tongwei
Para Tongwei, la sostenibilidad no es solo una prioridad, sino una parte integral de su misión. La empresa ha integrado los principios de Medio Ambiente, Social y Gobernanza (ESG) en su estrategia central, creando un Comité de Gestión de Energía y ESG bajo su Junta Directiva. Este comité lidera iniciativas de sostenibilidad en toda la organización, fomentando la colaboración y la rendición de cuentas.
Con un enfoque en generar un impacto positivo, Tongwei ha adoptado la filosofía de sostenibilidad «Together to Win», que guía su enfoque proactivo hacia las prácticas ESG y refuerza su compromiso con el éxito mutuo con todos sus grupos de interés.
Reconocimientos y hitos
Los esfuerzos de Tongwei en sostenibilidad han sido ampliamente reconocidos. La empresa ha recibido más de 70 premios por sus logros en ESG, incluyendo su inclusión en la Lista de Influencia ESG de Fortune China 2024 y en el Top 100 de Pioneros de Empresas Cotizadas en ESG en China por segundo año consecutivo. Además, Tongwei fue incluida en el Anuario de Sostenibilidad China 2024 de S&P con las puntuaciones de sostenibilidad más altas del sector y obtuvo el primer premio en la categoría de «Innovación en Energía Limpia» en la competencia UNIDO Global Call 2023.
Además de estos reconocimientos, Tongwei está construyendo activamente un ecosistema ESG. Participa en ocho iniciativas internacionales y ha lanzado una propia, buscando fomentar la adopción de prácticas sostenibles en diversas industrias y regiones.
Un compromiso con el liderazgo global
En un contexto donde el cambio climático y los desafíos de sostenibilidad son cada vez más urgentes, Tongwei sigue priorizando la responsabilidad social corporativa. Recibir la Medalla de Oro de EcoVadis valida los esfuerzos de la empresa por integrar estrategias verdes y bajas en carbono en su negocio. Además, fortalece la credibilidad de Tongwei en los mercados globales, ofreciendo a sus socios internacionales garantías confiables de su compromiso con la sostenibilidad.
Tongwei se mantiene firme en su misión de «Buscar la Excelencia y Contribuir a la Sociedad». A través de asociaciones cercanas en toda la cadena de valor, la empresa busca liderar la transformación verde de la industria. Con su filosofía de «Together to Win», Tongwei está decidida a impulsar avances significativos en sostenibilidad global y seguir construyendo un futuro más verde para todos.
El Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima (BMWK) inició una asociación público-privada (PPP) entre Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH y K-UTEC, para desarrollar en Chile soluciones para la valorización de la salmuera de rechazo como resultante del proceso de desalinización de agua de mar en la producción de hidrógeno verde.
El proyecto PPP «Brine-to-Value: Valorización de la salmuera rechazada para mejorar la sostenibilidad ecológica y económica del proceso», se centra en la conversión de la salmuera de rechazo en productos valiosos como sales de sodio, potasio y magnesio. Esta asociación pretende reducir el impacto ambiental y mejorar la viabilidad económica de los proyectos de hidrógeno verde que utilizan agua de mar desalada.
Utilizando métodos como la cristalización fraccionada de sales compensada por evaporación solar, así como la evaporación mecánica o las tecnologías de membranas, se pueden reutilizar flujos de salmuera de alta salinidad para obtener estas sales valiosas y recuperar agua para reutilizarla en la producción de hidrógeno verde.
El proyecto incluye el desarrollo de un estudio de prefactibilidad técnica y económica para producir sales valiosas e hidrógeno verde a partir de agua de mar desalinizada, definiendo las condiciones mínimas requeridas del proyecto y los criterios de localización para la implementación exitosa de dicho proyecto.
El Dr. Heiner Marx, CEO de K-UTEC, afirma: «El proyecto Brine-to-Value ejemplifica nuestro compromiso con el desarrollo de soluciones innovadoras que mejoren la sostenibilidad ecológica y económica en el sector del hidrógeno verde. Al convertir la salmuera rechazada en sales valiosas, abordamos un reto crítico de los procesos de desalinización al tiempo que contribuimos a la economía circular. Esta asociación con la GIZ a través de la iniciativa H2Uppp se alinea con nuestra experiencia y visión y tiene como objetivo hacer que la producción de hidrógeno verde no solo sea ambientalmente sostenible, sino también económicamente viable. Chile ofrece un entorno ideal para demostrar el potencial de estas tecnologías, y estamos entusiasmados de contribuir al avance de la economía global del hidrógeno.»
El hidrógeno verde es esencial para avanzar en la transición energética mundial y hacer frente al cambio climático. A través de la iniciativa H2Uppp, el BMWK apoya los esfuerzos empresariales y el desarrollo de proyectos en fase inicial para fortalecer el mercado mundial del hidrógeno. El BMWK se centra en fomentar la inversión y acelerar el crecimiento de la economía internacional del hidrógeno.
Además, los proyectos de hidrógeno impulsan los beneficios económicos locales mediante la creación de puestos de trabajo, la generación de ingresos fiscales y el fomento del crecimiento empresarial a través de la producción, el uso local y el comercio internacional de hidrógeno verde y sus derivados. H2Uppp ayuda a responder la futura demanda de hidrógeno verde en Alemania y Europa, al tiempo que fomenta la transferencia de tecnología.
El hidrógeno verde es vital para Chile y Alemania, ya que apoya sus transiciones energéticas y sus objetivos climáticos. El uso eficiente del agua es crucial para producir hidrógeno verde, garantizando la sostenibilidad en el proceso. Chile puede aprovechar sus abundantes recursos renovables y sus estrategias de gestión del agua para convertirse en un proveedor clave, mientras que Alemania depende de las importaciones de hidrógeno verde para descarbonizar las industrias y reducir la dependencia de los combustibles fósiles.
La compañía dedicada a las soluciones energéticas especializada en energía modular y móvil Aggreko se fijó como meta hace algunos años acompañar el crecimiento de la industria minera y de Oil & Gas en la Argentina a fin de aprovechar todos los recursos con los que cuenta el país. En diálogo con EconoJournal, Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica, realizó un balance sobre cómo fue el 2024 para la compañía y aseguró: “Este no fue un año de gran crecimiento porque mantuvimos volúmenes similares a los de 2023, pero si fue de mejora de procesos, de ordenar. Este año se ordenaron muchas cosas y comenzó a fluir la importación de piezas que el año pasado fue un caos. Eso nos permitió posicionarnos mejor”.
Varela consideró que fue un año con buenos resultados tanto en minería como en petróleo. “Se facilitaron los procesos y para nosotros fue muy bueno. Antes era muy complejo. La Argentina representa entre el 10 y 15% de nuestro negocio en América Latina y representaba el 50% de los problemas. Hoy no. Vemos con más optimismo el año que viene. Creemos que vamos a crecer. Tenemos un pipeline de nuevas oportunidades. Ya estamos viendo movimiento real en el petróleo, en Vaca Muerta. Hay empresas que están acelerando su producción con exploración nueva. En la minería hay más cautela”, advirtió.
Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica
El rol del Estado
El ejecutivo de Aggreko también se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno para dinamizar al sector energético y al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y planteó que “este gobierno está intentando salir de las restricciones, del control sobre la oferta y demanda. Cuanto más limpia esté la cancha, cuando menos esté involucrado el gobierno, es mejor. Si el gobierno interviene mucho termina siendo negativo. Cuando menos participe, es mejor visto internacionalmente lo cual hace que vengan las inversiones grandes, por ejemplo, las que se necesitan para desarrollar el Gas Natural Licuado (GNL) o el hidrógeno. Se necesita que las empresas sientan que el gobierno no se les va a meter en el medio”.
Varela expresó que se precisan leyes que aseguren la continuidad de los proyectos y que permitan que se respeten las reglas de juego a largo plazo. “Hoy no es lo mismo invertir en la Argentina, Brasil o Colombia que en Estados Unidos. Tenemos que dar credibilidad y seguridad jurídica a largo plazo. Debemos desarrollar el GNL”.
Proyecciones
Varela dio cuenta de cuáles son las proyecciones que tienen desde la compañía para los próximos años y aseveró que uno de los objetivos es ser protagonistas en la transición energética y en la reducción de las emisiones.
“La Argentina tiene un déficit estructural eléctrico bastante grande que va a demorar en arreglarse 10 o cinco años. Nosotros tenemos participación y vamos a apoyar esas soluciones. Ojalá este levantamiento de restricciones tanto de importación, de exportación y de tránsito de divisas se mantenga y que el gobierno no se meta ni para bien ni para mal para que las cosas funcionen y fluyan libremente”, puntualizó.
La apuesta por la minería
Aggreko brinda sus soluciones en la industria minera y sobre todo en el sector del litio. Otorga sus productos de energía modular en iniciativas que se encuentran a más de 4000 metros de altura sobre el nivel del mar a fin de garantizar el suministro. En base a esto, Varela comentó: “Para nosotros, trabajar en proyectos en altura es como que nos inviten a jugar de local. Nos sentimos cómodos. Trabajamos con empresas internacionales de estándares altos. Esto nos ayuda mucho. Los desafíos logísticos, ambientales y de infraestructura es lo que nosotros solucionamos. Hay buena irradiación solar en Los Andes y por eso se pueden desarrollar soluciones híbridas. Tenemos gente de nuestro equipo dedicada a las soluciones en altura”.
El director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica hizo referencia a la penetración de renovables en la oferta de soluciones energéticas y remarcó que los productos deben ser robustos y que se debe tener en cuenta la sustentabilidad de las soluciones, las emisiones, la confiabilidad y la eficiencia de costos a la hora de incorporar este tipo de energía.
“Trabajamos mucho en esto para llegar a la solución ideal. Nosotros nos especializamos en que conversen las tecnologías, por ejemplo, una solución térmica a gas o a diésel con una batería o una planta solar. Buscamos los mejores proveedores”, marcó.
Varela advirtió que en la actualidad la trazabilidad de los productos se ha convertido en un aspecto fundamental. Sobre esto indicó que “antes la trazabilidad era exclusivamente para lo referido a los accidentes. Hoy el tema de las emisiones es fundamental. Todo se mide. Por eso, hay que entender lo que cada empresa minera quiere. Hay que adaptarse a cada situación y entender las necesidades de cada cliente. Hay mucho trabajo previo. Todo el tema de la transición energética tiene muchas cosas por detrás”.
Hidrógeno
En la última edición del Argentina & LATAM Lithium Summit desde la compañía expusieron que han desarrollado una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ, y que a su vez mejora la combustión. La solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno generado luego entra en el equipo y hace que la combustión sea más completa.Con esto la compañía hace que baje el uso de los combustibles en un 2% y que los gases mejoren en un 25% en contenido de óxidos de nitrógeno (NOx).
Varela explicó que globalmente han desarrollado varias pruebas con hidrógeno para hacer generadores o celdas de combustible. No obstante, planteó que el hidrógeno todavía sigue siendo un combustible muy caro de transportar, que es 10 veces más caro de transportar que el GNL.
“Somos cuidadosos con eso porque a la gente le encanta hablar y escuchar sobre el hidrógeno, pero transportarlo como combustible único es muy complejo. Lo que estamos haciendo e implementando es el hidrógeno como parte de las soluciones. El hidrógeno ayuda a abaratar la solución y hacerla más sustentable en cuanto a las emisiones. Es una tecnología que hemos desarrollado para generadores de ciclo abierto. No son máquinas 100% de hidrógeno. Sino que son con parte de hidrógeno y con parte de diésel. Pero las condiciones son de crecimiento”, concluyó.
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Infinigen Renewables, desarrollador, operador y dueño de activos de energía renovable, fortalece su cartera de proyectos de generación y almacenamiento de energía en Puerto Rico. De acuerdo con Leslie Hufstetler, CEO de Infinigen Renewables, el enfoque está en ampliar su capacidad instalada mediante adjudicaciones en licitaciones y adquisiciones estratégicas.
“Nuestro outlook es positivo y de continuar creciendo”, afirmó en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.
El Parque Solar Yabucoa, con una capacidad de 42 MWp, será el próximo gran paso de Infinigen. Su CEO confirmó que ya se emitió el aviso de inicio de obra al contratista Renewable Energy Systems (RES), la división de renovables de LORD Construction Group, para que encamine su construcción durante 2025.
Diagrama del Proyecto Yabucoa. Fuente: Infinigen Renewables
Aunque este proyecto ubicado en el extremo sureste de Puerto Rico ya tiene previsto incluir baterías en cumplimiento de los requerimientos técnicos para su interconexión, la empresa va por más y buscará agregar un componente de almacenamiento de 50 MW por 4 horas, equivalente a 200 MWh.
“Nuestra expectativa es firmar ese contrato [de almacenamiento] en enero o febrero de 2025”, explicó, ya que el objetivo sería que el sistema de almacenamiento se construya en paralelo al parque solar, permitiendo luego una operación integral.
Además del proyecto en Yabucoa, Infinigen tiene en marcha dos iniciativas de almacenamiento que complementarán instalaciones existentes.
El primero añadirá 50 MW (200 MWh) en baterías al Parque Solar Oriana, en Isabela, que ya cuenta con 45 MWac/57 MWdc de capacidad instalada solar.
El segundo proyecto consistirá en 20 MW (80 MWh) en baterías para el Parque Solar Horizon, ubicado en Salinas, que opera desde 2015 y fue pionero en cumplir con los estrictos estándares de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) gracias a su sistema de almacenamiento inicial de 5.4 MW de capacidad.
Hufstetler destacó la importancia de estas inversiones: “Hay una necesidad grande en Puerto Rico para cubrir la demanda en las horas pico de la noche, de 6 a 9 p.m. Agregar estos sistemas de almacenamiento ayudará a cumplir con la demanda y a mantener la estabilidad de las redes”.
Visto aquello, la empresa planea participar activamente en los tramos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para centrales renovables y almacenamiento. De hecho, no sólo participó en las primeras ediciones, sino que ya presentó un proyecto en el tranche 4 que cerró el mes pasado y tiene en mira los tranches 5 y 6, siempre y cuando estos últimos se materialicen.
La transición de PERC a TOPCon marca una nueva era en el sector fotovoltaico. Según Harold Steinvorth, director de Generación Distribuida para Latinoamérica de Trina Solar, esta transición ha sido contundente desde el año pasado.
“La tecnología TOPCon se posiciona ahora como la principal tecnología a nivel mundial y será dominante por los próximos 3 a 5 años”, resalta.
Y añade: “Más del 80% de la producción mundial va hacia la tecnología TOPCon”.
El avance de TOPCon no ha estado exento de desafíos. Steinvorth recalca que la bancabilidad de los proyectos depende de que los fabricantes cuenten con patentes adecuadas, especialmente en un contexto donde las controversias por propiedad intelectual han surgido en torno a esta tecnología.
Las ventajas técnicas impulsan la adopción de TOPCon. Esta tecnología se distingue no solo por su capacidad de generar más energía bajo condiciones adversas, como climas nublados, sino también por su eficiencia en latitudes donde antes no se consideraba viable instalar parques solares. Steinvorth subraya: “TOPCon no solo mejora el rendimiento, sino que amplía las oportunidades para el desarrollo de proyectos solares en regiones tradicionalmente desafiantes”.
Más allá de los módulos: una estrategia integral
Además de los módulos, Trina Solar impulsa una estrategia integral que abarca soluciones avanzadas para maximizar la eficiencia de los parques solares. “Buscamos que haya comunicación entre los trackers, los inversores y los módulos para maximizar la generación”, explica Steinvorth. Esta visión holística ha sido clave para posicionar a Trina Solar más allá de los módulos, su línea de origen.
Como Trina Storage esta empresa ha diversificado su portafolio en Latinoamérica con más de 2 GWh de proyectos de almacenamiento adjudicados para el próximo año. Steinvorth detalla: “Somos fabricantes de nuestra batería, controlamos los procesos y somos agnósticos en cuanto a si es AC coupling, DC coupling, servicios auxiliares o respaldo”. Estas soluciones se adaptan a las necesidades específicas de los clientes, demostrando la capacidad de la compañía para abordar distintos escenarios.
En mercados como Chile, donde el almacenamiento ha tomado protagonismo, Steinvorth observa una transformación clave: “Chile pasó de ser un mercado solar a un mercado de almacenamiento, con señales claras en regulación y servicios que benefician a los sistemas eléctricos”.
La innovación también se extiende a las estructuras y seguidores solares. Steinvorth resalta cómo Trina Tracker ha desarrollado soluciones que se adaptan a condiciones específicas y algoritmos de seguimiento y performance. “Hace 5, 7 años, en Colombia era impensable usar trackers; hoy en día, la mayoría de los proyectos a gran escala los integran”, señala, atribuyendo este cambio al valor demostrado por estas tecnologías.
Recientemente, la compañía ha iniciado esfuerzos en el desarrollo de electrolizadores bajo la unidad Trina Green Hydrogen, con un enfoque en el hidrógeno como una oportunidad para modernizar la transición energética. Steinvorth puntualiza que la tecnología existe, pero se requiere una mayor modernización y rapidez en la parte regulatoria.
Apuesta estratégica en Latinoamérica
El papel de Latinoamérica en la estrategia global de Trina Solar es evidente. Con más de 85 colaboradores en la región, la empresa ha expandido su presencia en mercados clave como Brasil, que representa más del 70% del mercado fotovoltaico en la región, además de Chile, Colombia y México como principales mercados estratégicos, pero extendiéndose a cada uno de los mercados latinoamericanos.
Guatemala podría emerger como un hub estratégico de hidrógeno en Centroamérica. Según Sergio Herrarte, especialista en finanzas para el sector energético e hidrógeno, el país reúne condiciones únicas para el desarrollo de esta tecnología.
“El hidrógeno no se presenta como un reemplazo de las baterías o de otras energías renovables, sino como una alternativa para aplicaciones industriales intensivas en energía y transporte”, explicó Herrarte. Añadió que Guatemala cuenta con una posición geográfica estratégica que, junto con su regulación energética comprobada, podría facilitar la adopción de proyectos de este vector energético.
Un marco regulatorio sólido y actualizaciones alineadas a las innovaciones tecnológicas abrirían la puerta a desarrollos eficiente de hidrógeno en el sector energético. “La regulación energética guatemalteca solo va para mejora. Esto permitiría que el hidrógeno entre en un momentum en el que su integración sea cada vez más viable”, subrayó.
Aunque Guatemala carece de una regulación específica para el hidrógeno, Herrarte cree que el marco existente puede adaptarse de manera eficiente. “Hay entes en Guatemala a los que les sería muy intuitivo abordar este tema. El sector energético, por ejemplo, tiene modelos que podrían ser un proxy, como la regulación para autoconsumo”, explicó.
Para Herrarte, el hidrógeno podría integrarse inicialmente al sector energético renovable, lo que facilitaría la creación de normativas específicas. “La energía eléctrica en Guatemala tiene la madurez para adoptar al hidrógeno y darle un marco regulatorio adecuado”, puntualizó.
El especialista destacó el papel crucial de actividades productivas con alta demanda energética, como la acerera o la logística, que podrían beneficiarse rápidamente de soluciones personalizadas de hidrógeno. “Guatemala es el centro industrial de Centroamérica, y ya tiene una demanda interna energética fuerte. En el muy corto plazo comenzaremos a ver soluciones hechas a la medida para estas industrias, más allá de simples proyectos piloto”, aseguró.
La banca, un aliado clave
Un factor determinante para el desarrollo del hidrógeno verde es el financiamiento. Herrarte señaló que la banca guatemalteca ha adquirido experiencia en el sector energético, lo que facilita la viabilidad de nuevos proyectos. “La banca guatemalteca está acostumbrada a trabajar con contratos como los HPAs. Esto, combinado con el prestigio de los off-takers en Guatemala, crea una ventaja competitiva muy fuerte”, comentó.
Además, la preparación de la banca para iniciativas energéticas, como la Licitación PEG5, refuerza su capacidad para acompañar el crecimiento del hidrógeno verde. “Hay un know-how y un flujo de recursos que acompañan este crecimiento. Estoy seguro de que también apoyarán el desarrollo del hidrógeno”, afirmó.
Impacto global y competencia tecnológica
En el contexto internacional, Herrarte señaló cómo las dinámicas entre Estados Unidos y China están configurando el mercado de hidrógeno. Siguiendo su análisis “vamos a ver equipos chinos a la baja en costos y equipos norteamericanos con costos más elevados que de hecho ya se ve”, afirmó.
Como ejemplo, Herrarte comparó empresas líderes del sector: “si uno uno ve una marca como Plug Power, por ejemplo versus una marca como Trina, que ya tienen electrolizadores, vamos a ver un CAPEX totalmente 10 contra 1; es decir, el costo del electrolizador norteamericano va a ser 10 veces más elevado que el chino”. Este diferencial haría que muchas iniciativas vean como más atractiva la tecnología de origen asiático.
Respecto al panorama político en Estados Unidos, Herrarte expresó: “Cuando ganó Donald Trump las elecciones se puso en duda qué va a suceder con la Ley de reducción de la inflación y cómo eso va a poder parar lo acelerado que venía, por ejemplo, el crecimiento de hidrógeno, el crecimiento en inversiones en hidrógeno especialmente inversiones subsidiadas”.
En contraste, Herrarte destacó la estrategia de China para consolidar su liderazgo en esta tecnología. “El gobierno chino ha anunciado en las últimas semanas que le estará apostando fuertemente al hidrógeno. Los chinos van a aprovechar esa decisión para poder ellos ser los jugadores número uno en el hidrógeno, entonces ya veremos cómo es la competencia entre equipo chino y norteamericano, pero definitivamente el protagonista será quien logre los costos más competitivos en los electrolizadores y los demás equipos como los compresores y centros de almacenamiento de hidrógeno”, explicó.
La Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (APEDE) enfatizó la importancia de la apertura del Gobierno panameño para brindar mayor transparencia y previsibilidad al sector eléctrico. Durante una reunión con el secretario de Energía, Juan Manuel Urriola, el pasado 27 de noviembre, se abordaron temas críticos para el desarrollo del sector, como la diversificación de la matriz energética, la actualización de la Ley 6 y la planificación de licitaciones.
“Queremos coadyuvar con nuestras ideas y análisis para aportar propuestas al desarrollo del sector energético”, sostiene Rafael Jaén Williamson, presidente de la Comisión de Energía y Combustibles 2024-2025 de la APEDE. Según Jaén, el encuentro permitió establecer un diálogo constructivo, donde se compartieron visiones sobre proyectos y prioridades nacionales.
Uno de los temas destacados fue la necesidad de adaptar la Ley 6, normativa marco del sector eléctrico, a los nuevos desafíos del país. “Es necesario que la ley contemple cuestiones como la presencia de energías fotovoltaicas, el almacenamiento en baterías y otras innovaciones tecnológicas que ya están en la matriz energética”, explica Williamson. Añade que, aunque las modificaciones no serán radicales, “el secretario prometió presentar las propuestas de adecuación a los gremios para que puedan opinar y consultar”.
Por otro lado, el presidente de la Comisión de Energía y Combustibles de APEDE destacó la importancia de garantizar la seguridad y acceso a la electricidad, ya que el país enfrenta retos significativos para expandirse en comunidades rurales dispersas. Según el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se necesitarían más de 100 millones de dólares para llevar energía a más de 70.000 familias que aún no tienen acceso a la red eléctrica en este país.
Otro de los puntos clave de la reunión fue el compromiso de Panamá para incrementar el porcentaje de generación renovable en su matriz energética. Según el representante de APEDE, la Secretaría Nacional de Energía ha manifestado en diversos foros su intención de seguir trabajando en políticas públicas que fomenten este tipo de generación.
“El empresario privado está alineado con estos objetivos. Pero no solo depende de las políticas públicas, sino también de atraer capital privado para financiar estos proyectos, ya que en su mayoría no son inversiones gubernamentales”, puntualiza el referente empresario.
Claridad en licitaciones: un paso clave
Desde APEDE también insistieron en la importancia de un cronograma claro de licitaciones para garantizar la previsibilidad necesaria a los inversores privados. “El sector privado necesita prepararse con mayor transparencia y previsibilidad para continuar diversificando la oferta energética”, destaca Williamson.
En este contexto, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) confirmó a Energía Estratégica su plan de licitaciones de suministro. Según el secretario Juan Manuel Urriola, ya están listos los documentos para una convocatoria de corto plazo que buscará cubrir la demanda eléctrica entre 2025 y 2030. Además, Urriola adelantó que en 2025 se anunciará una licitación de cinco años y, hacia finales de ese año, una de largo plazo que quedó pendiente.
“La agenda que tenemos en Panamá es ambiciosa, pero alcanzable”, asegura Urriola, al tiempo que reafirma el compromiso del Gobierno de garantizar suficiente oferta a través de estos mecanismos.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, evento que reunió a más de 500 ejecutivos de alto nivel del sector energético a fines de octubre pasado, Felipe Morales, Sales Manager para Latinoamérica de Risen, presentó las últimas innovaciones de la compañía en paneles solares y almacenamiento energético. Durante la entrevista, Morales enfatizó el impacto de la tecnología HJT (hetero unión) como la piedra angular del avance en eficiencia y potencia de los módulos solares.
“Risen se diferencia de la competencia por ser el fabricante número uno de la tecnología HJT”, afirma Morales, quien explica que este desarrollo, basado en una evolución de las celdas previamente trabajadas por Panasonic y Sanyo, ahora alcanza nuevos estándares de rendimiento. “Estamos observando paneles de 715 vatios con una eficiencia del 23%, y el próximo año lanzaremos modelos de 740 vatios con eficiencias del 23.8%”, detalla.
Además de la alta potencia, Morales destaca que los paneles mantienen un formato estándar de 2.3 x 1.3 metros, lo que facilita su integración en aplicaciones industriales y proyectos de gran escala. “Este tamaño es óptimo para los fabricantes de trackers, asegurando que se maximice la generación de energía sin comprometer la compatibilidad tecnológica”, añade.
El complemento del almacenamiento energético
Otro de los ejes destacados por Morales fue el rol del almacenamiento energético, un mercado en crecimiento que Risen aborda mediante su filial recientemente renombrada como Risen Storage. La empresa ha implementado proyectos de gran escala, como un sistema de 400 MWh en China y otro de 250 MWh en Estados Unidos, utilizando soluciones contenedorizadas con capacidades de almacenamiento de hasta 5 MWh por unidad.
“Cuando combinas la energía solar con almacenamiento, obtienes una solución robusta y eficiente”, señala Morales, quien subraya que en Colombia ya se están comenzando a incorporar estos sistemas en proyectos de generación distribuida. Sin embargo, reconoce que existen barreras que deben superarse para acelerar su adopción.
Perspectivas del mercado colombiano
Con un mercado en constante evolución, Colombia representa un desafío y una oportunidad para Risen. Morales comenta que, a pesar de los altibajos regulatorios, el país ha avanzado en la consolidación de proyectos de generación distribuida y está comenzando a explorar opciones de mayor escala. “Las energías renovables son un tren que no para, y Colombia debe subirse a él”, afirma.
Risen apuesta a fortalecer la confianza con sus clientes locales y a expandir su presencia en el país a través de soluciones integradas de generación y almacenamiento. “El próximo año veremos un crecimiento significativo en proyectos solares, impulsados por la tecnología HJT y el almacenamiento energético”, asegura Morales.
Un futuro prometedor para la región
Con soluciones innovadoras y una visión de largo plazo, Risen está posicionada como un actor clave en la transición energética de Colombia y América Latina. Su enfoque en la tecnología HJT y su capacidad de integrar almacenamiento son un claro mensaje de liderazgo en el sector. “El mundo está entendiendo la importancia de este cambio, y nosotros queremos ser parte de la solución”, concluye Morales.
Runergy, una empresa fundada en China en 2013, ha evolucionado significativamente desde su enfoque inicial en la fabricación de celdas solares. Hoy, la compañía cuenta con una capacidad de producción de 21 GW en módulos y 63 GW en celdas solares, consolidándose como un actor clave en la industria solar mundial.
Su modelo de negocio integrado verticalmente, desde la extracción de silicio hasta la producción de módulos, le permite cuidar la calidad y asegurar la mayor competitividad de sus productos.
«Enfocamos esfuerzos para optimizar los procesos y tener cada día una herramienta nueva para tener una mejor solución en cada etapa», explica Omar Ávila, Regional Sales Manager de Runergy, durante Future Energy Summit Colombia.
Aquello es logrado por la empresa gracias a su Centro de Innovación y Desarrollo. Según precisa el referente de Runergy a través de una inversión de más de 60 millones de dólares en este centro, se habría mejorando incluso las instancias iniciales de extracción y purificación del silicio.
De esta manera, la compañía destaca por su enfoque distintivo en investigación y desarrollo. Según Ávila, están trabajando en nuevos materiales como el galio, reemplazando al boro en las celdas solares. «El boro provoca una degradación lineal, y cambiarlo por galio nos permitirá extender la vida útil de los paneles», detalla.
Otro avance es el desarrollo de celdas HJT, diseñadas para ajustarse a los estándares internacionales, mejorando la eficiencia no sólo en la generación sino también en transporte y logística del producto final. En línea con aquello, Runergy está adaptando el tamaño de sus módulos de distintas tecnologías para su compatibilidad con otros componentes de parques renovables, como las estructuras tipo tracker. «Buscamos ofrecer tecnologías que se adapten mejor a las condiciones del mercado», asegura el directivo.
Tendencias y desafíos
Runergy reconoce que el mercado es el principal motor de las innovaciones. «No hay nada más inteligente que el mercado, y nosotros como fabricantes nos adaptamos constantemente», afirma Ávila. Este enfoque ha llevado a la empresa a culturizar toda la cadena de valor, desde los inversionistas hasta los técnicos encargados de la instalación, promoviendo buenas prácticas que impacten positivamente en el LCOE (Costo Nivelado de Energía).
Ávila enfatiza que es crucial explicar las ventajas diferenciales de los módulos solares, dado que no todos los equipos son iguales. «Adaptamos los módulos a las condiciones específicas de cada mercado, para maximizar la generación de energía y la rentabilidad de los proyectos», agrega.
Uno de los mayores retos para la expansión de las tecnologías renovables en la región, según Ávila, es la actualización de los marcos locales. «En Colombia, Perú y Ecuador todavía estamos un poco cortos en este aspecto. El gobierno debe profundizar en regulaciones que permitan democratizar la energía y generar confianza en los inversionistas», argumenta.
El Sales Manager destaca la necesidad de articular agendas entre gobierno, banca, tecnólogos y generadores para avanzar hacia un objetivo común. «La energía se necesita y debe entregarse de la mejor manera posible. Esto requiere que todas las agendas se alineen sistemáticamente», sostiene.
Antonio Milanese asumirá como subsecretario de Transición y Planeamiento Energético en reemplazo de Mariela Beljansky, que presentó su renuncia la semana pasada por motivos personales. Así lo confirmaron fuentes privadas a EconoJournal. Desde comienzos de año, Milanese se venía desempeñando como Director Nacional del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS) y a partir de ahora tendrá como misión principal mejorar la eficiencia en la asignación de los subsidios a las facturas de gas natural y electricidad.
De hecho, como nuevo subsecretario de Planeamiento Energético tendrá a su cargo la gestión del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), la base de datos que permitió la segmentación en tres niveles del universo de usuarios residenciales de gas y electricidad en función del ingreso económico de cada hogar. La secretaria de Energía, María Tettamanti, adelantó en el Energy Day, un evento organizado por EconoJournal a principios de mes, que el Ejecutivo fijará un período de transición de seis meses para reformular el esquema de asignación de subvenciones. Milanese tendrá un rol central en esa tarea.
El nuevo subsecretario es licenciado en Ciencia Política egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y tiene un master en Ciencias Sociales en la Universidad Torcuato Di Tella. Dicta el seminario “Laboratorio de Políticas Públicas” en la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA. También dictó en 2021 y 2022 la materia Ciencia de datos en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), orientada a la obtención, preparación y uso de datos.
Milanese es politólogo egresado de la Universidad de Buenos Aires.
Otros antecedentes en la gestión pública
Fue subsecretario de Innovación en la Municipalidad de Vicente López entre marzo de 2020 y marzo de 2022 donde también puso el foco en el análisis de datos para impulsar la modernización administrativa.
Su paso por la gestión pública también incluyó su participación como gerente de datos en el Ministerio de Modernización de la Ciudad de Buenos Aires entre enero de 2012 y diciembre de 2014, período en el que fue responsable del responsable del desarrollo del portal de datos abiertos http://data.buenosaires.gob.ar/ y de diversas plataformas y apps.
Además, entre marzo de 2018 y marzo de 2020 fue asesor de la Agencia de Acceso a la Información Pública con foco en el diseño de indicadores de cumplimiento de la ley de acceso a la información pública y protección de datos personales.
Milanese expuso este año en la jornada de Datos Abiertos organizada por la Secretaría de innovación, Ciencia y Tecnología.
Autoridades del Gobierno provincial participaron en Nueva York (Estados Unidos) de la Jornada NON-Deal Roasshow con el propósito de explorar oportunidades de inversión en sectores claves de Neuquén. Se trata de la continuidad de la misión que en octubre último estuvo en Londres. En este caso, participaron el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, y la secretaria de Hacienda y Finanzas, Carola Pogliano, quienes estuvieron junto con el Santader Bank y otros actores financieros.
Las jornadas se desarrollaron los días 25, 26 y 27 de noviembre. Participaron once fondos de inversión, con resultados más que satisfactorios. La intención fue mostrar la solidez de los números fiscales de la Provincia, las proyecciones de ingresos y gastos, destacar que es la economía provincial con crecimiento más rápido del país, que se realiza una gestión prudente de la deuda pública y, por sobre todas las cosas, un lugar seguro para invertir y que garantiza una seguridad jurídica de sus inversiones. Esta situación ya fue advertida por las calificadoras de riesgos, resaltando la mejor situación fiscal financiera de la Provincia.
Neuquén se posiciona de esta forma en el principal centro financiero del mundo, llegando en forma directa, sin intermediarios, para tener contactos con los fondos de inversión más importantes del mundo.
La participación en Non-Deal Roadshow, buscó que los bonos de Neuquén mejoren su cotización y se pueda salir con una tasa de corte mejor frente a futuras emisiones. Estos efectos ya fueron medidos en la jornada anterior de presentación en Londres, ya que tuvieron una marcada mejora en su rendimiento. A su vez, se pudo evaluar directamente con los inversores sobre las conveniencias o no de salir con estructuras basadas en garantías sobre los ingresos de la Provincia.
También produce efectos positivos sobre las inversiones privadas que realizan las empresas en Vaca Muerta, ya que gran parte de sus financiamientos que se vuelcan en inversiones productivas en la cuenca no convencional provienen de los mismos fondos de inversión visitados por los funcionarios. El encuentro sirvió para responder consultas sobre las inversiones en infraestructura que realizará la Provincia, ya que es el único destino posible a ser aplicado para futuras emisiones de deuda, descartando que cualquier financiamiento vaya a ser destinado a solventar gastos corrientes.
Neuquén cuenta con un potencial estratégico en diversas áreas, incluyendo el desarrollo de hidrocarburos, energías renovables, turismo y otras actividades productivas.
Con esta acción se espera lograr el incremento en los flujos de inversión extranjera directa hacia la provincia, para lograr diversificación en la economía, generación de empleo y mejora de la infraestructura.
El gobierno de Neuquén informó que la seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero.
En este sentido, después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para Neuquén. “Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han sido comprometidos por las empresas que hoy están operando en Vaca Muerta”, aseguró el ministro de Energía y Recursos Naturales de la Provincia del Neuquén, Gustavo Medele.
Puso como ejemplo el tiempo transcurrido desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta y destacó que “nunca hubo un cuestionamiento sobre las 47 concesiones no convencionales que llevamos otorgadas, y esta continuidad le da seguridad al inversor, que vuelve a apostar por la provincia en un mercado que es muy competitivo”.
Medele adelantó que “esa confianza se refleja en varios pedidos que tenemos para nuevas concesiones, tanto de empresas que ya están operando en nuestro territorio como de nuevas compañías. Estamos haciendo una evaluación de estos pedidos, incluso de una empresa de Brasil, lo que marca la expectativa de que podamos llegar con nuestro gas a ese país próximamente”.
Vaca Muerta contiene la segunda reserva mundial de gas no convencional, lo que según Medele hace que las principales empresas del mundo se fijen en Neuquén ya que “el gas es un hidrocarburo de transición y al ser más limpio va a tener una prioridad sobre el consumo de petróleo”.
“Las condiciones que se pactaron al momento de firmar las concesiones se han mantenido en el tiempo y eso tiene mucho valor a la hora de proyectar, tanto para las empresas como para el Estado provincial”, enfatizó el ministro.
En este sentido, comentó que en el negocio hidrocarburífero se piensa a largo plazo y puso como ejemplo a los proyectos de la planta de GNL y al puerto exportador de petróleo de YPF para facilitar la exportación. “Eso lleva tiempo, antes de eso las empresas que producen tienen que tener un comprador y ese comprador tiene que saber a qué precio va a adquirir el petróleo y el gas. Son todos engranajes de una misma maquinaria donde la previsibilidad es fundamental”.
El Parque Arauco de La Rioja dio otro paso crucial en su desarrollo energético, ya que comenzó la fase de montaje de 18 nuevos aerogeneradores correspondientes a la etapa 2 del proyecto PEA 3. Esta ampliación permitirá completar un total de 28 aerogeneradores en este parque, alcanzando una capacidad instalada de 99,4 megavatios (MW). De esta manera, el Parque Arauco contará con 101 aerogeneradores en total.
Desde la dirección de obras del Parque Arauco explicaron que el montaje de los aerogeneradores se extenderá hasta la segunda semana de marzo. “Estaríamos completando los 18 aerogeneradores montados para esa fecha. Posteriormente, seguiremos con la puesta en marcha, con la expectativa de finalizar esta etapa para el transcurso de julio, siempre dependiendo de las condiciones meteorológicas”, detallaron.
El montaje de los aerogeneradores contará con la participación de aproximadamente 30 personas, incluyendo operadores, personal de ambulancia, supervisores de calidad, y especialistas en montaje, higiene y seguridad. “Para esta tarea utilizaremos equipos de gran envergadura, entre ellos una grúa principal modelo LTM 1750 y dos grúas auxiliares de 220 toneladas”, agregaron.
El proyecto PEA 3 es una pieza clave en la estrategia de crecimiento del Parque Arauco, reafirmando su compromiso con las energías renovables y la sostenibilidad en la región. Con la incorporación de estos 18 aerogeneradores, se espera contribuir significativamente a la matriz energética limpia de Argentina. Además del impacto ambiental positivo, la obra genera empleo local y fomenta el desarrollo de competencias especializadas en el manejo y mantenimiento de tecnología de punta.
“Es una obra de alta precisión y grandes desafíos logísticos, pero tenemos un equipo preparado y comprometido para llevar adelante esta etapa crucial del proyecto”, concluyeron. El Parque Arauco sigue posicionándose como un referente fundamental en el sector de las energías renovables, alineándose con los objetivos de sostenibilidad a nivel nacional e internacional.
El Parque Arauco y Winti celebran tres años de compromiso con la educación
El Centro Ambiental Interactivo Winti, situado en el Parque Arauco, celebró su tercer aniversario con un hito significativo: cumplir su objetivo de ofrecer a cada estudiante de sexto grado de la provincia la oportunidad de vivir la experiencia Winti. Desde su inauguración, más de 20.000 alumnos de 375 escuelas de La Rioja recorrieron este innovador espacio, donde la educación ambiental cobra vida a través de actividades interactivas. Acompañados por más de 1.600 docentes, los estudiantes exploraron conceptos clave sobre el medio ambiente, fortaleciendo su conciencia ecológica y compromiso con la sostenibilidad.
En un acto conmemorativo, el gobernador Ricardo Quintela destacó el compromiso del gobierno provincial con la educación ambiental y afirmó que herramientas como Winti y la “Wintipedia“, una enciclopedia digital de educación ambiental, son “fundamentales para preparar a las infancias que liderarán el futuro”.
“Este fabuloso centro interpretativo ambiental, junto con la ‘Wintipedia’, son dos herramientas que el gobierno impulsa para todos los chicos y chicas que serán los líderes del mañana y que trabajarán por un futuro mejor y un planeta más cuidado y próspero para todos”, remarcó el mandatario.
Durante la apertura del sobre A de la licitación del Parque Solar a desarrollarse en General Pico, se recibió una oferta correspondiente a la UT Mariana Solar – FCS Energía – Power China Argentina.
La obra abastecerá de energía limpia al Polo de Desarrollo Energético, e incluye además el Parque de Actividades Económicas y la Estación Transformadora de Energía de 132/33/13,2 Kv que mejorará el servicio en el norte pampeano. El acto se realizó en el marco de la Licitación N° 1/24 “Asociación para la construcción del Parque Solar Fotovoltaico General Pico 15MW y la venta de energía a la Administración Provincial de Energía”.
El sobre A corresponde a la presentación de la propuesta técnica de la oferta, que contempla la capacidad técnica del proyecto, el aspecto ambiental que establece el compromiso de cumplir con todos los requisitos de la normativa vigente en cada una de las etapas de la obra, como así también el plan de trabajo, el equipo y medios que la empresa oferente se compromete a utilizar en el desarrollo del Parque Solar.
Se estima que la planta de General Pico generará 36,5 GWh, energía equivalente para abastecer a 9.000 hogares pampeanos.
La licitación prevé la creación de un Contrato de Unión Transitoria (UT) entre la compañía que resultara adjudicada (80% de participación) y PAMPetrol (20%), con una modalidad del proyecto full EPC – llave en mano.
El acto de apertura tuvo lugar en las oficinas de la empresa estatal de energía y fue presidido por la titular de PAMPetrol SAPEM, María de los Ángeles Roveda; y estuvieron presentes el secretario de Energía y Minería, Matías Toso, el director ejecutivo de la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-COMEX), Sebastián Lastiri; miembros del Directorio y síndicos de PAMPetrol; la subsecretaria de Energías Renovables, Georgina Doroni; el titular de la Administración Provincial de Energía, Cristian Javier Andrés, y el representante de la empresa oferente.
DAPSA (Destilería Argentina de Petróleo SA), empresa del holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP) acordó con YPF SA la comercialización de 1,8 millones de metros cúbicos de combustibles para abastecer a su red de estaciones de servicio durante los próximos cinco años.
Según lo informado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), el contrato valorizado en aproximadamente 1.130 millones dólares permitirá a DAPSA consolidar su posición como operador de la principal red independiente de estaciones de servicio del mercado local.
La empresa, que en 2024 festeja su 50° aniversario, ha llevado adelante un agresivo programa de inversiones para el desarrollo de su red de estaciones de servicios lanzada en 2019. Este esfuerzo le permitió posicionarse, en tan solo cinco años, como la quinta red del mercado argentino, con cerca de 200 bocas de expendio distribuidas en 17 provincias y más de 40 modernas tiendas de conveniencia que enriquecen su oferta de productos y servicios.
Plan de expansión
Impulsada por el nuevo vínculo estructural para el suministro de combustibles informado a la CNV, la empresa tiene como objetivo continuar su ambicioso plan de expansión. Proyecta alcanzar las 250 estaciones de servicio de bandera en los próximos dos años y ampliar la comercialización de combustibles, que actualmente promedia 500.000 metros cúbicos anuales y representa un 2% de participación en el mercado.
Con ese objetivo, DAPSA planea crecer también en el segmento del agro, donde ya cuenta con 14 agroservicios dedicados a la comercialización de combustibles de calidad para el sector, aprovechando la evidente sinergia que dicho canal presenta con la actividad agroindustrial del grupo SCP, que viene creciendo fuertemente a través de su controlada Morixe Hermanos S.A.I.C.
Acompañando el crecimiento de su red de estaciones de servicios, la empresa ha realizado también importantes inversiones en la ampliación y modernización de su terminal logística emplazada en un predio de 50 hectáreas en el Puerto de Dock Sud. Las instalaciones tienen capacidad para almacenar 140.000 metros cúbicos de combustibles en tanques y están asociadas a un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables del puerto, que le permite operar buques de 200 metros de eslora. Esta terminal se encuentra a su vez interconectada por ducto con las principales refinerías y terminales de despacho de la región.
Producción de lubricantes
DAPSA también produce el 10% de los lubricantes del mercado para algunas de las principales marcas locales e internacionales que se comercializan en el país y apuesta por seguir incrementando el posicionamiento de su marca propia, sustentado en la expansión de su red de estaciones de servicios.
Desde su adquisición por el grupo SCP a fines de 2018, DAPSA ha realizado inversiones superiores a 30 millones de dólares, y proyecta continuar invirtiendo para expandir su modelo de negocio, incorporando nuevas herramientas que le permitan potenciar la capacidad de comercialización de su red, ampliando y diversificando la oferta de productos y servicios de calidad para los usuarios que confían en la marca.
Con esta expansión, el holding SCP continúa incrementando su posicionamiento estratégico en el sector energético, donde además posee el 30% de participación en la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC), la sexta productora de upstream en Argentina, en sociedad con el grupo Corporación América.
Sobre Dapsa
DAPSA es una empresa de la industria petrolera, de servicios de downstream, almacenaje, comercialización y distribución de combustibles y lubricantes.
Sobre Sociedad Comercial del Plata (SCP)
SCP es un holding cuya actividad principal es la inversión en valores mobiliarios, con participación en sectores estratégicos del país, principalmente en los segmentos de Agroindustria / Alimentos, Materiales de construcción, Petróleo y sus derivados, Transporte y almacenamiento de granos, Forestación y Real Estate.
Las principales inversiones que la Sociedad posee al cierre del presente período son Morixe Hermanos S.A.C.I. (agroindustria / alimentos – 77,80% de participación directa), Canteras Cerro Negro S.A. – Grupo Cerro Negro (“CCN”) (construcción – 100% de participación directa e indirecta), Destilería Argentina de Petróleo S.A. (petróleo y sus derivados – 100% de participación directa e indirecta), Compañía General de Combustibles S.A. (petróleo y sus derivados – 30% de participación directa), , Ferroexpreso Pampeano (ferroviaria – 17,59% de participación indirecta), Delta del Plata S.A. (inmobiliaria – 50% de participación directa), entre otras inversiones.
El Gobierno reconoció que hubo un intento de vulneración de la seguridad informática de la Comisión Nacional de Energía Atómica, aclaró que fue una operación que fracasó y resaltó que tanto los planos como otros datos del rector nuclear CAREM (Central Argentina de Elementos Modulares) no estuvieron nunca en riesgo.
En una comunicación oficial, informó que el 27 de noviembre se registró un “incidente” en la Infraestructura TIC (Tecnologías de la Comunicación e Información) de uno de los proyectos más importantes de la CNEA, pero negó que se hubieran comprometido las redes de seguridad.
El organismo emitió un comunicado, al que accedió Infobae, en el que argumentaron que el equipo de Gerencia de Tecnologías de la Información y Comunicación examinó la situación y corroboró que “en ningún momento estuvo comprometida la seguridad de las instalaciones nucleares y no se ha difundido información sensible”.
El desafío de producción de combustible sustentable (SAF) para la industria aérea mundial está lejos aún de satisfacer las previsiones que se vienen realizando y que tienen como objetivo “carbono cero” para el 2050.
De acuerdo a las estimaciones de la Asociación Internacional de Transporte Aéreo (IATA) en 2024, los volúmenes de producción de SAF alcanzaron 1 millón de toneladas (1.300 millones de litros), el doble de los 0,5 millones de toneladas (600 millones de litros) producidos en 2023 y el SAF representó el 0,3 % de la producción mundial de combustible para aviones y el 11 % del combustible renovable mundial.
Sin embargo, esto está significativamente por debajo de las estimaciones anteriores que proyectaban una producción de SAF en 2024 de 1,5 millones de toneladas (1.900 millones de litros), ya que las principales instalaciones de producción de SAF en los EE. UU. han retrasado su aumento de producción hasta la primera mitad de 2025.
En 2025, se espera que la producción de SAF alcance los 2,1 millones de toneladas (2.700 millones de litros) o el 0,7 % de la producción total de combustible para aviones y el 13 % de la capacidad mundial de combustible renovable.
“Los volúmenes de SAF están aumentando, pero de manera decepcionantemente lenta. Los gobiernos están enviando señales contradictorias a las compañías petroleras que siguen recibiendo subsidios para su exploración y producción de petróleo y gas fósil. Y los inversores en productores de combustibles de nueva generación parecen estar esperando garantías de dinero fácil antes de ir a toda máquina“, explicó Willie Walsh, Director General de la IATA.
Añadió que “dado que las aerolíneas, el núcleo de la cadena de valor, obtienen solo un margen neto del 3,6%, las expectativas de rentabilidad para los inversores en SAF deben ser lentas y constantes, no rápidas y furiosas. Pero no se equivoquen: las aerolíneas están ansiosas por comprar SAF y los inversores y las empresas que ven el futuro a largo plazo de la descarbonización pueden ganar dinero”.
Insistió en que “los gobiernos pueden acelerar el progreso eliminando los subsidios a la producción de combustibles fósiles y reemplazándolos con incentivos estratégicos de producción y políticas claras que respalden un futuro basado en energías renovables, incluido el SAF”.
“La descarbonización de la industria aérea debe verse como parte de la transición energética global, no compartimentada como una cuestión de transporte. Esto se debe a que resolver el desafío de la transición energética para la aviación también beneficiará a la economía en general, ya que las refinerías de combustible renovable producirán una amplia gama de combustibles utilizados por otras industrias, y solo una pequeña parte será SAF, utilizada por las aerolíneas”, dijo a su vez Marie Owens Thomsen, vicepresidenta sénior de sostenibilidad y economista jefe de la IATA.
Para alcanzar emisiones netas de CO2 cero para 2050, el análisis de la IATA muestra que se necesitarán entre 3.000 y más de 6.500 nuevas plantas de combustible renovable. Estas también producirán diésel renovable y otros combustibles para otras industrias. El gasto de capital promedio anual necesario para construir las nuevas instalaciones durante el período de 30 años es de aproximadamente $ 128 mil millones por año, en el mejor de los casos.
Esta cantidad es significativamente menor que la suma total estimada de inversiones en los mercados de energía solar y eólica, de 280.000 millones de dólares por año entre 2004 y 2022.
“Los gobiernos deben ofrecer rápidamente incentivos políticos concretos para acelerar rápidamente la producción de energía renovable. Ya existe un modelo a seguir con la transición a la energía eólica y solar. La buena noticia es que la transición energética, que incluye la energía solar y eólica, necesitará menos de la mitad de las inversiones anuales que se requieren para lograr la producción eólica y solar a gran escala. Y una buena parte de la financiación necesaria podría lograrse redirigiendo una parte de los subsidios retrógrados que los gobiernos otorgan a la industria de los combustibles fósiles”, dijo Walsh.
Una encuesta reciente de la IATA reveló un importante apoyo público al SAF. Alrededor del 86% de los viajeros estuvo de acuerdo en que los gobiernos deberían ofrecer incentivos de producción para que las aerolíneas puedan acceder al SAF. Además, el 86% estuvo de acuerdo en que debería ser una prioridad para las compañías petroleras suministrar SAF a las aerolíneas.
La provincia de Río Negro conoció avances en el desarrollo del potencial de uno de sus minerales energéticos a partir de la firma del convenio entre Blue Sky Uranium y Corporación América, que prevé una inversión de 35 millones de dólares en los primeros tres años.
El objetivo es avanzar en la exploración del depósito Ivana, ubicado cerca de la localidad de Valcheta. Este acuerdo representa una etapa clave para evaluar la factibilidad de un proyecto que podría posicionar a Río Negro como líder en la producción de uranio y vanadio.
“Hoy estamos en una etapa de exploración avanzada que busca cuantificar y evaluar la rentabilidad del yacimiento. Si los resultados son positivos, el proyecto tiene estimada una inversión adicional de 160 millones de dólares para la construcción de la mina”, destacó el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro.
El depósito Ivana, parte del proyecto Amarillo Grande de Blue Sky Uranium, se caracteriza por su uranio acompañado de vanadio, un mineral clave en la industria energética y de almacenamiento de energía. “La ventaja comparativa de este yacimiento es que el uranio está alojado en areniscas, lo que permite un proceso de extracción más sustentable y con menor impacto ambiental, sin el uso de aditivos químicos agresivos”, explicó el funcionario.
El proyecto incluye estudios de metalurgia avanzados, que determinarán la calidad y cantidad del mineral, y permitirá avanzar en la planificación de la explotación. Según el secretario de Minería, “si todo sigue el cronograma, los estudios podrían completarse en tres años, dando paso a la etapa de construcción de la mina, siempre bajo estrictos estándares ambientales y con instancias de participación ciudadana”.
En cuanto a los aspectos ambientales, Aberastain Oro aseguró que el proyecto cumple con los más altos estándares internacionales. “El agua requerida para el proceso es mínima y no se tomará de cursos superficiales, lo que garantiza la protección del Arroyo Valcheta y otras reservas hídricas de la zona”, afirmó.
El anuncio se produce en un contexto de creciente demanda internacional de uranio, impulsada por su uso en energía nuclear y por la necesidad de diversificar las fuentes energéticas en un mercado global.
El gobernador Alberto Weretilneck envió a la Legislatura provincial el proyecto de ley que propicia la ratificación del acuerdo celebrado entre el Gobierno provincial y la empresa Vista Energy Argentina S.A.U., para la prórroga de las concesiones de explotación sobre tres áreas hidrocarburíferas.
Vale aclarar que en la actualidad la operación del área en cuestión, y sus futuras inversiones, corre por cuenta de Aconcagua Energía, tras un acuerdo cerrado en 2023 entre ambas petroleras.
Las áreas sobre las que se plantean las prórrogas de las concesiones de explotación son “Entre Lomas”, “25 de Mayo – Medanito S.E.” y “Jagüel De Los Machos”, además de sus concesiones de transporte asociadas, operadas por la empresa.
El acuerdo, enmarcado en la Ley Provincial N° 5.733 propone extender las concesiones por un plazo de 10 años.
El acuerdo de prórroga cumple con los requisitos planteados por el Gobierno provincial, a través de la Secretaría de Energía, los que se centran en lograr una inversión permanente y sostenida de las actividades que se desarrollan en el marco de la protección y conservación del ambiente; avanzando en el fortalecimiento del sector de manera sustentable, con una planificación estratégica que ponga en valor los recursos de la provincia.
Compromisos de la empresa concesionaria
Vista Energy Argentina S.A.U. se compromete a realizar un Plan de Inversiones y Actividades mínimo de USD 54.863.000, además de los siguientes aportes:
15 perforaciones (9 en firme y 6 contingentes), 65 workover (40 en firme y 25 contingentes), 4 conversiones en firme y 21 abandono de pozos (2 en firme y 19 contingentes) a ejecutarse entre 2025- 2031.
Bono de prórroga: USD 22.000.000.
Aporte al desarrollo social y fortalecimiento institucional: USD 4.400.000.- Contribución adicional de petróleo y gas: 3% de la producción mensual.- Aporte de capacitación, investigación y desarrollo, con montos específicos según el volumen de producción de cada área.
Beneficios para la provincia
La iniciativa persigue como meta ampliar el horizonte productivo y revertir la declinación de los volúmenes de producción, incrementando las reservas y los ingresos provinciales. Asimismo, se busca fomentar la mano de obra local y el fortalecimiento de pequeñas y medianas empresas rionegrinas, en línea con un modelo de explotación racional y sustentable.
El proyecto de ley incluye también medidas para la protección y mantenimiento de las instalaciones como activos provinciales, con énfasis en la reducción de emisiones y la sustentabilidad de las operaciones.
Trámite administrativo
El acuerdo fue resultado de un proceso exhaustivo de análisis técnico y consultas interinstitucionales, liderado por la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente. La propuesta ya cuenta con el aval de las áreas técnicas y será tratada por la Legislatura en las próximas semanas.
El presidente Javier Milei anunció este martes que el gobierno presentará un nuevo plan nuclear argentino con el objetivo de brindar energía a centros de entrenamiento de inteligencia artificial. La iniciativa será liderada por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista con un paso previo por el directorio del Banco Central durante la gestión de Cambiemos. Se trata de un paso decisivo en una agenda de reconfiguración del sector nuclear nacional que comenzó con la habilitación del ingreso de capital privado en la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina mediante la Ley de Bases.
En un discurso emitido por cadena nacional para hacer un balance de su primer año de gestión, Milei explicó que la Argentina posee las fuentes de energía necesarias para alimentar la demanda de energía de los clusters de inteligencia artificial. «Nosotros tenemos energía de sobra, tierras frías e inhóspitas de sobra, el recurso humano de calidad también de sobra«, dijo el presidente.
En esa línea, el presidente precisó que se diseñará un Plan Nuclear Argentino para construir centrales nucleares que puedan brindar la energía requerida por este tipo de proyectos tecnológicos, sin especificar el tipo de línea tecnológica a utilizar, que en la Argentina es centralmente de uranio natural y agua pesada.
«El aumento de demanda de energía que implica la inteligencia artificial va a generar en el mundo entero un resurgimiento en la energía nuclear después de décadas de declive. Y nosotros no nos vamos a quedar atrás, vamos a diseñar un plan nuclear argentino que contemple la construcción de nuevos reactores, así como la investigación de las tecnologías emergentes de reactores pequeños o modulares, manteniendo los máximos estándares de seguridad y eficiencia», dijo Milei.
Liderando esta agenda estará Reidel, que presentará el plan nuclear o brindará los lineamientos del mismo en los próximos días, según lo anunciado por el presidente.
El gobierno dejó en claro en reiteradas ocasiones que busca posicionar a la Argentina como un polo de inteligencia artificial. Las principales compañías tecnológicas del mundo han incluido a la energía nuclear entre sus planes para alimentar a este tipo de proyectos y a sus datacenters en general con energía eléctrica de base y sin emisiones de gases de efecto invernadero, debido a su elevado consumo energético.
Google, Amazon, Meta y Microsoft vienen realizando distintos anuncios vinculados con la provisión de energía nuclear existente y futura para alimentar a sus datacenters y proyectos de IA. En el Simposio Nuclear Mundial 2024, el director de Nuclear e Innovación Energética de Microsoft, Todd Noe, resumió la búsqueda del sector tecnológico al señalar que la gran diferencia entre la energía nuclear y las renovables es que la primera otorga «energía firme».
Meta, la compañía liderada por Mark Zuckerberg, con quien Javier Milei se reunió a comienzos de este año, anunció que busca propuestas de desarrolladores de proyectos nucleares en EE.UU. por hasta 4000 MW de energía nuclear «para ayudarnos a alcanzar nuestros objetivos en innovación de IA y sustentabilidad». Por otro lado, Amazon compró a principios de este año en Estados Unidos un complejo para data centers que será directamente abastecido con electricidad generada por una central nuclear. Microsoft firmó el año pasado sus primeros PPA de energía nuclear para abastecer de energía sus operaciones en Canadá.
Además de los datacenters, los proyectos de inteligencia artificial prometen elevar aún más la demanda de energía de las compañías tecnológicas. «Es el desarrollo tecnológico más violento de la historia de la humanidad y amplifica tus capacidades de ser humano”, dijoReidel en el marco de la primera semana de la IA, celebrada recientemente en Buenos Aires.
Un gran usuario del Mercado Eléctrico Mayorista tiene tres alternativas de abastecimiento
Cammesa
Contrato Renovable
Contrato Plus
El primer caso, Cammesa, se basa en la Res. 95, donde la administradora del mercado se ocupa de proveer y facturar el suministro de energía al gran usuario. En este caso el usuario paga el reconocido precio monómico.
En el segundo caso, el contrato renovable, el Gran Usuario puede realizar un contrato en el marco de la ley de energías renovables, negociado directamente con un generador y en las cantidades que la industria requiera.
Esta nota se concentra en el tercer caso, los contratos plus.
CONTRATOS PLUS: DE QUE CONSTAN Y CUALES SON LOS REQUISITOS
Los contratos de energía plus buscan cubrir las necesidades de respaldo de la demanda excedente. Es decir, si una industria supera la demanda consumida en el año 2005 puede contratar energía plus con un privado.
Este abastecimiento cuenta con garantía de suministro y existe desde el año 2006. Con el pasar de los años estos contratos se fueron adaptando a las necesidades de la industria y pasaron de contratos en dólares a contratos de ahorro en la actualidad.
Los generadores PLUS ofrecen hoy:
-Contrato variable: Aplicando un descuento del 5% respecto del monómico de CAMMESA.
Caso contrato precio variable:
A la izquierda del grafico se observa que este usuario que compra a Cammesa toda su demanda (Base y excedente) a 75 USD/MWh. Teniendo en cuenta los consumos detallados anteriormente, representa un costo total de 1.128.263 USD/Año.
A la derecha del grafico se ve al usuario que compra la demanda excedente al generador al precio de CAMMESA con un descuento del 5% y la demanda excedente al precio de CAMMESA (75 USD/MWh). En este caso, el costo total es de 1.116.837 USD/Año.
De esta forma, si el usuario opta por contratar energía PLUS con un precio variable obtendría un ahorro anual de USD 11.427.
Caso contrato precio fijo:
-Contrato fijo: Se negocia un precio flat durante todo el año.
La existencia de estos descuentos se debe a que son generadores eficientes, motivo por el cual le permite vender la energía a un precio inferior que el de Cammesa. Es más rentable para el generador vender al precio de mercado con un descuento que venderle la energía a Cammesa.
AHORROS POSIBLES
A continuación, se detalla un caso puntual de un usuario que consume 15.050 MWh/Año, de la cual 3050 MWh son correspondientes a energía excedente (Aproximadamente un 20%), es decir, solo puede contractualizar energía PLUS por este 20% de la energía.
Al igual que en el caso anterior, a la izquierda del grafico se observa que este usuario que compra a Cammesa toda su demanda (Base y excedente) a 75 USD/MWh. Teniendo en cuenta los consumos detallados anteriormente, representa un costo total de 1.128.263 USD/Año.
A la derecha del grafico se ve al usuario que compra la demanda excedente al generador a un precio de 59,2 USD/MWh más 12 USD/MWh de cargos que deben pagarse a parte en este tipo de contratos. En este caso, el costo total es de 1.116.837 USD/Año.
De esta forma, si el usuario opta por contratar energía PLUS con un precio fijo obtendría un ahorro anual de USD 11.427.
Si se compara el caso de precio fijo con el de precio variable se observa prácticamente los mismos ahorros; esto quiere decir que el precio fijo de 59,2 USD/MWh es el precio de equilibrio con el 5% de descuento de la oferta variable. A pesar de esto, cabe destacar que los ahorros dependen de la curva de demanda excedente de cada usuario.
Entonces… En igualdad de condiciones ¿Qué propuesta conviene elegir?
En un mercado con el monomico de CAMMESA con expectativas alcistas conviene optar por un contrato de precio fijo, para que el precio del contrato quede anclado y los ahorros se potencien al comparar con el monomico.
En caso de que la expectativa sea que el monomico de CAMMESA baje, se debería optar la opción de precio variable para acompañar la baja del monomico y mantener el ahorro; ya que si en este caso se contrata un precio fijo existe la posibilidad de quedar por encima del precio de CAMMESA.
CONCLUSION
Optar por un contrato de energía PLUS representa una alternativa viable para reducir los costos energéticos de los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista. Hoy en día, son cada vez más la cantidad de usuarios que eligen esta posibilidad de ahorro dado que este tipo de contratos no trae aparejado ningún tipo de riesgo, todo lo contrario dado que brinda respaldo para la demanda excedente.
Con opciones de contratos variables y fijos, esta modalidad permite ahorros, que pueden ser moderados o significativos dependiendo de la demanda excedente de cada usuario.
Recordamos que el ingreso a este mercado se puede dar cuatro veces al año:
Programación estacional Mayo – Octubre cuya fecha máxima de declaración es 15 de Febrero
Reprogramación Trimestral Agosto – Octubre cuya fecha máxima de declaración es 15 de Junio
Programación estacional Noviembre – Abril cuya fecha máxima de declaración es 15 de Agosto
Reprogramación Trimestral Febrero – Abril cuya fecha máxima de declaración es 15 de Diciembre
El gobernador Martín Llaryora, junto al intendente de la ciudad de Córdoba, Daniel Passerini, inauguraron la primera estación de servicio de biocombustibles para el público en general, ubicada en la intersección de Rancagua y Capdevila. Se trata de una iniciativa impulsada por el gobierno provincial a través del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y de la Dirección Provincial de biocombustibles y bioenergías, en colaboración con la empresa Wico, que expenderá biocombustibles dentro del ejido municipal.
“La Provincia reafirma su liderazgo en la implementación de energías alternativas, consolidando el rol de los biocombustibles como eje central de la transición energética y como modelo de gestión pública orientada a mitigar el cambio climático”, destacaron.
Servicios
Esta nueva instalación ofrecerá al público en general biodiésel (B20) y bioetanol (E17), además de los combustibles tradicionales. Se trata de los biocombustibles que la Provincia y Municipalidad en la actualidad utilizan en el programa de migración de vehículos de flota pública.
B20 (gasoil con 20% de biodiesel) y E17 (nafta con 17% de bioetanol) son combustibles diseñados por la provincia con mayor contenido de biocombustibles, de acuerdo a lo establecido por la Ley Provincial N° 10.721, que promueve la producción y consumo de biocombustibles y bioenergía.
La estación de servicio fue adquirida por WICO y remodelada para alinearse con los estándares de calidad y sostenibilidad que caracterizan a la empresa, según precisaron desde la firma. “Además de su ubicación estratégica, su infraestructura permite atender la creciente demanda de biocombustibles por parte de empresas públicas como EPEC, Caminos de las Sierras, Lotería de la Provincia, CORMECOR, TAMSE y COyS y otros actores del sector público y privado; y desde hoy disponible para todos los cordobeses”, indicaron.
La empresa adquirirá biocombustibles de productores cordobeses como ACA BIO, PROMAIZ, MAIZ ENERGÍA, BIO 4, AFEMA y Green Diésel, promoviendo empleo y fortaleciendo la economía provincial. La carga de estos biocombustibles no requiere ninguna modificación en el motor del vehículo y, tal como se emplea en la flota provincial y municipal, es posible que sea utilizado por todos los sectores de consumo.
Crecimiento
El ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López, explicó: «Cuando se realiza una carga en cualquier estación de servicio del país, hay un corte obligatorio establecido por la Secretaría de Energía de la Nación. Al cargar 100 litros de nafta, en realidad se están comprando 12 litros de bioetanol, de los cuales 6 son producidos en base a bioetanol de maíz, y los otros 6 en base a bioetanol de caña de azúcar».
«En Córdoba, hemos dado un paso más al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que provienen de los combustibles fósiles, porque entendemos que todos estos biocombustibles permiten un valor agregado. Córdoba es el gran productor de maíz del país, y como estado subnacional, si lo separáramos de la Argentina, sería el octavo estado a nivel mundial», agregó el funcionario.
Además, indicó que más del 75% de ese maíz se va al puerto de Rosario y se exporta como grano sin generar empleos ni motorizar inversiones.
«Al producir bioetanol a partir del maíz, se requiere procesamiento, inversión y generación de empleo, entonces en lugar de vender los 100 litros con 12 de bioetanol, acá en Córdoba lo estamos vendiendo con 17. El gobernador Llaryora es un firme defensor y propulsor de la bioeconomía y de los biocombustibles a nivel nacional, empujando la sanción de una nueva ley que Argentina lamentablemente todavía no tiene», se explayó López.
Impacto
La ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores, valoró la expansión de los biocombustibles en la provincia y remarcó la importancia de apostar al desarrollo en equilibrio con el cuidado ambiental.
“Este tipo de iniciativas privadas además de fomentar el uso de energías que generan menos emisiones de gases efecto invernadero son apuestas locales que generan empleo, por eso es un orgullo para nosotros como Gobierno poder acompañar y poner en valor este tipo de iniciativas”, dijo Flores.
Por su parte, el presidente de WICO, Fernando Riccomi, sostuvo que esto se puede llevar adelante «porque Córdoba tiene esta iniciativa como política de Estado. Esto no se puede hacer si hay una cuestión espasmódica. Una petrolera necesita una estandarización y un tiempo largo para que las cosas transcurran”.
«Córdoba se puso esto al hombro, viene empujándolo hace un largo tiempo y acelerando el proceso para que se profundice. Nosotros estamos para invertir, somos una empresa argentina y la provincia de Córdoba quiere avanzar, entonces estamos con Córdoba para avanzar«, enfatizó Riccomi.
En el acto estuvieron presentes la ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores; el secretario de Transición Energética de la Provincia de Córdoba, Pablo Gabutti; el director Provincial de Biocombustibles y Bioenergias, Mariano Santillán.
Antecedentes
Pasaron casi dos años de la inauguración de la primera estación de servicios con biocombustibles, ubicada en Sagrada Familia y Costanera de la ciudad de Cordoba, diseñada para la venta de combustibles líquidos, gaseosos y biocombustibles.
La segunda estación, en calle Isabel la Católica, contribuyó a profundizar la estrategia a través de más puntos de carga para vehículos oficiales, informaron.
Los cortes de B20 y E17 suministrados abastecen a más de 2 mil vehículos de flotas provinciales, municipales y del sector privado sin necesidad de realizar modificaciones mecánicas en los motores. Estos combustibles son dispensados exclusivamente en estaciones especialmente habilitadas para su distribución.
Este año más unidades de la flota provincial comenzaron a utilizar biocombustibles, siendo el último ejemplo la transición energética que llevan a cabo los vehículos del Ministerio de Seguridad.
En la actualidad, se llevan consumidos más de cinco millones de litros y las estimaciones de dióxido de carbón equivalente reducido asciende a más 1.8 millones de kilogramos.
Combustibles cordobeses
El uso de biocombustibles como el B20 y el E17 demostraron su eficacia en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, con un impacto positivo en la matriz energética de la región.
Además, la política de abastecimiento local fomenta la innovación y la sostenibilidad en la producción.
La provincia de Córdoba fue la primera en el país en formular estas mezclas específicas que responden a los parámetros de calidad fijados por el Estado nacional y a las exigentes condiciones del mercado de exportación.
Los productos son mezclados por empresas de la provincia debidamente registradas ante autoridad de aplicación nacional y provincial, cumpliendo con las exigencias de seguridad y calidad de producto; además de una fiscalización provincial de la totalidad del procedimiento de adquisición de combustibles y biocombustibles, distribución, mezcla y expendio.
Chevron y Shell, dos de las mayores petroleras internacionales, están preparando su ingreso en el ambicioso proyecto Vaca Muerta Sur, que busca consolidar la capacidad de exportación de hidrocarburos desde esta estratégica formación argentina. Este proyecto contempla la construcción de un oleoducto y un puerto de exportación en la costa atlántica, con una inversión estimada en 3.000 millones de dólares. Las compañías están en negociaciones con un consorcio liderado por YPF SA, la petrolera estatal argentina, para adquirir participación en esta iniciativa que promete transformar la logística y comercialización del crudo de Vaca Muerta. Fuentes cercanas indicaron que el oleoducto […]
YPF presentó al gobernador Claudio Vidal y al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, los detalles del inicio del relevamiento sísmico en las áreas «La Azucena» y «El Campamento Este», ubicadas en la Cuenca Austral, formación Palermo Aike. Este proyecto generará 110 nuevos puestos laborales y abarcará más de mil kilómetros cuadrados. Este lunes por la tarde, la operadora YPF realizó la presentación del inicio de la exploración no convencional de petroleo en dichas áreas ante el gobernador Claudio Vidal, quien estuvo acompañado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez. La formación Palermo Aike es considerada una […]
Corporación América, a través de sus subsidiarias Abatare Spain, S.L.U. y ACI Capital S.à r.l. (“Corporación América”), y Blue Sky Uranium Corp. y su subsidiaria Minera Cielo Azul S.A. (“BSK”) celebraron un acuerdo de earn-in en razón del cual Corporación América tendrá el derecho exclusivo de adquirir hasta un 80% del depósito de uranio-vanadio “Ivana”, ubicado en la Provincia de Río Negro, Argentina (el “Proyecto”), en forma indirecta a través de aportes en una sociedad constituida a tal efecto y que será titular de los respectivos derechos mineros (la “Sociedad”). Corporación América tendrá el derecho de adquirir hasta un 49,9% […]
Vaca Muerta, el RIGI y la reglamentación de la Ley de Bases. Los pilares del Gobierno, la industria y las provincias para dar el salto de escala exportador. Los cambios introducidos en el capítulo energía (hidrocarburos) la ley Bases (LB)representan un viraje disruptivo vis-à-vis la regulación sectorial inalterada desde 1967, puesto que se reformula la regla de primero-mercado-interno por otra que prioriza la seguridad de suministro, la “maximización de la renta” y la libre exportación. Esta reformulación estructural acarrea implicancias sistémicas cuyos efectos aún no podemos dimensionar. No obstante, el mecanismo residual de la “no-objeción (por razones económicas)” presenta incógnitas […]
La Dirección de Minería estableció por resolución que los titulares de derechos mineros deberán firmar esta declaración, que establece reglas para fomentar la seguridad, la protección ambiental, la inclusión social y el diálogo constructivo con las comunidades locales. En otro paso hacia el desarrollo de una industria minera transparente, responsable y sostenible en Mendoza, la Dirección de Minería estableció por resolución la implementación de la Declaración Jurada de Buenas Prácticas, en el marco de la responsabilidad social, conforme a lo dispuesto por el Nuevo Código de Procedimiento Minero. La declaración deberá ser presentada por los titulares de derechos mineros antes […]
El presidente de REMSA celebró las inversiones realizadas, analizó un año donde el precio del litio bajó y grandes empresas desembarcaron en la provincia. Por Aries, el presidente del Directorio de REMSA, Alberto Castillo, señaló que “no fue un año impresionante pero a nivel regional, se dio un cambio en materia de negocio de litio”. Castillo celebró el hecho de durante el año, se hayan conseguido más de 700 proveedores, se haya avanzado con la construcción de rutas y la inversión en redes de gas en el interior. “Fue muy importante y el año que viene se viene aún más […]
En Nueva York, funcionarios de Economía participaron de reuniones donde mostraron las oportunidades de negocios que ofrece la provincia, sobre todo en el sector hidrocarburífero. Autoridades del Gobierno provincial participaron en Nueva York (Estados Unidos) de la Jornada NON-Deal Roasshow con el propósito de explorar oportunidades de inversión en sectores claves de Neuquén. Se trata de la continuidad de la misión que en octubre último estuvo en Londres. En este caso, participaron el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y parte de su equipo técnico, quienes estuvieron junto con el Santader Bank y otros actores financieros. Las jornadas […]
Argentina se está perfilando como uno de los principales puntos de referencia en el mercado global de petróleo y gas, gracias a los avances significativos en la exploración y la construcción de infraestructura. Matteo Dondeo, director general de Pipeline Business Solutions, profundizó en esta transformación como parte de su participación en la edición de diciembre de World Pipelines. Durante más de una década, el desarrollo en exploración y construcción de ductos en Argentina estuvo limitado. Sin embargo, esta tendencia comenzó a revertirse en los últimos años, con Vaca Muerta desempeñando un papel central en esta transformación. Este yacimiento es reconocido […]
El sistema dispuesto en julio del año pasado es utilizado por primera vez bajo la gestión libertaria. Las sustancias de primera categoría pasaron de un pago anual de $4.611,30 a $ 13.511,11. El Gobierno oficializó el ajuste al canon minero que deben abonar anualmente las empresas del sector que operan en el país y que se basa en la inflación. Se trata de la segunda vez que se aplica el sistema de actualización implementado en julio de 2023 y la primera en la administración del gobierno libertario. Este mecanismo, que se establece según la variación interanual del Índice de Precios […]
El fiscal jefe Maximiliano Breide Obeid formuló cargos al dueño de una empresa por arrojar el agua utilizada para lavar maquinaria de la industria petrolera en un canal de desagüe de riego, en la ciudad de Centenario. La acusación la efectuó hoy por la mañana durante una audiencia en la Ciudad Judicial, y comprendió a F.D.O. El fiscal jefe planteó que de acuerdo a la información provisoria recolectada, F.D.O contaminó el ambiente en forma peligrosa para la salud, mediante el vertido de agua con aceites e hidrocarburos provenientes del lavado de maquinaria relacionada a la industria petrolera, a un canal […]
El Viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia, Ronald Alberto Veizaga Baqueros, fue uno de los grandes ponentes que dijeron presentes en el mega evento Future Energy Summit (FES) Souther Cone, que congregó a más de 400 líderes del sector a lo largo de dos jornadas en la ciudad de Santiago (Chile).
Veizaga dio a conocer los avances y desafíos del país en el ámbito energético, destacando la implementación de la hoja de ruta y estrategia nacional para el desarrollo y uso del hidrógeno verde como un pilar estratégico hacia el año 2050, con el que se pretende cambiar el 71% de la matriz con energías renovables y reducir la energía térmica o fósil.
“Queremos sentar las bases para la inclusión del H2V y para ello se están implementando tres proyectos pilotos donde se probarán diferentes tipos de electrolizadores para ver su funcionamiento a gran altitud de nivel del mar”, indicó.
Los primeros pasos se darán a través de tres proyectos piloto de hidrógeno verde, que producirán hasta 400 m3 normales/hora a partir de centrales solares que se instalarán por encima de los 3700 metros sobre el nivel del mar, que se mezclaría del 3 al 5% del H2 con gas a fin de abastecer a la Empresa Metalúrgica de Vinto.
En el ámbito técnico la planta piloto permitirá conocer cómo operar los electrolizadores, empezando en Oruro con sistema PEM (pulso electromagnético) que demandará una inversión cercana a los USD 10.000.000 a fondo perdido para, posteriormente, apostar a un esquema industrial.
Mientras que las empresas estatales que se harán cargo de los proyectos de hidrógeno serán YPFB y ENDE, que aprovecharán las ventajas comparativas de infraestructura ya existente como los ductos del sur del país y termoeléctricas que actualmente funcionan con gas natural.
“Hay mucho potencial renovable a costos competitivos, pero debemos pagar las inversiones hechas en gas natural como las nuevas en energías renovables, más el fortalecimiento de la red, lo que nos marca la necesidad de planificar a 25 años de manera integrada con el sector gasífero y de litio”, subrayó Veizaga.
El Viceministro también enfatizó que este esfuerzo no solo beneficiará al sector energético, sino que también abrirá oportunidades para las industrias metalúrgicas (reemplazo de combustibles fósiles) y minera (a través de la integración a la red eléctrica) en pos de promover la eficiencia energética.
“Trabajamos para que el sector privado y la sociedad sean actores clave en esta transformación. Incluso, queremos que tanto los consumidores domiciliarios como industriales puedan generar su propia energía, fomentando un modelo más participativo”, puntualizó en la cumbre de Future Energy Summit.
Por otro lado, con una inversión inicial de USD 325 millones, el gobierno de Bolivia busca cerrar la brecha de cobertura eléctrica en las zonas rurales, aumentando en 10% la electrificación en esa área (pasar del 86 al 96%) mediante una combinación de redes tradicionales, sistemas solares, híbridos con baterías y mini redes aisladas.
“Esto significa que trabajamos tanto en la electrificación rural, de la industria, transporte, construcción, incluyendo nuevas tecnologías como el hidrógeno verde y sistemas de bajas emisiones”, insistió el viceministro.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, evento que reunió a más de 500 ejecutivos de alto nivel del sector energético, Óscar Urrea, gerente general de Chint para Colombia, destacó el crecimiento y las ambiciones de la compañía en el país. «Estos encuentros son una plataforma clave no solo para presentar nuestros avances, sino también para fortalecer nuestra presencia en la región», expresó Urrea.
La reciente apertura de la filial de Chint en Colombia, con un equipo local de 25 colaboradores, marca un punto de inflexión en su estrategia de expansión. Esta consolidación responde a la creciente demanda de soluciones renovables en el mercado colombiano, donde las solicitudes de conexión casi duplican la capacidad instalada actual. «Esto refleja el apetito y la expectativa positiva hacia las energías renovables en Colombia», agregó.
Urrea explicó cómo la compañía está avanzando en cuatro áreas clave: transmisión y distribución, renovables, hidrógeno verde y medición inteligente. Cada una de estas líneas responde a las necesidades específicas del mercado energético colombiano y regional.
Innovación en medición inteligente y su impacto en Colombia
En el ámbito de la medición inteligente, Chint lidera dos proyectos piloto en Colombia, orientados a mejorar la gestión del consumo y la recuperación de pérdidas. Estos sistemas representan una evolución hacia redes más eficientes, permitiendo a los consumidores integrarse al mercado energético de manera más activa y sostenible. «La medición inteligente es la puerta a un nuevo esquema de consumo y suministro de energía en el país», explicó Urrea.
Estas iniciativas buscan no solo optimizar la eficiencia energética, sino también impulsar la normalización del consumo en redes locales, con un enfoque en tecnologías avanzadas que transformen el panorama energético.
Hidrógeno verde: el complemento perfecto para la energía solar
Otro pilar en la estrategia de Chint es la introducción del hidrógeno verde en Colombia. Esta tecnología, que utiliza energía solar para producir hidrógeno limpio, se perfila como una solución innovadora para diversificar el portafolio energético. «El hidrógeno verde complementa nuestras soluciones solares y refuerza nuestra visión de un futuro energético sostenible», destacó Urrea.
El hidrógeno verde no solo promueve un uso más eficiente de la energía renovable, sino que también ofrece oportunidades para aplicaciones industriales y almacenamiento, consolidando a Chint como un actor clave en este campo emergente.
La participación de Chint en el Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 reafirma su compromiso con la transición energética del país. Con nuevas oficinas, un equipo especializado y un portafolio innovador, la compañía está posicionada para liderar el desarrollo de soluciones sostenibles en energías renovables, hidrógeno verde y medición inteligente.
«Eventos como FES son fundamentales para intercambiar ideas y presentar soluciones que impacten positivamente en el sector energético. Es un gusto acompañarlos cada año en este camino hacia un futuro más sostenible», concluyó Urrea.
Uruguay avanza significativamente en su segunda transición energética, consolidando la movilidad sostenible y la eficiencia energética como pilares fundamentales.
Según Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía en Uruguay, el país ha centrado sus esfuerzos recientes en cambiar la cultura energética e implementar medidas concretas como etiquetados para productos, edificaciones y vehículos a combustión, siendo este último el de más reciente incorporación.
«Se trabajó muy fuertemente en incorporar los vehículos en el Sistema Nacional de Etiquetado. Ahora, entró una fase obligatoria para los vehículos a combustión», indica la autoridad en una entrevista en el marco de Future Energy Summit Southern Cone.
Este esfuerzo está acompañado por el desarrollo de políticas específicas como la reciente aprobación de la política de movilidad sostenible, lo que representa un marco normativo clave para el futuro del sector. «Es un sector que viene creciendo, con ventas que se duplican año a año», resalta.
Profundizando sobre temas de movilidad, uno de los avances destacados por el director nacional de Energía en Uruguay ha sido la consolidación de la red de infraestructura de recarga eléctrica en todo el país, garantizando cargadores instalados cada 50 km.
Aquello sería solo el inicio. De acuerdo con Nieves Lauz, la nueva meta sería cerrar este período de gobierno con un cargador rápido cada 100 kilómetros. En este marco, la colaboración entre el sector público y privado ha sido crucial.
UTE, la empresa estatal uruguaya, ha liderado la inversión en la instalación de una red de cargadores, resolviendo el clásico dilema del «huevo o la gallina».
«Se hizo un despliegue muy importante de cargadores y ahora nos estamos enfocando en los rápidos, además de permitir la entrada de privados al mercado para competir y brindar servicios», asegura el director nacional de Energía.
Por el lado del sector privado también se han realizado aportes significativos. Nieves Lauz destaca la reciente inauguración de la primera electrolinera del país, impulsada por la donación de Huawei de un primer cargador ultra rápido.
«Empezó hace unos días y va a terminar el despliegue ahora en enero con doce puestos ultra rápidos para la primera electrolinera de estas características en América Latina», anticipa.
Eficiencia energética y generación renovable: un enfoque integral
Uruguay ha desarrollado un programa de apoyo económico para MiPyMEs, orientado a promover medidas de eficiencia energética, entre las cuales se incluye la adquisición de paneles solares. Este esfuerzo forma parte de un plan de gobierno más amplio que apunta a expandir el parque de generación renovable, con la meta de sumar 100 MW anuales para cubrir la creciente demanda.
En julio de este año, UTE recibió propuestas de once empresas interesadas en la licitación del parque solar de 25 MW en Punta del Tigre, marcando un hito para la expansión de la matriz energética. Este proyecto podría ser el primero de varios bloques planificados, con un próximo pliego licitatorio que podría estar enfocado en Cerro Largo. Según lo previsto, estos desarrollos se alinean con los objetivos nacionales de crecimiento renovable hacia 2047.
Durante el Future Energy Summit Colombia, Alejo López, vicepresidente de Ventas para Latinoamérica de Nextracker, destacó la misión de la compañía en la innovación tecnológica aplicada al sector solar.
“Como tecnólogo nuestro objetivo es desarrollar productos que puedan generar la energía más limpia, más confiable y más barata. Y, principalmente, lo hacemos a través de escuchar las necesidades de la industria y transformar esas necesidades en productos tecnológicos que ayuden a crecer y a cumplir los objetivos”, expresó López.
Con amplia experiencia en la industria solar, el empresario describió cómo la disponibilidad de terrenos para proyectos fotovoltaicos ha cambiado drásticamente en los últimos años.
“Los sites que estaban disponibles hace 10 años eran casi ideales, cuadrados, rectangulares, cerca de una línea de transmisión, completamente planos, en las zonas climáticas ideales. La realidad al día de hoy, con casi 1.7 TW de energía solar ya instalada en el mundo, la competencia por terreno es muy dura”, afirmó.
Ante estos desafíos, Nextracker diseñó el NX Horizon-XTR, un seguidor solar todoterreno que permite generar más energía en lugares y climas adversos.
La tecnología rompe el paradigma de las limitaciones de diseño de “fila en línea recta” al adaptarse al terreno natural, lo que elimina movimientos de tierra de corte y relleno, reduce la longitud de los pilares y facilita los permisos, acelerando los cronogramas de construcción. La última versión, el XTR-1.5, duplica la capacidad de adaptarse a terrenos en pendiente, ampliando las oportunidades de desarrollo en sitios desafiantes.
“Estamos viendo proyectos solares en zonas de montaña, viendo proyectos en zonas que antes no eran imaginables, como Finlandia o el sur de Argentina, que realmente no eran consideradas hace 3, 4, 5 años atrás”, indicó López.
Y añadió: “Además vemos el desarrollo grande de proyectos que ha habido en Estados Unidos, en la zona de Texas que tiene un riesgo de granizo muy alto. Por eso, apuntamos a generar también tecnologías que puedan reducir el riesgo de rotura de paneles y de destrucción de plantas”.
El éxito del NX Horizon-XTR es tal que ya se ha implementado en proyectos por más de 3 GW de capacidad instalada en varios continentes.
Retos de planificación y compatibilidad
En el marco de FES Colombia, López abordó también los retos de planificación energética en mercados como el colombiano: “Colombia lo vemos como un mercado muy interesante. El interés yo creo que está, es manifiesto. Vamos a continuar poniendo lo que haga falta de nuestra parte para avanzarlo. Pero sin duda, un reto puede estar en la falta de conexión que hay entre la planificación y la regulación, ¿no? Y las metas que se ponen”.
Como vicepresidente de ventas regional de Nextracker, tambipen se refirió a la compatibilidad entre tecnologías del rubro.
“En la industria solar, digamos, nuestros clientes compran una cantidad de productos completamente separados que no sé si la compatibilidad es la mejor. Y yo creo que eso pone un poco el foco también en nosotros los tecnólogos de generar productos un poco más integrados, que estén optimizados a un nivel mayor de lo que hacemos al día de hoy”, comentó López.
En este sentido, López llamó a profundizar la colaboración en el sector: “Yo creo que Nextracker y la industria ya tienen productos tecnológicos para enfrentar los desafíos de los que estábamos hablando. Pero lo que hay que hacer es ahondar en la colaboración entre los distintos actores”.
El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, destacó que “después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para la provincia”.
“Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han sido comprometidos por las empresas que están operando en Vaca Muerta”, aseguró.
Medele argumentó que “la seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero”.
Puso como ejemplo el tiempo transcurrido desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta y destacó que “nunca hubo un cuestionamiento sobre las 47 concesiones no convencionales que llevamos otorgadas, y esta continuidad le da seguridad al inversor, que vuelve a apostar por la provincia en un mercado que es muy competitivo”.
Medele adelantó que “esa confianza se refleja en varios pedidos que tenemos para nuevas concesiones, tanto de empresas que ya están operando en nuestro territorio como de nuevas compañías. Estamos haciendo una evaluación de estos pedidos, incluso de una empresa de Brasil, lo que marca la expectativa de que podamos llegar con nuestro gas a ese país próximamente”.
Vaca Muerta contiene la segunda reserva mundial de gas no convencional, lo que según Medele hace que las principales empresas del mundo se fijen en Neuquén ya que “el gas es un hidrocarburo de transición y al ser más limpio va a tener una prioridad sobre el consumo de petróleo”.
“Las condiciones que se pactaron al momento de firmar las concesiones se han mantenido en el tiempo y eso tiene mucho valor a la hora de proyectar, tanto para las empresas como para el Estado provincial”, enfatizó el ministro.
En este sentido, comentó que en el negocio hidrocarburífero se piensa a largo plazo y puso como ejemplo a los proyectos de la planta de GNL y al puerto exportador de petróleo de YPF para facilitar la exportación.
“Eso lleva tiempo, antes de eso las empresas que producen tienen que tener un comprador y ese comprador tiene que saber a qué precio va a adquirir el petróleo y el gas. Son todos engranajes de una misma maquinaria donde la previsibilidad es fundamental”, describió Medele.
Pampa Energía, el mayor jugador del mercado eléctrico argentino y uno de los principales productores de gas del país, emitió un bono internacional en Nueva York por 360 millones de dólares a 10 años a una tasa de 7.875%.
Según informaron desde la firma, Pampa recibió ofertas por más de 1000 millones de dólares. Se trata de una licitación que incluyó a fondos de inversión internacionales.
Objetivos
Desde Pampa, informaron que el principal objetivo de esta operación fue terminar de cancelar el bono de US$ 750 millones que vence en el 2027 y mejorar el perfil de deuda de la compañía de cara a las fuertes inversiones de los próximos años en Vaca Muerta, incluyendo el desarrollo del yacimiento de shale oil Rincón de Aranda.
La idea que tienen desde la firma sobre este bloque es llegar a un plateau de producción 40.000 barriles por día en 2027. Pampa este año ya realizó dos pads de cuatro pozos cada uno. Ahora la meta es alcanzar los 20.000 barriles por día a fines de 2025.
En septiembre de este año, la empresa ya había logrado emitir un bono con una tasa menor al 8% por primera vez en seis años. La transacción fue por US$ 410 millones de dólares.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), acordó con las distribuidoras eléctricas el mecanismo para el pago de la deuda millonaria que mantiene el sector. En total, el pasivo por la energía que las distribuidoras le compran a Cammesa (que a su vez le compra a las generadoras) y distribuyen a los usuarios asciende a más de US$ 1.000 millones. Los puntos centrales del acuerdo que terminó armando el gobierno el viernes a última hora es muy flexible ya que incluye que las compañías eléctricas tengan un período de gracia de un año para saldar la deuda y un plazo de 72 meses (6 años) para regularizar. También tendrá una tasa de interés competitiva ya que será de 50% del mercado eléctrico.
Es la primera vez que el gobierno arma una propuesta integral (incluye a los acuerdos de dudas anteriores) para llevar adelante un esquema de refinanciamiento de deuda y cumplimientos de las obligaciones de las compañías. Además, según puedo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes, el acuerdo tiene el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-.
El entendimiento alcanzado es clave para que no se quiebre la cadena de pagos del sector energético generada principalmente por el atraso tarifario. El pasivo que incluye este convenio se generó principalmente en el primer trimestre del año. Edenor y Edesur son las distribuidoras con más usuarios del país y las que acumulan la mayor deuda.
En las provincias los casos son dispares. Hay distribuidoras que fueron pagando el 100% de las facturas, pero la mayoría abonó a Cammesa sólo una parte. Incluso hay empresas que pagaron apenas entre un 2% y un 10% de sus facturas de enero, febrero y marzo. Con el aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) que otorgó el gobierno y se replicó en las provincias, las empresas fueron saldando los pagos corrientes, pero la deuda se mantiene.
Acuerdo
Entre jueves y viernes de la semana pasada el directorio de Cammesa se reunió al menos cuatro veces para terminar de afinar los detalles del convenio. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. EconoJournal accedió a una nota que le envió ADEERA, la asociación que nuclea a las distribuidoras del país, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmando el acuerdo. En la nota, la entidad remarca que el convenio permitirá “lograr que a los agentes distribuidores del MEM puedan volver a ser consideradas sujetos de crédito”.
Formalmente, el próximo paso es que la Secretaría de Energía tiene que convalidar con una resolución la decisión del directorio de Cammesa. A partir de ahí, habrá un plazo de 30 días para cerrar cada acuerdo de pago en el plan de refinanciación.
Punto por punto
El acuerdo incluye la refinanciación de la deuda que contrajeron las distribuidoras y cooperativas eléctricas a noviembre de este año. Las empresas tendrán un plazo de gracia de 12 meses y luego cada compañía saldará sus compromisos en un período de 72 meses, mientras cumplen los compromisos actuales.
Otro punto relevante es que el plan de pagos de las distribuidoras tendrá una tasa de interés del 50% de la vigente en el MEM. Los planes de refinanciación suscriptos en 2022 por anteriores deudas se mantienen vigentes.
Además, un aspecto que destacaron las distribuidoras fue mantener los términos de los acuerdos anteriores a menos que las distribuidoras manifiesten -dentro del plazo de 60 días de su aprobación- «su voluntad de que se pesifique la deuda al valor de la transacción tomada a los efectos del mes de octubre de 2024 ($30.153,69 por MwH)”.
En este caso, ADEERA aclara que se deberá “respetar el plazo y las cuotas restantes de dichos planes, sin plazo de gracia” y habrá una “moneda homogénea”, que significa que “el valor en pesos aplicable será aquel que resulte de la conversión del saldo deudor a pesos conforme la transacción antes referenciada”. También tendrán “una tasa de interés mensual devengada a partir de la conversión a pesos de la deuda equivalente al 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”.
El acuerdo también implica que las distribuidoras no tengan litigios judiciales con Cammesa y que la administradora del mercado eléctrico también acepte cerrar todas las acciones judiciales con las compañías.
Desde Cammesa remarcaron que si alguna distribuidora decide a futuro continuar el camino judicial, “deberá abonar el 100% de la deuda y las multas correspondientes”. Las mismas fuentes agregaron que en ese caso, inclusive, Cammesa podría pedir la quiebra de estas empresas.
Los gobernadores de las provincias mineras participarán de una misión empresarial en Bruselas con la intención de lograr alianzas estratégicas para atraer inversiones de Europa en el sector. Marcelo Orrego (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy) y Alfredo Cornejo (Mendoza) forman la comitiva argentina que participará entre el 9 y 13 de diciembre en una cumbre con funcionarios y empresarios de la Unión Europea (UE) para promover intercambios sobre oportunidades de inversión e innovación. También forman la comitiva Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación, y Flavia Royón, la secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.
“La misión empresarial reunirá a las partes interesadas para cubrir la extracción, el procesamiento y el refinado de las cadenas de valor de las Materias Primas Críticas (MPC) preseleccionadas, bajo el tema general ‘Promoviendo inversiones e innovación entre la UE y la Argentina en cadenas de valor sostenibles y responsables”, señalaron desde la comitiva.
Cronogrma
El itinerario oficial de la comitiva comenzará este martes con el foro “Alianza Estratégica en cadenas de valor sostenibles de materias primas entre la UE y Argentina”, que se realizará en el Hotel Le Plaza de Bruselas. Allí participará la delegación argentina junto al director de Asuntos Corporativos de la empresa minera francesa Eramet, Pierre Alain Gautier; el CEO de la compañía francesa especializada en extracción de litio Adionics, Gabriel Toffani; el gerente general de la minera McEwen Copper y el proyecto minero Los Azules, Michael Meding; el gerente de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Tomás Serebrisky; y la jefa de Cooperación de la Delegación de la UE en Buenos Aires, Ilse Cougé.
Luego, la comitiva tendrá una reunión con la empresa encargada de financiar proyectos sostenibles BID Invest, el Banco de Desarrollo de Alemania (KfW), el Ministerio de Asuntos Exteriores de los Países Bajos, la Asociación de Instituciones Financieras de Desarrollo de Europa (EDFI), la Agencia Francesa para el Desarrollo (AFD), la Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ), la institución financiera de los Países Bajos Invest Internacional y el Banco Europeo de Inversiones (BEI).
Finalmente, los gobernadores tendrán reuniones bilaterales con representantes de Glencore, una de las principales multinacionales dedicadas a la compraventa y producción de materias primas; FLS, proveedora de servicios y tecnología vinculados a la minería; BID Invest; EIT RawMateriales, dedicada a la innovación en minería sustentable; y el Puerto de Rótterdam, entre otras reuniones.
DAPSA (Destilería Argentina de Petróleo SA), empresa del holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP) acordó con YPF la comercialización de 1,8 millones de metros cúbicos de combustibles para abastecer a su red de estaciones de servicio durante los próximos cinco años.
Según lo informado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), “este contrato valorizado en aproximadamente 1.130 millones dólares permitirá a DAPSA consolidar su posición como operador de la principal red independiente de estaciones de servicio del mercado local”, precisaron.
Programa de inversiones
Este año la empresa festeja su 50° aniversario y ha llevado adelante un programa de inversiones para el desarrollo de su red de estaciones de servicios lanzada en 2019. “Este esfuerzo le permitió posicionarse, en tan solo cinco años, como la quinta red del mercado argentino, con cerca de 200 bocas de expendio distribuidas en 17 provincias y más de 40 modernas tiendas de conveniencia que enriquecen su oferta de productos y servicios”, aseveraron desde DAPSA.
La compañía tiene como objetivo continuar con plan de expansión y proyecta alcanzar las 250 estaciones de servicio de bandera en los próximos dos años y ampliar la comercialización de combustibles, que promedia 500.000 metros cúbicos anuales y representa un 2% de participación en el mercado.
“DAPSA planea crecer también en el segmento del agro, donde ya cuenta con 14 agroservicios dedicados a la comercialización de combustibles de calidad para el sector, aprovechando la evidente sinergia que dicho canal presenta con la actividad agroindustrial del grupo SCP, que viene creciendo fuertemente a través de su controlada Morixe Hermanos S.A.I.C.”, informaron.
Crecimiento
A su vez, la empresa ha realizado inversiones en la ampliación y modernización de su terminal logística emplazada en un predio de 50 hectáreas en el Puerto de Dock Sud. Esas instalaciones tienen capacidad para almacenar 140.000 metros cúbicos de combustibles en tanques y están asociadas a un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables del puerto, que le permite operar buques de 200 metros de eslora. Esta terminal se encuentra a su vez interconectada por ducto con las principales refinerías y terminales de despacho de la región.
En la actualidad, DAPSA también produce el 10% de los lubricantes del mercado para algunas de las principales marcas locales e internacionales que se comercializan en el paísy apuesta por seguir incrementando el posicionamiento de su marca propia, sustentado en la expansión de su red de estaciones de servicios, destacaron.
“Desde su adquisición por el grupo SCP a fines de 2018, DAPSA ha realizado inversiones superiores a 30 millones de dólares, y proyecta continuar invirtiendo para expandir su modelo de negocio. El holding SCP continúa incrementando su posicionamiento estratégico en el sector energético, donde además posee el 30% de participación en la Compañía General de Combustibles (CGC), la sexta productora de upstream en Argentina, en sociedad con el grupo Corporación América”, destacaron.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un panorama optimista sobre el futuro de la industria energética argentina, proyectando un superávit comercial de US$ 25.000 millones para finales de la década. Este crecimiento exponencial estaría impulsado principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta y la creciente demanda global de gas natural.
Nicolás Cantero, representante de la CEPH, destacó durante una audiencia pública que Argentina cuenta con recursos hidrocarburíferos suficientes para abastecer su demanda interna por más de un siglo en el caso del petróleo y dos siglos en el caso del gas natural. Este potencial, sumado a la creciente demanda global de energía y al desplazamiento del carbón por el gas natural como fuente más limpia, posiciona al país como un jugador clave en el escenario energético mundial.
El desarrollo de Vaca Muerta ha sido fundamental para alcanzar estas proyecciones. La cuenca neuquina ha permitido no solo cubrir la demanda interna de gas y petróleo, sino también generar excedentes exportables. Según Cantero, la producción de gas natural podría crecer un 62% para 2030, alcanzando los 226 millones de metros cúbicos diarios.
La CEPH destaca que este crecimiento energético no solo generará un importante superávit comercial, sino que también impulsará el desarrollo económico del país, creando empleo y generando divisas. Además, permitirá reducir la dependencia de las importaciones energéticas y fortalecer la seguridad energética de Argentina.
La instalación de plantas de licuefacción de gas natural, como el proyecto propuesto para Río Negro, será clave para aprovechar este potencial exportador. El GNL permite transportar el gas natural a grandes distancias, lo que abre nuevos mercados para Argentina y la posiciona como un proveedor confiable de energía a nivel mundial.
Si bien el panorama es prometedor, existen desafíos que deben ser abordados para alcanzar estas proyecciones. Entre ellos se encuentran la necesidad de contar con una infraestructura adecuada para transportar y exportar el gas natural, así como la importancia de garantizar un marco regulatorio estable y atractivo para las inversiones.
En conclusión, el desarrollo de Vaca Muerta y la creciente demanda global de gas natural presentan una oportunidad única para que Argentina se convierta en un líder energético a nivel mundial. Sin embargo, para aprovechar este potencial es fundamental contar con una planificación estratégica a largo plazo y una inversión sostenida en el sector energético.
Central Puerto, una de las principales generadoras de energía eléctrica de Argentina, en conjunto con la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, han dado un paso significativo hacia la promoción de la energía renovable en el país. Ambas entidades anunciaron la firma de un acuerdo para llevar a cabo los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a las empresas mineras del noroeste argentino, específicamente en la región de la Puna.
Una iniciativa que promete transformar la matriz energética de la región
Este ambicioso proyecto, que demandará una inversión estimada de US$ 600 millones, contempla la construcción de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora Puna. La línea tendrá una capacidad potencial de hasta 400 MW, lo que permitirá suministrar energía limpia y competitiva a las empresas mineras de la zona.
Las claves del proyecto
Según se destaca en el sitio especializado en energía, Econojournal, la implementación de esta línea de transmisión traerá consigo múltiples beneficios, tanto para el sector minero como para el país en su conjunto:
Suministro de energía renovable: Las empresas mineras podrán acceder a una fuente de energía limpia y sostenible, reduciendo su huella de carbono y mejorando su imagen a nivel internacional.
Mayor competitividad: El suministro de energía renovable a precios competitivos permitirá a las empresas mineras reducir sus costos de producción y mejorar su rentabilidad.
Desarrollo regional: El proyecto generará empleo y dinamizará la economía de las regiones involucradas, promoviendo el desarrollo local.
Fortalecimiento del sistema eléctrico: La integración de nuevas fuentes de energía renovable al sistema eléctrico argentino contribuirá a fortalecer la seguridad energética del país y a reducir su dependencia de los combustibles fósiles.
Los próximos pasos
Los estudios de factibilidad que se llevarán a cabo en el marco de este acuerdo permitirán evaluar la viabilidad técnica, económica y ambiental del proyecto. Una vez concluidos estos estudios, se avanzará con la etapa de diseño y construcción de la línea de transmisión.
Esta iniciativa conjunta entre Central Puerto y la IFC sienta un precedente importante para el desarrollo de proyectos de energía renovable en Argentina. Demuestra que es posible combinar el desarrollo de la actividad minera con la protección del medio ambiente y la generación de energía limpia.
El gobernador Gustavo Valdés inauguró días atrás una estación transformadora en Curuzú Cuatiá, la que aumentará la capacidad energética de la ciudad en un 50% y mejorará el servicio para los vecinos y también las industrias de la zona. “Esto asegura una sobrevida en energía para la localidad de unos 10 o 15 años”, aseguró el mandatario.
La Estación Transformadora “Belgrano” viene a facilitar el suministro eléctrico a la localidad. En palabras de Alfredo Aun, interventor de la Dirección Provincial de Energía (DPEC), anteriormente la energía llegaba desde una Estación de la zona del Iberá, lo cual era un trayecto muy largo y “cualquier inconveniente durante ese trayecto podía provocar problemas para barrios completos, que quedaban fuera de servicio”.
Valdés destacó la magnitud de esta inversión y su impacto a largo plazo: “Siempre nos acordamos de la luz cuando la necesitamos, y también cuando nos llega la boleta”, expresó, resaltando la importancia de estas infraestructuras que, aunque suelen pasar desapercibidas, son esenciales para el desarrollo.
La obra, que demandó una inversión de 1,2 millones de dólares, permitirá incrementar la capacidad energética de Curuzú Cuatiá en un 50%, pasando de 30 a 45 megavatios. “Esto asegura una sobrevida en capacidad energética para la ciudad de unos 10 o 15 años”, explicó el gobernador. También detalló que esta estación transforma la energía que llega desde Yacyretá en alta tensión, distribuyéndola inicialmente a 133 kV y reduciéndola a 13,2 kV para que pueda ser utilizada de manera eficiente. “Es impresionante la infraestructura que se necesita y muchas veces no tomamos dimensión de lo que implica una obra como esta”, agregó.
Valdés remarcó que esta ampliación no solo impactará en la calidad de vida de los hogares, sino que también será clave para el crecimiento industrial. “Cuando buscamos una industria en el parque industrial que estamos desarrollando en Curuzú, necesitamos garantizar no solo la energía, sino también la capacidad de las líneas eléctricas para soportar una buena potencia. Con esta estación, les damos esa posibilidad”, afirmó. Asimismo, anunció que se abrirá una nueva licitación para mejorar aún más la infraestructura del parque industrial, asegurando un futuro energético robusto para la región.
En su discurso, Valdés recordó los desafíos que enfrenta el sistema eléctrico provincial, afectado por años de desinversión. “En épocas de populismo hubo una gran falta de inversión en infraestructura eléctrica. Hoy tenemos que apostar fuerte, no solo en alta tensión, sino también en media y baja tensión”, explicó.
El gobernador también aprovechó para reclamar al gobierno nacional el pago de las regalías energéticas adeudadas a Corrientes por la represa de Yacyretá. “Si recibimos esas regalías, tendremos la posibilidad de generar grandes obras, generar más oportunidades para la industria y ofrecer una energía más competitiva, lo que se traduce en más puestos de trabajo”, afirmó, insistiendo en la necesidad de un reparto equitativo de los recursos energéticos.
Finalmente, Valdés cerró su discurso agradeciendo a los presentes y destacando la importancia de esta obra para el desarrollo de Curuzú Cuatiá y toda la provincia. “Con esta estación, estamos garantizando un futuro energético que permitirá no solo el crecimiento de la ciudad, sino también el fortalecimiento de su economía y el bienestar de sus habitantes”, concluyó.
En la ocasión, el intendente de Curuzú Cuatiá, José Irigoyen indicó alegría por la inauguración de la estación transformadora, que intensamente se trabajó entre el Gobierno de la Provincia y el Municipio.
“Este proyecto denota el crecimiento que tiene Curuzú Cuatiá, en los últimos años, hablamos de un 30 a 35% en el tema de demanda energética por año”, remarcó el jefe Comunal.
Y para finalizar, destacó la respuesta del Gobierno provincial a la demanda energética en el interior; además precisó seguir trabajando de forma conjunta con el gobernador. “Por eso, quiero resaltar esta inversión enorme para nuestra ciudad, con este enorme trabajo”, puntualizó.
Las provincias de Neuquén y Río Negro recibieron un duro golpe en sus aspiraciones de obtener un mayor control sobre las represas hidroeléctricas ubicadas en sus territorios. Un reciente informe elaborado por la Jefatura de Gabinete de la Nación concluyó que la administración de estas centrales seguirá siendo potestad del gobierno nacional, descartando así cualquier posibilidad de transferencia a las provincias.
Este documento, que se basa en un análisis exhaustivo de la legislación vigente, especialmente la Ley 15.336, reafirma el marco jurídico que otorga al Estado nacional la facultad de gestionar las represas hidroeléctricas.
La Constitución Nacional, en sus artículos 75 inciso 13 y 31, también sustenta esta posición, al establecer la primacía de las leyes federales y regular el comercio interjurisdiccional.
La decisión del gobierno nacional ha generado malestar en las provincias, que habían manifestado su interés en participar de la gestión de las represas y en recibir una mayor proporción de los beneficios económicos generados por la producción de energía hidroeléctrica.
Neuquén y Río Negro, en particular, habían solicitado al gobierno nacional una mesa de diálogo para discutir el futuro de estas centrales, pero sus pedidos fueron desoídos.
La decisión del gobierno nacional de mantener el control sobre las represas hidroeléctricas abre un nuevo capítulo en el debate sobre la federalización de la energía en Argentina.
Las provincias afectadas deberán evaluar las implicancias de esta decisión y buscar nuevas estrategias para defender sus intereses y obtener una mayor participación en la gestión de sus recursos naturales.
El Gobierno nacional, bajo la gestión de Javier Milei, trazó un ambicioso plan para transformar el sector energético del país. En este marco, la privatización del Gasoducto Perito Moreno y la aceleración de la licitación para ampliar su capacidad se presentan como ejes centrales de esta nueva política.
Durante el Energy Day, organizado por Econojournal, la secretaria de Energía, María Tettamanti, brindó detalles sobre los próximos pasos a seguir en materia de transporte de gas.
Uno de los anuncios más destacados fue la intención de avanzar rápidamente con la licitación del proyecto presentado por TGS para ampliar el tramo I del Gasoducto Perito Moreno. Esta obra, que demandará una inversión de USD 500 millones, permitirá incrementar significativamente la capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país.
Tettamanti destacó la importancia de que el sector privado tome las riendas de este tipo de proyectos, asegurando que el Estado se encargará de crear las condiciones necesarias para atraer inversiones y garantizar la competencia. En este sentido, la funcionaria confirmó que el Gobierno avanzará con la privatización del Gasoducto Perito Moreno, actualmente propiedad de Enarsa.
La decisión de privatizar el Gasoducto Perito Moreno y acelerar la licitación de su ampliación marca un antes y un después en la política energética argentina. Si bien esta medida genera expectativas y debates, lo cierto es que el Gobierno ha puesto en marcha un ambicioso plan para transformar el sector y garantizar un suministro de gas más eficiente y competitivo.
La provincia de Río Negro ha dado un paso fundamental para garantizar la continuidad de su producción petrolera y fortalecer su matriz energética. A través del Decreto Nº 45/2024, el gobierno provincial aprobó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación hidrocarburífera en las áreas de Entre Lomas, 25 de Mayo – Medanito S.E. y Jagüel de los Machos, actualmente operadas por Aconcagua Energía.
Esta decisión, fruto de un extenso proceso de negociación, representa un hito en la política energética rionegrina. La empresa Aconcagua, que asumió la operación de estos yacimientos en febrero de 2023 tras un acuerdo con Vista Energy, se ha comprometido a realizar inversiones por un monto superior a los 54 millones de dólares.
Estos fondos serán destinados a optimizar la producción, mejorar las infraestructuras existentes y desarrollar nuevas tecnologías que permitan una explotación más eficiente y sostenible de los recursos.
El acuerdo alcanzado no solo asegura la continuidad de la actividad petrolera en las áreas concesionadas, sino que también contempla importantes beneficios para la comunidad rionegrina. Aconcagua se ha comprometido a destinar una parte significativa de sus inversiones al desarrollo social y a la implementación de medidas para mitigar el impacto ambiental de sus operaciones. De esta manera, se busca garantizar un equilibrio entre el crecimiento económico y la preservación del entorno natural.
Con esta prórroga, Río Negro reafirma su compromiso con el desarrollo de su potencial energético y consolida su posición como una provincia clave en la producción de hidrocarburos en Argentina. Las inversiones anunciadas por Aconcagua no solo garantizarán la continuidad de la actividad petrolera, sino que también impulsarán el crecimiento económico y social de la región.
En un operativo de Edenor, se detectaron 20 conexiones clandestinas en un edificio de categoría ubicado en el porteño barrio de Las Cañitas, donde manipularon las instalaciones eléctricas para evitar que los medidores registraran el consumo real.
“Durante una inspección de rutina, nuestro equipo encontró las irregularidades en la sala de medidores. Las instalaciones fueron modificadas para que el medidor no reflejara la cantidad de energía utilizada“, explicaron desde Edenor.
Lo llamativo es que algunas de las propiedades implicadas ofrecían alquileres temporales para turistas, promocionándose en sitios web como Airbnb, mientras estaban conectadas de forma ilegal al suministro eléctrico.
Ante el hallazgo, Edenor retiró las conexiones clandestinas con presencia policial, y la justicia penal intervino el caso, que quedó radicado en el Juzgado Nacional en lo Criminal y Correccional N° 6.
La empresa también intimó a los propietarios al pago de la energía consumida de manera irregular, sumando un monto de $7,3 millones que incluye penalidades por 30.132 kWh no registrados. “Estas conexiones ilegales no solo constituyen un robo, sino que representan un grave riesgo de electrocución para quienes las manipulan, además de aumentar las posibilidades de cortocircuitos e incendios”, advirtieron.
Edenor recordó que en este tipo de situaciones está facultada para cobrar el consumo no registrado con hasta cuatro años de retroactividad, aplicando recargos del 40%, multas y punitorios adicionales.
Las condiciones de previsibilidad permitirán ese volumen de inversiones en 2025. Ya hay varios pedidos para nuevas concesiones. La seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero. En este sentido, después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para Neuquén. “Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han […]
El presidente de YPF le cede a Paolo Rocca la única obra pública de relevancia que llevó adelante el gobierno de Milei. YPF adjudicó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur a la constructora de Paolo Rocca y Marcelo Mindlin, la misma UTE que conforman Techint y Sacde y que estuvo a su cargo del rebautizado gasoducto Perito Moreno y buena parte de la reversión del Gasoducto Norte. Vaca Muerta Sur es uno de los seis proyectos que pidió su ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El costo total presupuestado es de USD 2.528 millones de […]
La energía no convencional impulsa un incremento histórico en la producción argentina. Los datos oficiales de una agencia clave de Estados Unidos muestran que los hidrocarburos del país alcanzan niveles inéditos en décadas. La U.S. Energy Information Administration (EIA), una agencia del gobierno de Estados Unidos que recopila, analiza y difunde información sobre energía, destacó el aumento significativo en la producción de petróleo y gas en la Argentina en un reciente informe. Según el análisis, la expansión de las actividades en la formación de Vaca Muerta está detrás de este crecimiento, que ya lleva varios años en desarrollo. La EIA […]
Hoy Argentina exporta US$ 4.000 millones al año en minería. Pero especialistas del sector detallaron que las reservas comprobadas de cobre permitirían llevar esa cifra a no menos de US$ 14.000 al año en el mediano plazo. En litio, la producción en 2026 va a multiplicar por ocho la de 2022. Y los yacimientos de oro y plata hoy justifican la mayor parte de las exportaciones. Para seguir leyendo haga click aquí Fuente: Clarín
El último IPI Minero da cuenta de una suba de la producción de petróleo del 10,2% de enero a octubre, comparada con igual período de 2023. En el caso del gas, fue del 5,6%. Pero la demanda de servicios, en octubre, cayó13,5%. Con los ojos puestos en la performance de Vaca Muerta, los informes dan cuenta de una producción de gas y petróleo a lo largo de este año, de tal magnitud que hay que remontarse a dos décadas atrás para encontrar esos mismos valores. Aunque el origen del crudo cambió rotundamente. El último IPI minero, publicado este jueves por […]
El Gobierno de Río Negro abrió este mediodía los sobres de la licitación para la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Norte, recibiendo una oferta económica de 6,85 millones de dólares de parte de la empresa CAPEX. La propuesta incluye un plan de exploración de tres años enfocado en la formación Vaca Muerta, con trabajos de reprocesamiento de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio con una rama horizontal. El acto de apertura fue encabezado por la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, en Cipolletti y marca un nuevo hito en el desarrollo hidrocarburífero provincial. Este proceso […]
La gigante energética francesa vende parte de su portafolio solar en Estados Unidos, adquiere un desarrollador renovable en Europa y avanza en el Proyecto Fénix en Argentina, combinando inversión en energías limpias y extracción de hidrocarburos. TotalEnergies implementó acciones relevantes para consolidarse en el sector de las energías renovables. La compañía vendió el 50% de su participación en un portafolio de proyectos solares y de almacenamiento de energía en Estados Unidos, que en conjunto alcanzan una capacidad de 2 GW. El comprador fue Apollo, un fondo de gestión de activos con sede en Nueva York, en un acuerdo valorado en […]
El gobierno provincial busca avanzar rápidamente en la construcción de nuevas rutas y redes eléctricas para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta. Gustavo Medele se reunió con representes de las principales petroleras. El gobierno provincial busca avanzar rápidamente en la construcción de nuevas rutas y redes eléctricas para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta. En ese sentido, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió con las principales empresas petroleras que operan en la cuenca para definir un plan de acción conjunto. Un encuentro clave para destrabar la situación Según indica el sitio especializado en energía, Econojournal, la […]
El norte de la formación en Neuquén tiene cada vez más proyecciones de desarrollo. En esta nota, el detalle de las áreas. Rincón de los Sauces es la localidad más cercana a las áreas al norte de Vaca Muerta en Neuquén. La localidad mira con atención las proyecciones de Chevron, YPF, Tecpetrol, y Pluspetrol con foco en el petróleo. En esta nota, un detalle del potencial expuesto por las empresas. En la zona aledaña a la localidad se ubica Los Toldos II Este, área operada por Tecpetrol y cuyo titular es GyP. Se trata de una de las apuestas de […]
Pedro Cascales, titular de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado, habló en LV12 sobre el aumento en el precio. A través de la resolución 394/2024 publicada en el Boletín Oficial se dispuso que los precios de las garrafas subsidiadas del Programa Hogar para usuarios de bajos recursos tuvieran un incremento del 23,5% respecto de los valores fijados en agosto. Se estableció que la garrafa de 10 kilos tendrá un precio de referencia de 10.500 pesos; 12.600 pesos para la de 12 kilos y 15.750 pesos para la de 15 kilos. Pedro Cascales, titular de la Cámara de Empresas […]
Sungrow, compañía mundial en tecnología fotovoltaica y almacenamiento, refuerza su presencia en Latinoamérica con una estrategia que combina innovación y adaptabilidad. Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, Francisco Alcalde, gerente para Latinoamérica, presentó las soluciones más destacadas de la compañía.
Entre las principales innovaciones se encuentra el Power Titan 2.0, una solución de almacenamiento diseñada para optimizar espacio y aumentar la densidad energética. «Este producto, que en un contenedor de 20 pies alberga 5 MW/5 MWh, incluye sistemas de refrigeración líquida y PCS, lo que garantiza una operación eficiente incluso en condiciones exigentes», destaca Alcalde.
Además, Sungrow ha lanzado productos específicos para el mercado comercial e industrial (C&I), como su sistema de almacenamiento compatible con normativas IEC e IUL, y su tecnología modular para proyectos utility scale, adaptándose a las necesidades de diferentes mercados. «Ofrecemos sistemas con acoplamiento en DC y AC que garantizan eficiencia eléctrica, matemática y financiera», explica el ejecutivo.
Expectativas y mercados estratégicos
La compañía identifica a Chile, República Dominicana, Colombia y Panamá como mercados clave para su expansión. Según Alcalde, el auge de los marcos regulatorios en estas regiones está impulsando la demanda de almacenamiento y soluciones solares. “Hoy por hoy, vemos que mercados emergentes como Guatemala, Honduras y México comienzan a despertar con una fuerte necesidad de energía renovable,” señala.
Sungrow ya cuenta con más de 18 GW de capacidad instalada en Latinoamérica, con proyectos en diversos sectores. Este éxito se debe, en parte, al desarrollo de PMGD de 5 y 7 MW en Centroamérica, que han demostrado ser modelos efectivos para impulsar la adopción de energías limpias.
Almacenamiento como motor de cambio
El almacenamiento energético es una prioridad para Sungrow. Con productos como el Power Titan Series, la empresa aborda desafíos como el espacio limitado y la eficiencia energética. «Reducimos hasta un 30% el espacio requerido en los diseños de plantas fotovoltaicas, mientras mantenemos la fiabilidad a largo plazo», explica Alcalde. Esto es clave para mercados con alta densidad poblacional o restricciones de terreno.
Además, Alcalde enfatiza que el almacenamiento es un “matrimonio de largo plazo”, con contratos de 15 a 20 años que exigen soluciones robustas y flexibles. “Acompañamos a nuestros clientes en todas las etapas del proyecto para garantizar que cada diseño sea operativamente viable y financieramente sólido,” añade.
Hacia un futuro más limpio
La energía fotovoltaica sigue siendo uno de los pilares del portafolio de Sungrow. Alcalde destaca que «la energía solar es una de las fuentes más asequibles y competitivas del mercado» y que países como Colombia están alineando regulaciones para acelerar su adopción.
Con innovaciones constantes y un enfoque adaptado a las necesidades locales, Sungrow se posiciona como un referente en la transición hacia un futuro energético sostenible en Latinoamérica.
Vestas continúa con la instalación de nuevos aerogeneradores a lo largo de Latinoamérica, siendo Argentina uno de los mercados “clave” para la compañía en el que está presente desde hace más de tres décadas.
Tras haber crecido cerca de 3000% en los últimos diez años en Argentina, (pasó de 77 MW a 2427 MW), la empresa danesa prevé continuar con ese crecimiento sostenido y espera culminar más de 350 MW en los siguientes meses.
“Nuestro objetivo para lo que queda de 2024 y de cara a 2025 es ejecutar los diversos proyectos que tenemos en marcha. Estamos comprometidos en acompañar a nuestros clientes en sus iniciativas, avanzando juntos hacia una transición energética integral y sostenible”, indicó Andrés Gismondi, Country Manager de Vestas en Argentina y VP de negocios para LATAM South y North.
“A nivel LATAM, en el primer semestre del año se finalizaron seis proyectos antes del plazo contractual, además de contar con cuatro proyectos en curso en Argentina. Desarrollos que involucraron diez clientes diferentes y resultaron en la instalación de 250 turbinas (242 modelo V150 de 4.5 MW y 8 turbinas V162 de 6.2 MW), alcanzando un total de 1.139 MW instalados”, agregó en diálogo con EnergíaEstratégica.
Puntualmente en Argentina, recientemente se finalizó junto a Genneia la construcción de la central eólica La Elbita (Tandil, provincia de Buenos Aires), de 162 MW de capacidad instalada; a la par que está por concluir el parque VI (Bahía Blanca) con Pampa Energía, que cuenta con 139,5 MW de potencia.
Además, en colaboración con YPF Luz, se construye la planta General Levalle (provincia de Córdoba), el cual es el primer proyecto de Vestas en Latinoamérica con 25 turbinas de tecnología EnVentus, con una capacidad de 155 MW.
“Por último, junto a Ternium, se está desarrollando el parque eólico Vientos de Olavarría, ubicado en la provincia de Buenos Aires, que tendrá 99 MW de capacidad instalada. A principios de 2025 iniciaremos la construcción de un nuevo parque junto a Tenaris, que tendrá 21 turbinas”, subrayó Gismondi.
Retos del sector
Si bien hay un panorama alentador para el mercado energético argentino, la compañía dedicada a la fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores observan que todavía existen una serie de desafíos para lograr mayor penetración de energías renovables en el país.
Por un lado, el año que viene vence los objetivos de la Ley Nacional N° 27191 (régimen de fomento a las renovables), por lo que para Gismondi el sector se encuentra “expectante” respecto a si habrá una renovación o prórroga que permita seguir impulsando la transición energética hacia fuentes verdes.
“Otro aspecto crucial para continuar el desarrollo de renovables es el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión eléctrica, especialmente en las regiones con mayor potencial eólico, así como en las zonas de consumo como el AMBA para recibir dicha energía. La falta de una red de transmisión adecuada ha sido históricamente un obstáculo para el desarrollo de parques eólicos en Argentina, limitando su capacidad de integración a la red eléctrica nacional”, manifestó.
“Es por ello que resulta necesario realizar inversiones significativas en la expansión y modernización de la infraestructura de transmisión, así como en la implementación de tecnologías inteligentes que faciliten la integración de la energía eólica a gran escala”, concluyó.
En una reunión celebrada en el Salón Istmo 4 del Panama Convention Center, más de 80 empresarios y usuarios finales de Generación Distribuida manifestaron su preocupación por la propuesta de modificación de los límites del 3% en potencia y 10% en demanda, presentada por el consultor contratado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) para revisar la regulación de autoconsumo con paneles solares.
Esta propuesta cambiaría el sistema de medición neta por un esquema de facturación neta binómica, lo cual implicaría un ajuste en los precios de los créditos otorgados por las distribuidoras por el consumo y la inyección de energía, pasándolos de un valor neto absoluto a un valor inferior de facturación que dependerá del precio del mercado mayorista, además de la implementación de un cargo adicional por demanda.
Rafael Galue, presidente de la Red Solar Panamá, expresó que: “Lo que está proponiendo ASEP es penalizar a los clientes que han invertido en tecnología solar para ahorrar energía y apoyar la lucha contra el cambio climático, en un país que ya enfrenta una de las tarifas eléctricas más altas del mundo.
Este cambio no solo afectaría el precio final del crédito por la inyección de energía para los usuarios actuales y futuros, sino que también les impondría un cargo adicional por demanda, similar al de la tarifa BTD.
Esto es un grave atentado contra los Objetivos de Desarrollo Sostenible, la transición energética y los tratados internacionales que hemos firmado como nación”.
Galue también recordó que, según el mandato regulatorio, ASEP debía realizar este estudio para subir los topes del 3% y 10% tres años después de la implementación de la regulación de 2016. Sin embargo, apenas en 2024, se está llevando a cabo la primera consulta para modificar estos topes.
En la reunión participaron también directivos de asociaciones de energías renovables de Colombia y República Dominicana. El Ing. Miguel Hernández, de ACOSOL (Colombia), y el Ing. Marvin Fernández, de ASOFER (República Dominicana), expresaron su preocupación por las incongruencias que han encontrado al comparar la regulación colombiana con los datos presentados por el consultor de ASEP. Además, señalaron que la empresa consultora contratada en Panamá es la misma empresa a la que se le ha adjudicado la consultoría en República Dominicana y, “curiosamente”, está promoviendo cambios regulatorios muy similares en ese país, además de esto, ambos destacaron que en varios países de la región, como Brasil, y Republica Dominicana se han realizado estudios que demuestran los beneficios de la generación distribuida para la red eléctrica y consideraron ilógico el tope establecido por el regulador ya que el mismo no existe en ningún otro país de la región y es un acto antidemocrático que limita el acceso a la tecnología y el libre derecho a escoger que sistema es mas beneficioso para el usuario final.
Los asistentes a la reunión también manifestaron su inquietud por la falta de transparencia en este proceso de consulta, que se ha realizado de manera silenciosa y con un periodo de comentarios y sugerencias inferior a los 10 días.
La mayoría de las empresas del sector desconocían la existencia de esta consulta y el proceso de selección del consultor. En este sentido, se solicita al regulador que, en futuras ocasiones, considere las opiniones de los gremios y organizaciones más representativas del sector de energía solar, como la Cámara Panameña de Energía Solar y la Red de Profesionales en Energía Solar.
Han quedado habilitadas todas las empresas que presentaron solicitudes para participar en la primera “Ronda de energía eólica costa afuera” en el país, al cumplir de manera satisfactoria con los requisitos jurídicos, financieros y técnicos para la asignación de permisos de ocupación temporal sobre áreas marítimas del Caribe central colombiano.
“Este es el inicio de la expansión de la Transición Energética Justa hacia nuestros mares, posicionando a Colombia como un punto de referencia para Latinoamérica y el Caribe en el aprovechamiento sostenible de los recursos, diversificando la matriz energética para el beneficio de los colombianos. Es el reflejo del compromiso de nuestro Gobierno del Cambio con la descarbonización del país, y del trabajo articulado entre las diferentes entidades”, puntualiza el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.
Entre las compañías que integran el listado preliminar de habilitados, se destaca la participación de grupos empresariales de Bélgica, Reino Unido, España y China, países que han sido líderes globales en transición energética, lo que confirma el atractivo del potencial eólico marino colombiano en el mercado internacional. Así mismo, en este selecto grupo, sobresalen empresas colombianas de gran trayectoria, quienes ratifican su compromiso con el desarrollo de las Fuentes de Energías Renovables en el país.
«Este es un momento decisivo para la transformación energética de Colombia. La participación de estas empresas de talla mundial demuestra la confianza en nuestro país y el potencial extraordinario de nuestros recursos eólicos costa afuera», afirma Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Así, Colombia sigue avanzando en la meta de desarrollar 3 GW de energía eólica en nuestros mares para 2035, y busca posicionarse como líder regional en la transición hacia energías más limpias y sostenibles.
El Reino Unido se enfrenta a un desafío ambicioso: integrar 20 GW de capacidad de almacenamiento en baterías en su sistema energético para 2025.
Paul Monks, Chief Scientific Advisor del Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto (DESNZ), revela a Energía Estratégica España que esto será esencial para garantizar la estabilidad de una red cada vez más dependiente de fuentes renovables como el viento y el sol. «La descarbonización de nuestro sistema energético requiere de tecnologías que puedan ofrecer flexibilidad y almacenamiento eficiente», sostiene Monks.
Actualmente, el territorio británico está desarrollando un sistema basado en 50 GW de capacidad eólica, incluyendo tecnologías flotantes, y expandiendo su infraestructura solar.
Sin embargo, Monks subraya que las baterías aún funcionan bajo un sistema puramente mercantil. «Hoy en día, las baterías generan ingresos a través del arbitraje, comprando energía cuando es barata y vendiéndola cuando hay escasez, pero esto no responde directamente a las necesidades de la red», explica el asesor.
Los incentivos y el mercado: una barrera clave
Monks menciona que los incentivos financieros para el almacenamiento de baterías no son suficientemente robustos.
«Aunque la demanda estimada oscila entre 20 y 40 GW, ya tenemos más de 250 GW en proyectos de baterías en lista de espera, lo que demuestra un fuerte interés del sector privado», sostiene.
A pesar de ello, los actuales esquemas de mercado, como el mercado de capacidad, no favorecen la integración de baterías, dificultando su adopción como activos estratégicos en lugar de meramente comerciales.
Para abordar este problema, el Reino Unido busca implementar reformas que permitan una transición hacia sistemas que recompensen el almacenamiento como una reserva estratégica, esencial para estabilizar la red en momentos de alta variabilidad de generación.
Hidrógeno verde y retos en infraestructura
Otra tecnología clave en la transición energética es el hidrógeno verde. Según Monks, el exceso de energía eólica podría transformarse en hidrógeno durante los picos de generación. «La economía del hidrógeno es crucial para aprovechar la energía renovable que no se utiliza directamente, permitiendo su almacenamiento a largo plazo», detalla el científico.
Además, la infraestructura de transmisión representa uno de los mayores retos. A medida que el Reino Unido desplaza su producción energética hacia el norte y las costas, se generan costos adicionales por la falta de infraestructura suficiente. «Reducir estos costos es esencial para maximizar el beneficio económico de las renovables», destaca Monks.
Impacto en los costos y la competitividad
Las energías renovables no solo son un componente clave en la transición energética, sino también una solución para reducir los costos energéticos. Monks señala que la generación eólica ya ofrece precios competitivos de 42 libras por megavatio hora, significativamente por debajo de las tarifas promedio del sistema eléctrico.
«El costo de vida en Europa ha subido debido a los precios de la energía, pero las renovables son una oportunidad para aliviar esta presión económica», afirma el asesor.
Estrategias internacionales y lecciones aprendidas
Monks destaca que el Reino Unido puede compartir importantes aprendizajes con países como Argentina, especialmente en la implementación de sistemas renovables y el desarrollo de infraestructura de almacenamiento.
«En el Reino Unido hemos logrado un bajo costo de generación, pero no supimos capitalizar completamente los beneficios industriales. Esa es una lección clave que podemos transmitir», sostiene.
El papel de las baterías también varía según la geografía y la estructura energética de cada país. En el caso de Argentina, su vasta extensión territorial podría beneficiarse del uso de baterías para optimizar la infraestructura de transmisión, evitando la construcción de costosos sistemas de transporte eléctrico. «Las baterías permiten una gestión más eficiente de la energía entre regiones distantes, adaptándose mejor a las características geográficas», explica Monks.
El Reino Unido avanza en su meta de descarbonización para 2030 con un enfoque en almacenamiento energético, energías renovables e infraestructura. Sin embargo, como indica Monks, alcanzar este objetivo requerirá superar desafíos significativos en incentivos de mercado e integración tecnológica. La experiencia británica en almacenamiento energético y energías renovables no solo sirve de modelo, sino también de advertencia para países en desarrollo como Argentina, que buscan adaptar estas tecnologías a sus propios contextos.
El físico Ernesto Kirchuk fue designado como vicepresidente de la compañía estatal Dioxitek el 9 de septiembre de este año y al mes siguiente comenzó a facturarle a la empresa nuclear 3,5 millones de pesos mensuales en concepto de “honorarios por servicio de asistencia tecnológica”. EconoJournalpreguntó en Dioxitek cuál es la contraprestación que realiza Kirchuk y por qué esa tarea no forma parte de las actividades habituales que lleva adelante como vicepresidente.
“Durante los meses de octubre y noviembre Ernesto Kirchuk formó parte de una investigación y análisis sobre la viabilidad de incorporar un proyecto o unidad de negocio de enriquecimiento de uranio por láser en Dioxitek, la cual, por tratarse de una tarea de carácter extraordinario y ocasional, se abonó como locación de servicio”, respondieron desde la empresa encargada de garantizar el suministro de dióxido de uranio que se utiliza en la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Este medio consultó a cuatro fuentes del sector nuclear sin contacto entre sí y todas se mostraron sorprendidas porque afirmaron que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) ya viene llevando adelante esa tarea. “La CNEA estudia la separación isotópica por láser. Se podría haber hecho un análisis de esos resultados sin tener que pagar por ello”, remarcó una de las fuentes. Kirchuk es, además, empleado desde hace años en la CNEA, por lo que otra de las fuentes consultadas advirtió que «no es normal que una empresa pública contrate bajo la modalidad de prestador de servicios a una persona que a su vez ya es personal del Estado».
EconoJournalaccedió a las dos facturas categoría ‘C’ presentadas por Kirchuk en Dioxitek en su carácter de monotributista. Lo llamativo, a su vez, es que la factura presentada en octubre está rotulada bajo el número ‘0000001’. Es decir, fue la primera factura que realizó el funcionario desde que se dio de alta fiscalmente en la AFIP. La segunda es que la presentó en noviembre, también por $ 3,5 millones, que se registró con el número ‘0000002’. De esos datos se desprende que Kirchuk se creó un monotributo únicamente para facturarle a Dioxitek un servicio profesional que la empresa estatal contrató cuando él ya formaba parte de su conducción.
Factura emitida por Ernesto Kirchuk a Dioxitek en octubre de este año.
Este medio indagó en la empresa cuál fue el acto administrativo que se realizó para contratar el servicio que brindó Kirchuk y quién lo firmó. “Dioxitek es una empresa (S.A.), las contrataciones no se realizan por actos administrativos. En el caso mencionado se realizó una contratación de acuerdo al mecanismo de compra vigente en la compañía”, se limitaron a responder.
Desde Dioxitek afirmaron también que “durante la duración de ese proyecto Ernesto Kirchuk renunció a su compensación como director, posición que actualmente no prevé función ejecutiva alguna. Este proyecto concluyó el 30 de noviembre, con lo cual ya no se abona esa locación de servicio”.
Por ser miembro del directorio a Kirchuk le correspondía cobrar alrededor de 1,1 millones de pesos mensuales, monto al que supuestamente renunció durante 60 días para cobrar más del triple. “Nunca escuché algo igual”, señaló una de las fuentes del sector nuclear consultada sobre el tema, la cual tiene una larga y destacada trayectoria en la industria. “No es algo normal. Ahí hay una incompatibilidad manifiesta”, destacó otra de las fuentes contactada.
Quién designó a Kirchuk
Kirchuk fue designado vicepresidente de Dioxitek en septiembre de la mano de Alberto Lamagna quien por esos días asumió como presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) luego de que, tal como anticipó EconoJournal, el asesor presidencial Santiago Caputo tomara el control político de las dos firmas nucleares.
Caputo también nombró directores de NA-SA a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicase integra el círculo de confianza de Caputo.
Otras facturas
Kirchuk no fue el único que le facturó a Dioxitek en los últimos dos meses. En octubre y noviembre Martín Suárez Gazzero cobró 2,8 millones de pesos mensuales por “servicios profesionales” y Julieta Laura Sayán recibió 1,5 millones de pesos en noviembre por “honorarios profesionales”. Al igual que Kirchuk, Suárez Gazzero y Sayán también son empleados de la CNEA.
Suárez Gazzero, licenciado en Economía Internacional egresado de la Universidad de Quilmes, acaba de asumir además como miembro del directorio de Veng, empresa de servicios subsidiaria de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE) que se encarga del desarrollo del lanzador satelital Tronador II y de otras aplicaciones de tecnología aeroespacial.
Sayán, por su parte, es una politóloga y socióloga egresada de la Universidad de Buenos Aires con una especialización en Gestión de la Tecnología y la Innovación en la Universidad de Tres de Febrero, que fue vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández, y por entonces persona de confianza del gobernador de Formosa, Gildo Insfrán.
Julieta Sayán, empleada de CNEA y ex vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández.Factura emitida por Julieta Sayán a Dioxitek en noviembre de este año.Factura emitida por Martín Suárez Gazzero a Dioxitek en octubre de este año.
El Vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, estimó que “entre 2016 y 2025 habremos ahorrado divisas al país por alrededor de 10.000 millones de dólares en sustitución de importaciones de combustibles fósiles”, y destacó que “entre este año y 2026 invertiremos más de 4.500 millones de dólares en nueva capacidad renovable”.
Andrews señaló además que, “desde este año, la CEA amplió su compromiso de expandir su horizonte hacia nuevas tecnologías y soluciones energéticas, como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación”. “Este enfoque ampliado busca promover un diálogo colaborativo entre desarrolladores, operadores, fabricantes y otros actores clave, fortaleciendo el rol de las energías renovables en el sistema energético argentino”, remarcó.
Las declaraciones del directivo tuvieron lugar durante un encuentro de fin de año en la Asociación Círculo Italiano de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con la participación de asociados, directivos, legisladores, periodistas y otros protagonistas del sector energético nacional.
Andrews destacó los avances y perspectivas del sector, e hizo hincapié en la importancia de la energía eólica para el desarrollo económico y ambiental del país. El sector creció alentado por la Ley 26.190/2006, y ya es tiempo de analizar en el ámbito gubernamental y parlamentario su posible prórroga.
En la actualidad los socios de la CEA son responsables del 81% de la generación eólica del país, lo que refleja el impacto de las inversiones realizadas y el esfuerzo conjunto del sector.
“Este avance no solo ha favorecido la creación de empleo y el progreso tecnológico, sino que también ha consolidado a la energía renovable como un pilar estratégico para la descarbonización de la economía argentina y el cumplimiento de compromisos climáticos internacionales”, destacó Andrews.
Y refirió que “sin energías renovables, los sectores exportadores locales más importantes no podrán ingresar a los mercados más desarrollados, que imponen estándares cada vez más exigentes en términos medioambientales”.
En los últimos años, Argentina experimentó un notable desarrollo en energías renovables. Según datos oficiales, la participación de estas fuentes en la matriz energética nacional supera el 15 %, con la energía eólica como la mayor contribuyente.
Este crecimiento ha sido posible gracias a un marco regulatorio favorable, inversiones significativas y un potencial natural excepcional para proyectos de generación limpia.
“Sin embargo, remarcó Andrews, el sector enfrenta desafíos clave, entre ellos la necesidad de ampliar la red de transporte eléctrico para integrar la nueva capacidad instalada”.
Al respecto, resultó alentador el anunció de la Secretaría de Energía referido a la decisión de activar licitaciones para el tendido de nuevas redes de transmisión en alta tensión.
Este punto, destacado por la CEA, será esencial para desbloquear el potencial de las renovables y garantizar el suministro energético sostenible que el país necesita.
La Cámara, actualmente presidida por Martín Brandi (PCR), reafirmó su compromiso de continuar trabajando en estos desafíos, impulsando la transición energética y fortaleciendo la posición de Argentina como líder regional en energías renovables.
Acerca de CEA:
La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector de energías renovables en Argentina. El actual enfoque de la Cámara está integrado por nuevas tecnologías y soluciones energéticas como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación.
A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable, se destacó.
La compañía de capitales argentinos PCR e YPF firmaron el acuerdo de cesión de las áreas Llancanelo y Llancanelo R. ubicadas en la localidad de Malargüe, Mendoza, luego de un proceso de análisis de aspectos técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia que autorizó a entrega de las áreas. La cesión se dio en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera bajo control estatal de unos 55 bloques maduros en todo el país. Frente a esta nueva adquisición, la compañía comprometió inversiones del orden de los US$ 120 millones para el desarrollo de las áreas en los próximos cinco años.
Este nuevo yacimiento, se suma a las cinco áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Martín Brandi, CEO de PCR señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las nuevas áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de las áreas.”
“Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos cinco años (tres de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas”, destacaron desde la empresa.
En la actualidad, el bloque produce 1800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por ocho millones de barriles de petróleo.
Las áreas
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
Gracias a esta adquisición, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informaron.
Las compañías PCR e YPF S.A firmaron el acuerdo de cesión por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal de las áreas Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas en la localidad de Malargüe, luego de un proceso de análisis técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza que autorizó la entrega de dichas áreas.
Llancanelo y Llancanelo R conformaban uno de los clusters del “Plan Andes”, por el cual YPF se está desprendiendo de medio centenar de áreas, en este caso en la provincia de Mendoza.
De esta manera, a partir de la firma PCR pasa a ser la operadora y concesionaria de las áreas Llancanelo junto con todos los activos relacionados para su explotación. La compañía estima desplegar un plan de inversiones del orden de los 120 millones de dólares para el desarrollo de las áreas en los próximos 5 años, condicionado al éxito de las actividades proyectadas, indicó.
Este yacimiento se suma a las 5 áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos 5 años (3 de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas.
Hoy en día, el bloque produce 1.800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por 8 millones de barriles de petróleo, se indicó.
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área, que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos y recuperando pozos que hoy se encuentran inactivos, siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de los yacimientos”.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.
La compañía es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y una de las líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
La Empresa de Transmisión Eléctrica llevó a cabo hoy, viernes 6 de diciembre del 2024, el acto de recepción de ofertas de la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 02-2024 para la contratación de potencia y energía a corto plazo.
Quienes resulten adjudicados, podrán brindar suministro por un máximo de 60 meses en el periodo marzo 2025 – marzo 2030 a las empresas de distribución eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA).
Participaron 29 empresas que presentaron 41 sobres de ofertas. Entre ellas 23 contemplaron solamente tecnología hidráulica; 5 ofrecieron solo solar; 4 incluyeron un mix de hidráulica y solar; 1 entregó un mix de hidráulica, solar y eólica; y entre las térmicas, 2 solo bunker, 2 solo diésel, 2 mix de bunker y diésel, y 1 gas natural (ver detalle al pie de la nota).
La totalidad de propuestas calificaron en primera instancia para competir por contratos con las distribuidoras. Entre los contratos disponibles, 20 ofertas compiten en el renglón de “solo potencia”, 12 por “solo energía con diferencia de curva de demanda”, 6 por “solo energía con diferencia de curva de generación”, 2 por “solo energía” y 1 por “solo energía con seguimiento de demanda (SED)”.
Respecto a los precios, Generadora Gatún S.A. y Pan-Am Generating limited S.A. se destacaron con la combinación de ofertas más bajas en el renglón de Solo Potencia al incluir ofertas de entre entre 4.250 y 7.500 (USD/kW mes) y 0,500 y 5,760 (USD/kW mes) en el segundo caso, en tecnología térmica de gas natural y bunker, respectivamente.
En ofertas de sólo energía, las hidroeléctricas lideraron no sólo en cantidad de propuestas sino también en menores precios. En tal sentido, Corporación Energía del Itsmo Ltd. S.A. fue la más competitiva al presentar una propuesta entre 0.05054 a 0.08000 (USD/kWh) en tecnología hidráulica para contrato de Solo Energía con diferencia de curva de demanda.
Los mix de energías renovables quedaron un poco más atrás en los renglones de energía. La Empresa Nacional de Energía SA (EMNADESA) participó con hidráulica y solar que alcanzan precios que iban de 0.05500 a 0.07995 (USD/kWh). La siguió AES Panamá con su mix de Hidráulica, Solar y Eólica consiguió entre 0,05700 y 0.07240 (USD/kWh).
Finalmente, en el rubro exclusivamente solar, Gena Solar fue la que se acercó más a otras tecnologías con precios atractivos entre 0.05892 y 0.07892 (USD/kWh).
Empresa
Representante
Tipo de Contrato
Fianza de Propuesta
Ubicación
Tecnología
Potencia ofertada
Precio de la energía
Sparkle Power SA
José Ernesto Castillo Aguilar
Solo Potencia
1,000,000
Prov Colon
Térmica Bunker
40 MW
6.000 (USD/kW mes)
Generadora del Istmo SA
Gabriel Bonett
Solo Potencia
333,250
Prov Chiriquí
Hidráulica
11,57 MW
Entre 6,000 y 8,300 (USD/kW mes)
Pan-Am Generating limited s.a
Gabriel Bonett
Solo Potencia
4,600,000
Prov Panamá Oeste
Térmica Bunker
Entre 133 y 17,79 MW
Entre 0,500 y 5,760 (USD/kW mes)
Caldera Energy Corp
Juan Ramón Brenes
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
125,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0,5 MW 4,5 MW
Entre 0,06237 y 0,07637 (USD/kWh)
Ideal Panamá S.A.
Elvia Chan
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,500,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 4 MW y 20 MW
Entre 0,05925 y 0,09150 (USD/kWh)
Caldera Energy Corp
Juan Ramón Brenes
Solo Potencia
25,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
0,90 MW
Entre 5,500 y 7,000 (USD/kW mes)
Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0.30 y 3 MW
0.05500 a 0.07995 (USD/kWh)
Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0.30 y 3 MW
0.05500 a 0.07995 (USD/kWh)
Hidroeléctrica Bajos del Toluma S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Potencia
75,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
1.50 MW
7.500 (USD/kW mes)
Arrendadora de Itsmo Energy S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
200,000
Prov Veraguas
Solar
Entre 0,25 MW y 2,51 MW
Entre 0,05800 y 0,07995 (USD/kWh)
Arrendadora de Itsmo Energy S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
200,000
Prov Veraguas
Solar
Entre 0,25 MW y 2,51 MW
Entre 0,05800 y 0,07995 (USD/kWh)
Energía y Servicio de Panamá S.A. ESEPSA S.A.
Luis Ernesto Sanchez Reyes
Solo Energía con seguimiento de Demanda (SED)
254,030
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 10,16 MW y 1,18 MW
Entre 0,06000 y 0,0800 (USD/kWh)
Energía y Servicio de Panamá S.A. ESEPSA S.A.
Luis Ernesto Sanchez Reyes
Solo Potencia
182,750
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 1,83 MW y 7,31 MW
8.500 (USD/kW mes)
Autoridad del Canal de Panamá
Kathia Lorena Moreno Pérez
Solo Potencia
1,250,000
Termoeléctrica Miraflores
Térmica Bunker y Diesel
Entre 5 MW a 50 MW
Entre 3.000 a 4.978 USD/kW mes
Hidroecológica del Teribe S.A.
William Rodriguez
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
325,000
Prov Bocas de Toro
Hidráulica
Entre 1,60 y 10,40 MW
Entre 0.05758 a 0.07755 (USD/kWh)
Hidroecológica del Teribe S.A.
William Rodriguez
Solo Potencia
325,000
Prov Bocas de Toro
Hidráulica
12,22 MW
5.990 USD/kW mes
Hidropiedra SA
Edda Amaya o Indira Cevilla
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
275,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 1 y 11 MW
0.05500 y 0.8000 (USD/kWh)
Hidropiedra SA
Edda Amaya o Indira Cevilla
Solo Potencia
32,750
Prov Chiriquí
Hidráulica
1,31 MW
6.560 USD/kW mes
Enel Fortuna S.A.
Percy Garrido
Solo Potencia
1,513,750
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 5,80 MW y 58,00 MW
Entre 5.601 y 6.734 USD/kW mes
Celsia Centroamérica SA
Luis Carlos Sandoval
Solo Potencia
2,500,000
Prov Colón
Térmica Bunker y Diesel
Entre 3,08 y 25,76 MW
Entre 3.500 y 8.000 USD/kW mes
Sociedad Super Servicios S.A
Esteban Ortiz
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
225,000
Prov Coclé
Solar
Entre 0,90 MW y 9 MW
Entre 0,05959 y 0,07979 (USD/kWh)
Fountain Hydro Power Corp.
Ian Dillon
Solo Potencia
475,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 5 MW y 19 MW
Entre 4.500 y 7.500 USD/kW mes
Corporación Energía del Itsmo Ltd. S.A.
Alejandro Pérez
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
187,500
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 1 y 7,50 MW
Entre 0.05054 a 0.08000 (USD/kWh)
Hydro Caisan SA
Marlene Cardoze
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,030,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 1.00 y 3.00 MW
0.05787 y 0.07787 (USD/kWh)
Pedregalito Solar Power S.A.
Marlene Cardoze
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Solar
Entre 1.00 y 9.90 MW
0.05995 y 0.07495 (USD/kWh)
Generadora Gatún S.A.
Ramiro Esteban Barrientos Moreno
Solo Potencia
4,000,000
Prov Colón
Térmica Gas Natural
Entre 8 MW y 75 MW
Entre 4.250 y 7.500 USD/kW mes
Generadora Gatún S.A.
Ramiro Esteban Barrientos Moreno
Solo Potencia
2,000,000
Prov Colón
Térmica Gas Natural
Entre 3 MW y 25 MW
6,980 USD/kW mes
Gena Solar
Roberto Mendieta
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
250,000
Prov Coclé
Solar
Entre 4,75 MW y 9,50 MW
Entre 0.05892 y 0.07892 (USD/kWh)
Generadora del Atlantico SA (GENA)
Roberto Mendieta
Solo Potencia
1,500,000
Prov Colon
Térmica Diesel
Entre 2.20 y 20.00 MW
Entre 3.950 y 4.750 USD/kW mes
Generadora del Atlantico SA (GENA)
Roberto Mendieta
Solo Potencia
3,375,000
Prov Colon
Térmica Diesel
Entre 41 y 115 MW
Entre 3.950 USD/kW mes
Hidro Boquerón
Harmodio Araúz Sarmiento
Solo Potencia
22,500
Prov Chiriquí
Hidráulica
0,90 MW
8.450 USD/kW mes
Hidro Boquerón
Harmodio Araúz Sarmiento
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
El consorcio integrado por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se encuentra a punto de adjudicarse la construcción del ambicioso proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), según publica el sitio especializado en energía EconoJournal. Esta obra, impulsada por YPF, tiene como objetivo ampliar significativamente la capacidad de exportación de crudo desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico.
Con una inversión superior a los US$ 2500 millones, el proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros que unirá las localidades de Allen y Punta Colorada en la provincia de Río Negro. Además, se instalarán dos estaciones de bombeo estratégicamente ubicadas, cuya construcción está siendo disputada por AESA y OPS.
Un proyecto clave para la industria energética argentina
El VMOS es considerado un proyecto fundamental para el desarrollo de la industria energética argentina. Al aumentar la capacidad de transporte de crudo, permitirá aprovechar de manera más eficiente el potencial de la formación Vaca Muerta, una de las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo.
Techint-Sacde, un consorcio con experiencia
La elección de Techint-Sacde como adjudicatario de esta obra no sorprende a los expertos del sector. Ambas empresas cuentan con una amplia trayectoria en la construcción de grandes proyectos de infraestructura, lo que garantiza la calidad y la eficiencia en la ejecución de esta obra.
Próximos pasos
Si bien aún no se ha hecho oficial la adjudicación, se espera que YPF anuncie la decisión final en los próximos días. Una vez adjudicada la obra, se estima que la construcción comenzará en los primeros meses de 2025, con el objetivo de que el oleoducto entre en funcionamiento entre julio y septiembre de 2026.
Impacto económico y social
La construcción del VMOS generará miles de empleos directos e indirectos, impulsando la economía de las regiones involucradas. Además, permitirá aumentar las exportaciones de petróleo, generando divisas y fortaleciendo la balanza de pagos del país.
En resumen, la adjudicación de la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur a Techint-Sacde representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria energética argentina. Esta obra permitirá aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta y consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado mundial del petróleo.
La producción industrial minera subió 3,6% interanual en octubre, impulsada por la extracción de petróleo y gas y minerales para fabricación de productos químicos, de acuerdo con información del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El Índice de Producción Industrial (IPI) minero arrojó una suba de 3,6% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-octubre de 2024 registró un aumento de 6,4% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024, el índice de la serie desestacionalizada muestra una baja de 1,0% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra una variación positiva cercana a cero respecto al mes anterior.
La extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural tuvo un incremento de 3,7% en octubre respecto a igual mes de 2023.
El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 7,7% respecto a igual acumulado del año anterior.
Extracción de minerales metalíferos expuso una suba de 2,0% respecto a igual mes de 2023; mientras que el acumulado enero-octubre de 2024 presenta una disminución de 4,4% respecto a igual acumulado del año anterior.
Extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación mostró una suba de 3,9% respecto a igual mes de 2023; y el acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 0,9% respecto a igual acumulado del año anterior.
En tanto, la extracción de minerales para la fabricación de productos químicos subió 26,5% respecto a igual mes de 2023.
El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 38,8% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024, la extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,4% respecto a igual mes de 2023. El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 10,2% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024 se extrajeron 1.521,7 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.099,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,8% y una suba de 29,4% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural convencional y no convencional creció 5,7% respecto a igual mes de 2023 y entre enero-octubre de 2024 presentó un aumento de 5,6% interanual.
En octubre de 2024 se extrajeron 1.616,5 millones de m3 de gas natural convencional y 2.510,6 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 1,9% y una suba de 11,3% con relación a igual mes del año anterior.
Desde la Asamblea por la tierra y el agua de Las Grutas, la Multisectorial Golfo San Matias, Las Grutasy el Observatorio Petrolero Sur, criticaron la instalación de un barco de licuefacción en cercanía de Las Grutas.
En un comunicado de prensa, consignaron que “las promesas son muchas, las mejoras económicas y sociales no serán tantas. En cambio se pone en juego la biodiversidad y las actividades económicas actuales de nuestra costa como el turismo, la pesca, la recolección de mariscos y pulpos”.
En este contexto, cuestionaron que la audiencia se haya realizado en el Puerto de San Antonio Este, distante a 120 kilómetros del lugar donde se instalará el buque. “En el mismo sentido, la decisión de entregar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de más de 3000 páginas escaneadas como imágenes, dificulta la capacidad de lectura y sistematización de la información allí proporcionada porque no permite aplicar motores de búsquedas, ni tomar citas textuales directas desde el documento. A su vez, la metodología del estudio, que repite innumerables veces la misma información incorporando en cada oportunidad un pequeño dato nuevo, hace que sea sesgado, desordenado, reiterativo”.
“El proyecto FNLG, consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FNLG) para la producción y exportación de GNL con una capacidad nominal de 2.4 millones de toneladas por año. Equivalentes al consumo de 4 millones de hogares. La empresa responsable del proyecto es Southern Energy S.A., una subsidiaria de PAE, cuyas acciones se reparten a partes iguales entre la británica BP y la empresa argentina Bridas (propiedad de la familia Bulgheroni y de la estatal china CNOOC). Southern Energy S.A. alquiló el barco de licuefacción Hilli Episeyo hasta 2047 a la empresa noruega Golar LNG”, repasaron.
“El EIA queda expresado que la zona no tiene la infraestructura sanitaria, ni de los órganos de control y fiscalización, como queda demostrado con la planta de ALPAT que funciona en la localidad y que no proporciona los informes que debieran entregar regularmente, sin que esto implique sanción alguna. La metodología propia de los EIA hace que no se asuman los impactos acumulativos que padecerá el Golfo San Matias, como así también la Península Valdés, se toma el proyecto de manera aislada, y no se plantea la interacción que sufrirá esta propuesta con la actividad del Proyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y el Puerto Petrolero de Punta Colorada, donde también se piensa instalar otro puerto de exportación de GNL. A su vez en la prensa anuncian más buques a futuro”, advirtieron.
“Según el propio EIA, dada la inflamabilidad del gas, si existieran fugas o derrames de GNL o colisiones entre barcos, las consecuencias serían de “graves” a “críticas” y no hay planes de evacuación para emergencias de esta magnitud. Los posibles derrames de hidrocarburos podrían llegar a las costas y afectar Áreas Protegidas, donde arbitrariamente trazaron un lugar de afectación dejando áreas naturales protegidas dentro del mismo Golfo. Además, las ballenas, lobos marinos, toninas, delfines se verían afectados significativamente por la navegación y por los ruidos ocasionados por los buques e instalaciones. Es importante también mencionar que el proyecto está dentro del alcance de afectación del sitio sagrado mapuche “Chenque”, sin embargo a las comunidades no se les aplicó la consulta previa, libre e informada (169 OIT)”, recordaron.
“Al mismo tiempo, el enfriamiento del gas se realizará utilizando agua de mar, que será devuelta al mar con una temperatura de entre 5ºC y 7ºC por encima de la temperatura natural, lo que es sumamente preocupante para el equilibrio de ese ecosistema”, agregaron.
En referencia a la creación de fuentes de trabajo, señalaron que “es una gran fantasía, el barco llega con tripulación extranjera, que permanecerá durante el tiempo que necesite la empresa, que según informa PAE serán 160 tripulantes, de esto se desprende posibilidades de trabajo indirecto, que no es seguro que impacte notablemente en la economía regional”.
“En el mismo sentido, aunque las petroleras nunca derramaron riqueza en los lugares o países donde se asientan, como un proyecto que ingresa dentro del RIGI pagará menos impuestos, no se podrán cobrar regalías, no introducirá los dólares en el mercado local y se le da estabilidad impositiva, cambiaria y legal por 30 años, unos 7 mandatos presidenciales”, advirtieron.
“Este tipo de proyecto dentro de la lógica del extractivismo lo que busca es la maximización de la ganancia, saqueando nuestros bienes comunes, dejando una afectación de grandes consecuencias que nos condenan a transformarnos en territorios de sacrificio. Esto es muy doloroso para quienes vivimos en este territorio porque elegimos hacerlo justamente porque es un lugar de una belleza inimaginable y un ambiente sano. No queremos proyectos que atenten contra la Vida, no queremos ser condenados a un sistema que nos deja afuera de actividades productivas genuinas que tenemos en los territorios, que no mejoran la calidad de vida, ni en la localidad, ni en la provincia, ni en el país”, cierra el comunicado de prensa
Pluspetrol, una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería, adquirió los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW. Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible. Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, rubricó un convenio con la Asociación Civil Transición Energética Sostenible (TES), destinado a fortalecer el trabajo conjunto en la elaboración de un Plan Estratégico de Hidrógeno Verde para la provincia. El mandatario estuvo acompañado por la diputada nacional Ana Clara Romero, y por parte de la entidad, el convenio fue firmado por el primer vocal a cargo de la Presidencia, Enrique Casares.
El acuerdo establece que el TES, organización sin fines de lucro, brindará asesoramiento y desarrollará una propuesta para la creación de una Estrategia Integral de transición energética en la provincia de Chubut, que incluya la elaboración de una hoja de ruta detallada. Asimismo, la propuesta incluirá un análisis de los costos involucrados estimados, en cada etapa del proceso, desde la planificación y desarrollo hasta la implementación, a la vez que la estrategia y la hoja de ruta integrarán el desarrollo del Hidrógeno Verde, sus procesos productivos y los de sus derivados como un motor clave para el crecimiento sostenible de la provincia del Chubut y la Patagonia en su conjunto.
Estrategia de mediano y largo plazo
Luego de la rúbrica del convenio, Torres explicó que “uno de los objetivos de nuestra gestión es disponer de una estrategia de mediano y largo plazo para el desarrollo integral de la transición energética, y esto incluye factores indispensables como el apoyo a las formas sustentables de producción, el uso racional de la energía y la economía del hidrógeno a partir de la producción del mismo y de sus derivados en el ámbito de la provincia”, destacando que el esquema “se va a llevar a cabo trabajando de manera conjunta con las provincias patagónicas y con el Gobierno Nacional”.
“En Chubut contamos con un recurso humano único en el mundo, y es por eso que, como Estado, vamos a sumar esfuerzos para potenciar los distintos sectores que hacen a la economía de nuestra región, con especial hincapié en una transición energética que ya comenzó, y la cual vamos a acompañar con responsabilidad y compromiso, ajustados a los estándares internacionales y teniendo en cuenta que hoy, nuestra provincia se ubica en la vidriera del mundo como una plaza fundamental para nuevas inversiones”, expresó el titular del Ejecutivo provincial.
Energías limpias y nuevo esquema
“Las características naturales de nuestra provincia y la profesionalización de los recursos humanos con los que disponemos configuran un activo distintivo, que nos predispone a insertarnos en esta nueva actividad, sin mencionar que actualmente Chubut cuenta con la ventaja de tener el mejor recurso eólico a nivel global, con los mayores rindes de viento”, agregó Torres, remarcando que “la convergencia de una estrategia provincial enmarcada en la Estrategia Nacional del Hidrógeno, es una de las postales que refleja las infinitas oportunidades que tiene la Patagonia para fortalecer su economía en este nuevo escenario en el que todos somos protagonistas, y en el que apostar a las energías limpias no es solo invertir en futuro, sino también en el cuidado del medio ambiente”.
Por su parte, Ana Clara Romero señaló que “haber firmado este compromiso con TES, junto con la conformación de la mesa de trabajo intersectorial del hidrogeno, es un avance y un gesto concreto para atraer inversiones, y mostrarle al mundo no solo que tenemos las mejores condiciones para desarrollar la industria del hidrogeno verde y sus derivados, sino también que hay una fuerte voluntad política del Gobernador de respaldar y acompañar este camino”.
Por eventuales cortes de energía eléctrica en el próximo verano y falta de finalización de la obra del tendido eléctrico para abastecer a Villa la Angostura, el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, envió hoy una nota a la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti.
Etcheverry comentó “estamos preocupados frente al anuncio de Nación de probables cortes de energía en el próximo verano y queremos saber qué medidas está tomando sobre esto el Gobierno Nacional” y agregó “por eso les solicitamos que prevean y gestionen lo necesario para que no ocurra esto en Neuquén”.
El ministro recordó que “la provincia es gran exportadora de energía eléctrica” y en la nota expresó que la generación eléctrica de la región del Comahue (provincias de La Pampa, Río Negro y Neuquén) es tal que en el año 2023 se consumieron 5.141 GWh, el 3,6% del total del país y se generó solo de Energía Hidroeléctrica 12.770 GWh, el 9% de la demanda total del país, sin contar el aporte de los 2.055 MW de potencia térmica instalada.
La generación eléctrica limpia y renovable de fuente hidráulica, es derivada del uso de los propios recursos naturales hídricos de la Provincia, indica la nota, y el ministro recordó que “queremos el reconocimiento íntegro a la Provincia de las regalías y cánones porque somos dueños del recurso y solicitamos cobrar las regalías en especie en su totalidad, y a pesar de que lo hemos planteado en varias oportunidades aún no ha sido resuelto y es por ello que vamos a seguir con nuestro legítimo reclamo”.
Además, el ministro hizo mención a que “nuestra provincia es castigada arbitrariamente en la medida que se la remunera por la generación hidroeléctrica con 17 dólares por megavatio hora, mientras que el costo medio de la energía eléctrica en el sistema mayorista argentino es de 80 dólares” y agregó “y en el mismo sistema el costo marginal operativo medio ronda los 120 dólares por megavatio hora”. Todo esto a pesar de ser una energía de “mejor” calidad: limpia, renovable y empuntable (disponible en forma rápida en todo momento).
Vaca Muerta
En otro aspecto, en la nota se le recordó a Nación que la provincia aporta la mayor parte del gas natural que es utilizado en la generación térmica, sumado a su capacidad de generación e inyección de energía eléctrica al sistema interconectado nacional, la ubicación geográfica de la Provincia la coloca en un lugar de inyección del referido sistema y red de transporte de energía eléctrica, se indica.
En la misiva también se menciona la trascendencia que tiene la provincia en la industria energética nacional y en particular a lo relacionado al gas y al petróleo y, concretamente, con los hidrocarburos no convencionales en la formación de Vaca Muerta. Hace referencia a que el aprovechamiento de su potencial requiere, entre otras condiciones, un aprovisionamiento de energía eléctrica constante y confiable. Esto no sólo en los yacimientos (que en su gran mayoría se encuentran conectados al sistema eléctrico), sino también en las múltiples locaciones (urbanas o fuera de sus ejidos) en que los prestadores de servicios y demás actores de la industria llevan a cabo sus operaciones.
Parálisis y nuevo reclamo por obra eléctrica para Villa La Angostura
En el escrito también se hace mención a la parálisis y desfinanciamiento, por parte del gobierno nacional de varias obras vinculadas al transporte en alta tensión en nuestra provincia. Allí se cita como la principal a la obra de interconexión eléctrica ALIPIBA II, destinada a conectar las ciudades de Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura al sistema interconectado nacional (“ALIPIBA II”).
“Volvemos a reclamar por esta obra porque nuestra provincia cumplió con los compromisos, la parte que le correspondía de la obra ALIPIBA II está terminada desde hace unos 90 meses, pero Nación no cumplió y esto sigue siendo un perjuicio para los neuquinos” dijo Etcheverry y agregó “mantener con electricidad a Villa La Angostura a nuestra provincia le cuesta un millón de dólares por mes, sumado al daño ambiental que se provoca porque debemos utilizar combustibles fósiles la mayor parte del año”.
Como agravante de esa obra recientemente se anunció la interrupción de su financiamiento por parte del gobierno nacional, incumpliendo sus compromisos en una zona cordillerana neuquina mientras que mantienen los altos subsidios a los consumos eléctricos del AMBA (área metropolitana de Buenos Aires), finaliza la nota.
Propietarios de estaciones de servicios respaldaron la medida del gobierno de autorizar el autoservicio de combustibles.
“Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”, señaló la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA).
En un comunicado de prensa, la entidad indicó que “la medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”.
“Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo. Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, considera.
Finalmente destaca que el “personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.
La empresa estatal de energía licitó la obra que tendrá lugar en Punta del Tigre, San José, mientras, en paralelo, se prepara para emitir en el mercado internacional. La Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas del Estado (UTE) emitió deuda por 27 millones de dólares en Obligaciones Negociables (ON) destinadas a inversores minoristas con el objetivo de financiar uno de los dos nuevos parques solares fotovoltaicos que la empresa tiene proyectados para aumentar la matriz energética renovable de Uruguay. El Banco Central del Uruguay (BCU) aprobó finalmente la operación que tiene el objetivo obtener los fondos para financiar la […]
La Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) se mostró a favor de la iniciativa oficial que propicia el autoservicio en las estaciones de servicio. Qué dijeron sobre los empleados del sector. Los estacioneros nucleados en la Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) respaldaron el proyecto del decreto por autoservicio de combustible presentado por el Ministerio de Desregulación a cargo de Federico Sturzenegger en las últimas horas. «Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos», señalaron, al tiempo que se refirieron a sus empleados. «Nuestro personal seguirá siendo de vital […]
