Sungrow, compañía mundial en tecnología fotovoltaica y almacenamiento, refuerza su presencia en Latinoamérica con una estrategia que combina innovación y adaptabilidad. Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, Francisco Alcalde, gerente para Latinoamérica, presentó las soluciones más destacadas de la compañía.
Entre las principales innovaciones se encuentra el Power Titan 2.0, una solución de almacenamiento diseñada para optimizar espacio y aumentar la densidad energética. «Este producto, que en un contenedor de 20 pies alberga 5 MW/5 MWh, incluye sistemas de refrigeración líquida y PCS, lo que garantiza una operación eficiente incluso en condiciones exigentes», destaca Alcalde.
Además, Sungrow ha lanzado productos específicos para el mercado comercial e industrial (C&I), como su sistema de almacenamiento compatible con normativas IEC e IUL, y su tecnología modular para proyectos utility scale, adaptándose a las necesidades de diferentes mercados. «Ofrecemos sistemas con acoplamiento en DC y AC que garantizan eficiencia eléctrica, matemática y financiera», explica el ejecutivo.
Expectativas y mercados estratégicos
La compañía identifica a Chile, República Dominicana, Colombia y Panamá como mercados clave para su expansión. Según Alcalde, el auge de los marcos regulatorios en estas regiones está impulsando la demanda de almacenamiento y soluciones solares. “Hoy por hoy, vemos que mercados emergentes como Guatemala, Honduras y México comienzan a despertar con una fuerte necesidad de energía renovable,” señala.
Sungrow ya cuenta con más de 18 GW de capacidad instalada en Latinoamérica, con proyectos en diversos sectores. Este éxito se debe, en parte, al desarrollo de PMGD de 5 y 7 MW en Centroamérica, que han demostrado ser modelos efectivos para impulsar la adopción de energías limpias.
Almacenamiento como motor de cambio
El almacenamiento energético es una prioridad para Sungrow. Con productos como el Power Titan Series, la empresa aborda desafíos como el espacio limitado y la eficiencia energética. «Reducimos hasta un 30% el espacio requerido en los diseños de plantas fotovoltaicas, mientras mantenemos la fiabilidad a largo plazo», explica Alcalde. Esto es clave para mercados con alta densidad poblacional o restricciones de terreno.
Además, Alcalde enfatiza que el almacenamiento es un “matrimonio de largo plazo”, con contratos de 15 a 20 años que exigen soluciones robustas y flexibles. “Acompañamos a nuestros clientes en todas las etapas del proyecto para garantizar que cada diseño sea operativamente viable y financieramente sólido,” añade.
Hacia un futuro más limpio
La energía fotovoltaica sigue siendo uno de los pilares del portafolio de Sungrow. Alcalde destaca que «la energía solar es una de las fuentes más asequibles y competitivas del mercado» y que países como Colombia están alineando regulaciones para acelerar su adopción.
Con innovaciones constantes y un enfoque adaptado a las necesidades locales, Sungrow se posiciona como un referente en la transición hacia un futuro energético sostenible en Latinoamérica.
Vestas continúa con la instalación de nuevos aerogeneradores a lo largo de Latinoamérica, siendo Argentina uno de los mercados “clave” para la compañía en el que está presente desde hace más de tres décadas.
Tras haber crecido cerca de 3000% en los últimos diez años en Argentina, (pasó de 77 MW a 2427 MW), la empresa danesa prevé continuar con ese crecimiento sostenido y espera culminar más de 350 MW en los siguientes meses.
“Nuestro objetivo para lo que queda de 2024 y de cara a 2025 es ejecutar los diversos proyectos que tenemos en marcha. Estamos comprometidos en acompañar a nuestros clientes en sus iniciativas, avanzando juntos hacia una transición energética integral y sostenible”, indicó Andrés Gismondi, Country Manager de Vestas en Argentina y VP de negocios para LATAM South y North.
“A nivel LATAM, en el primer semestre del año se finalizaron seis proyectos antes del plazo contractual, además de contar con cuatro proyectos en curso en Argentina. Desarrollos que involucraron diez clientes diferentes y resultaron en la instalación de 250 turbinas (242 modelo V150 de 4.5 MW y 8 turbinas V162 de 6.2 MW), alcanzando un total de 1.139 MW instalados”, agregó en diálogo con EnergíaEstratégica.
Puntualmente en Argentina, recientemente se finalizó junto a Genneia la construcción de la central eólica La Elbita (Tandil, provincia de Buenos Aires), de 162 MW de capacidad instalada; a la par que está por concluir el parque VI (Bahía Blanca) con Pampa Energía, que cuenta con 139,5 MW de potencia.
Además, en colaboración con YPF Luz, se construye la planta General Levalle (provincia de Córdoba), el cual es el primer proyecto de Vestas en Latinoamérica con 25 turbinas de tecnología EnVentus, con una capacidad de 155 MW.
“Por último, junto a Ternium, se está desarrollando el parque eólico Vientos de Olavarría, ubicado en la provincia de Buenos Aires, que tendrá 99 MW de capacidad instalada. A principios de 2025 iniciaremos la construcción de un nuevo parque junto a Tenaris, que tendrá 21 turbinas”, subrayó Gismondi.
Retos del sector
Si bien hay un panorama alentador para el mercado energético argentino, la compañía dedicada a la fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores observan que todavía existen una serie de desafíos para lograr mayor penetración de energías renovables en el país.
Por un lado, el año que viene vence los objetivos de la Ley Nacional N° 27191 (régimen de fomento a las renovables), por lo que para Gismondi el sector se encuentra “expectante” respecto a si habrá una renovación o prórroga que permita seguir impulsando la transición energética hacia fuentes verdes.
“Otro aspecto crucial para continuar el desarrollo de renovables es el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión eléctrica, especialmente en las regiones con mayor potencial eólico, así como en las zonas de consumo como el AMBA para recibir dicha energía. La falta de una red de transmisión adecuada ha sido históricamente un obstáculo para el desarrollo de parques eólicos en Argentina, limitando su capacidad de integración a la red eléctrica nacional”, manifestó.
“Es por ello que resulta necesario realizar inversiones significativas en la expansión y modernización de la infraestructura de transmisión, así como en la implementación de tecnologías inteligentes que faciliten la integración de la energía eólica a gran escala”, concluyó.
En una reunión celebrada en el Salón Istmo 4 del Panama Convention Center, más de 80 empresarios y usuarios finales de Generación Distribuida manifestaron su preocupación por la propuesta de modificación de los límites del 3% en potencia y 10% en demanda, presentada por el consultor contratado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) para revisar la regulación de autoconsumo con paneles solares.
Esta propuesta cambiaría el sistema de medición neta por un esquema de facturación neta binómica, lo cual implicaría un ajuste en los precios de los créditos otorgados por las distribuidoras por el consumo y la inyección de energía, pasándolos de un valor neto absoluto a un valor inferior de facturación que dependerá del precio del mercado mayorista, además de la implementación de un cargo adicional por demanda.
Rafael Galue, presidente de la Red Solar Panamá, expresó que: “Lo que está proponiendo ASEP es penalizar a los clientes que han invertido en tecnología solar para ahorrar energía y apoyar la lucha contra el cambio climático, en un país que ya enfrenta una de las tarifas eléctricas más altas del mundo.
Este cambio no solo afectaría el precio final del crédito por la inyección de energía para los usuarios actuales y futuros, sino que también les impondría un cargo adicional por demanda, similar al de la tarifa BTD.
Esto es un grave atentado contra los Objetivos de Desarrollo Sostenible, la transición energética y los tratados internacionales que hemos firmado como nación”.
Galue también recordó que, según el mandato regulatorio, ASEP debía realizar este estudio para subir los topes del 3% y 10% tres años después de la implementación de la regulación de 2016. Sin embargo, apenas en 2024, se está llevando a cabo la primera consulta para modificar estos topes.
En la reunión participaron también directivos de asociaciones de energías renovables de Colombia y República Dominicana. El Ing. Miguel Hernández, de ACOSOL (Colombia), y el Ing. Marvin Fernández, de ASOFER (República Dominicana), expresaron su preocupación por las incongruencias que han encontrado al comparar la regulación colombiana con los datos presentados por el consultor de ASEP. Además, señalaron que la empresa consultora contratada en Panamá es la misma empresa a la que se le ha adjudicado la consultoría en República Dominicana y, “curiosamente”, está promoviendo cambios regulatorios muy similares en ese país, además de esto, ambos destacaron que en varios países de la región, como Brasil, y Republica Dominicana se han realizado estudios que demuestran los beneficios de la generación distribuida para la red eléctrica y consideraron ilógico el tope establecido por el regulador ya que el mismo no existe en ningún otro país de la región y es un acto antidemocrático que limita el acceso a la tecnología y el libre derecho a escoger que sistema es mas beneficioso para el usuario final.
Los asistentes a la reunión también manifestaron su inquietud por la falta de transparencia en este proceso de consulta, que se ha realizado de manera silenciosa y con un periodo de comentarios y sugerencias inferior a los 10 días.
La mayoría de las empresas del sector desconocían la existencia de esta consulta y el proceso de selección del consultor. En este sentido, se solicita al regulador que, en futuras ocasiones, considere las opiniones de los gremios y organizaciones más representativas del sector de energía solar, como la Cámara Panameña de Energía Solar y la Red de Profesionales en Energía Solar.
Han quedado habilitadas todas las empresas que presentaron solicitudes para participar en la primera “Ronda de energía eólica costa afuera” en el país, al cumplir de manera satisfactoria con los requisitos jurídicos, financieros y técnicos para la asignación de permisos de ocupación temporal sobre áreas marítimas del Caribe central colombiano.
“Este es el inicio de la expansión de la Transición Energética Justa hacia nuestros mares, posicionando a Colombia como un punto de referencia para Latinoamérica y el Caribe en el aprovechamiento sostenible de los recursos, diversificando la matriz energética para el beneficio de los colombianos. Es el reflejo del compromiso de nuestro Gobierno del Cambio con la descarbonización del país, y del trabajo articulado entre las diferentes entidades”, puntualiza el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.
Entre las compañías que integran el listado preliminar de habilitados, se destaca la participación de grupos empresariales de Bélgica, Reino Unido, España y China, países que han sido líderes globales en transición energética, lo que confirma el atractivo del potencial eólico marino colombiano en el mercado internacional. Así mismo, en este selecto grupo, sobresalen empresas colombianas de gran trayectoria, quienes ratifican su compromiso con el desarrollo de las Fuentes de Energías Renovables en el país.
«Este es un momento decisivo para la transformación energética de Colombia. La participación de estas empresas de talla mundial demuestra la confianza en nuestro país y el potencial extraordinario de nuestros recursos eólicos costa afuera», afirma Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Así, Colombia sigue avanzando en la meta de desarrollar 3 GW de energía eólica en nuestros mares para 2035, y busca posicionarse como líder regional en la transición hacia energías más limpias y sostenibles.
El Reino Unido se enfrenta a un desafío ambicioso: integrar 20 GW de capacidad de almacenamiento en baterías en su sistema energético para 2025.
Paul Monks, Chief Scientific Advisor del Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto (DESNZ), revela a Energía Estratégica España que esto será esencial para garantizar la estabilidad de una red cada vez más dependiente de fuentes renovables como el viento y el sol. «La descarbonización de nuestro sistema energético requiere de tecnologías que puedan ofrecer flexibilidad y almacenamiento eficiente», sostiene Monks.
Actualmente, el territorio británico está desarrollando un sistema basado en 50 GW de capacidad eólica, incluyendo tecnologías flotantes, y expandiendo su infraestructura solar.
Sin embargo, Monks subraya que las baterías aún funcionan bajo un sistema puramente mercantil. «Hoy en día, las baterías generan ingresos a través del arbitraje, comprando energía cuando es barata y vendiéndola cuando hay escasez, pero esto no responde directamente a las necesidades de la red», explica el asesor.
Los incentivos y el mercado: una barrera clave
Monks menciona que los incentivos financieros para el almacenamiento de baterías no son suficientemente robustos.
«Aunque la demanda estimada oscila entre 20 y 40 GW, ya tenemos más de 250 GW en proyectos de baterías en lista de espera, lo que demuestra un fuerte interés del sector privado», sostiene.
A pesar de ello, los actuales esquemas de mercado, como el mercado de capacidad, no favorecen la integración de baterías, dificultando su adopción como activos estratégicos en lugar de meramente comerciales.
Para abordar este problema, el Reino Unido busca implementar reformas que permitan una transición hacia sistemas que recompensen el almacenamiento como una reserva estratégica, esencial para estabilizar la red en momentos de alta variabilidad de generación.
Hidrógeno verde y retos en infraestructura
Otra tecnología clave en la transición energética es el hidrógeno verde. Según Monks, el exceso de energía eólica podría transformarse en hidrógeno durante los picos de generación. «La economía del hidrógeno es crucial para aprovechar la energía renovable que no se utiliza directamente, permitiendo su almacenamiento a largo plazo», detalla el científico.
Además, la infraestructura de transmisión representa uno de los mayores retos. A medida que el Reino Unido desplaza su producción energética hacia el norte y las costas, se generan costos adicionales por la falta de infraestructura suficiente. «Reducir estos costos es esencial para maximizar el beneficio económico de las renovables», destaca Monks.
Impacto en los costos y la competitividad
Las energías renovables no solo son un componente clave en la transición energética, sino también una solución para reducir los costos energéticos. Monks señala que la generación eólica ya ofrece precios competitivos de 42 libras por megavatio hora, significativamente por debajo de las tarifas promedio del sistema eléctrico.
«El costo de vida en Europa ha subido debido a los precios de la energía, pero las renovables son una oportunidad para aliviar esta presión económica», afirma el asesor.
Estrategias internacionales y lecciones aprendidas
Monks destaca que el Reino Unido puede compartir importantes aprendizajes con países como Argentina, especialmente en la implementación de sistemas renovables y el desarrollo de infraestructura de almacenamiento.
«En el Reino Unido hemos logrado un bajo costo de generación, pero no supimos capitalizar completamente los beneficios industriales. Esa es una lección clave que podemos transmitir», sostiene.
El papel de las baterías también varía según la geografía y la estructura energética de cada país. En el caso de Argentina, su vasta extensión territorial podría beneficiarse del uso de baterías para optimizar la infraestructura de transmisión, evitando la construcción de costosos sistemas de transporte eléctrico. «Las baterías permiten una gestión más eficiente de la energía entre regiones distantes, adaptándose mejor a las características geográficas», explica Monks.
El Reino Unido avanza en su meta de descarbonización para 2030 con un enfoque en almacenamiento energético, energías renovables e infraestructura. Sin embargo, como indica Monks, alcanzar este objetivo requerirá superar desafíos significativos en incentivos de mercado e integración tecnológica. La experiencia británica en almacenamiento energético y energías renovables no solo sirve de modelo, sino también de advertencia para países en desarrollo como Argentina, que buscan adaptar estas tecnologías a sus propios contextos.
El físico Ernesto Kirchuk fue designado como vicepresidente de la compañía estatal Dioxitek el 9 de septiembre de este año y al mes siguiente comenzó a facturarle a la empresa nuclear 3,5 millones de pesos mensuales en concepto de “honorarios por servicio de asistencia tecnológica”. EconoJournalpreguntó en Dioxitek cuál es la contraprestación que realiza Kirchuk y por qué esa tarea no forma parte de las actividades habituales que lleva adelante como vicepresidente.
“Durante los meses de octubre y noviembre Ernesto Kirchuk formó parte de una investigación y análisis sobre la viabilidad de incorporar un proyecto o unidad de negocio de enriquecimiento de uranio por láser en Dioxitek, la cual, por tratarse de una tarea de carácter extraordinario y ocasional, se abonó como locación de servicio”, respondieron desde la empresa encargada de garantizar el suministro de dióxido de uranio que se utiliza en la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Este medio consultó a cuatro fuentes del sector nuclear sin contacto entre sí y todas se mostraron sorprendidas porque afirmaron que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) ya viene llevando adelante esa tarea. “La CNEA estudia la separación isotópica por láser. Se podría haber hecho un análisis de esos resultados sin tener que pagar por ello”, remarcó una de las fuentes. Kirchuk es, además, empleado desde hace años en la CNEA, por lo que otra de las fuentes consultadas advirtió que «no es normal que una empresa pública contrate bajo la modalidad de prestador de servicios a una persona que a su vez ya es personal del Estado».
EconoJournalaccedió a las dos facturas categoría ‘C’ presentadas por Kirchuk en Dioxitek en su carácter de monotributista. Lo llamativo, a su vez, es que la factura presentada en octubre está rotulada bajo el número ‘0000001’. Es decir, fue la primera factura que realizó el funcionario desde que se dio de alta fiscalmente en la AFIP. La segunda es que la presentó en noviembre, también por $ 3,5 millones, que se registró con el número ‘0000002’. De esos datos se desprende que Kirchuk se creó un monotributo únicamente para facturarle a Dioxitek un servicio profesional que la empresa estatal contrató cuando él ya formaba parte de su conducción.
Factura emitida por Ernesto Kirchuk a Dioxitek en octubre de este año.
Este medio indagó en la empresa cuál fue el acto administrativo que se realizó para contratar el servicio que brindó Kirchuk y quién lo firmó. “Dioxitek es una empresa (S.A.), las contrataciones no se realizan por actos administrativos. En el caso mencionado se realizó una contratación de acuerdo al mecanismo de compra vigente en la compañía”, se limitaron a responder.
Desde Dioxitek afirmaron también que “durante la duración de ese proyecto Ernesto Kirchuk renunció a su compensación como director, posición que actualmente no prevé función ejecutiva alguna. Este proyecto concluyó el 30 de noviembre, con lo cual ya no se abona esa locación de servicio”.
Por ser miembro del directorio a Kirchuk le correspondía cobrar alrededor de 1,1 millones de pesos mensuales, monto al que supuestamente renunció durante 60 días para cobrar más del triple. “Nunca escuché algo igual”, señaló una de las fuentes del sector nuclear consultada sobre el tema, la cual tiene una larga y destacada trayectoria en la industria. “No es algo normal. Ahí hay una incompatibilidad manifiesta”, destacó otra de las fuentes contactada.
Quién designó a Kirchuk
Kirchuk fue designado vicepresidente de Dioxitek en septiembre de la mano de Alberto Lamagna quien por esos días asumió como presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) luego de que, tal como anticipó EconoJournal, el asesor presidencial Santiago Caputo tomara el control político de las dos firmas nucleares.
Caputo también nombró directores de NA-SA a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicase integra el círculo de confianza de Caputo.
Otras facturas
Kirchuk no fue el único que le facturó a Dioxitek en los últimos dos meses. En octubre y noviembre Martín Suárez Gazzero cobró 2,8 millones de pesos mensuales por “servicios profesionales” y Julieta Laura Sayán recibió 1,5 millones de pesos en noviembre por “honorarios profesionales”. Al igual que Kirchuk, Suárez Gazzero y Sayán también son empleados de la CNEA.
Suárez Gazzero, licenciado en Economía Internacional egresado de la Universidad de Quilmes, acaba de asumir además como miembro del directorio de Veng, empresa de servicios subsidiaria de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE) que se encarga del desarrollo del lanzador satelital Tronador II y de otras aplicaciones de tecnología aeroespacial.
Sayán, por su parte, es una politóloga y socióloga egresada de la Universidad de Buenos Aires con una especialización en Gestión de la Tecnología y la Innovación en la Universidad de Tres de Febrero, que fue vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández, y por entonces persona de confianza del gobernador de Formosa, Gildo Insfrán.
Julieta Sayán, empleada de CNEA y ex vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández.Factura emitida por Julieta Sayán a Dioxitek en noviembre de este año.Factura emitida por Martín Suárez Gazzero a Dioxitek en octubre de este año.
El Vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, estimó que “entre 2016 y 2025 habremos ahorrado divisas al país por alrededor de 10.000 millones de dólares en sustitución de importaciones de combustibles fósiles”, y destacó que “entre este año y 2026 invertiremos más de 4.500 millones de dólares en nueva capacidad renovable”.
Andrews señaló además que, “desde este año, la CEA amplió su compromiso de expandir su horizonte hacia nuevas tecnologías y soluciones energéticas, como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación”. “Este enfoque ampliado busca promover un diálogo colaborativo entre desarrolladores, operadores, fabricantes y otros actores clave, fortaleciendo el rol de las energías renovables en el sistema energético argentino”, remarcó.
Las declaraciones del directivo tuvieron lugar durante un encuentro de fin de año en la Asociación Círculo Italiano de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con la participación de asociados, directivos, legisladores, periodistas y otros protagonistas del sector energético nacional.
Andrews destacó los avances y perspectivas del sector, e hizo hincapié en la importancia de la energía eólica para el desarrollo económico y ambiental del país. El sector creció alentado por la Ley 26.190/2006, y ya es tiempo de analizar en el ámbito gubernamental y parlamentario su posible prórroga.
En la actualidad los socios de la CEA son responsables del 81% de la generación eólica del país, lo que refleja el impacto de las inversiones realizadas y el esfuerzo conjunto del sector.
“Este avance no solo ha favorecido la creación de empleo y el progreso tecnológico, sino que también ha consolidado a la energía renovable como un pilar estratégico para la descarbonización de la economía argentina y el cumplimiento de compromisos climáticos internacionales”, destacó Andrews.
Y refirió que “sin energías renovables, los sectores exportadores locales más importantes no podrán ingresar a los mercados más desarrollados, que imponen estándares cada vez más exigentes en términos medioambientales”.
En los últimos años, Argentina experimentó un notable desarrollo en energías renovables. Según datos oficiales, la participación de estas fuentes en la matriz energética nacional supera el 15 %, con la energía eólica como la mayor contribuyente.
Este crecimiento ha sido posible gracias a un marco regulatorio favorable, inversiones significativas y un potencial natural excepcional para proyectos de generación limpia.
“Sin embargo, remarcó Andrews, el sector enfrenta desafíos clave, entre ellos la necesidad de ampliar la red de transporte eléctrico para integrar la nueva capacidad instalada”.
Al respecto, resultó alentador el anunció de la Secretaría de Energía referido a la decisión de activar licitaciones para el tendido de nuevas redes de transmisión en alta tensión.
Este punto, destacado por la CEA, será esencial para desbloquear el potencial de las renovables y garantizar el suministro energético sostenible que el país necesita.
La Cámara, actualmente presidida por Martín Brandi (PCR), reafirmó su compromiso de continuar trabajando en estos desafíos, impulsando la transición energética y fortaleciendo la posición de Argentina como líder regional en energías renovables.
Acerca de CEA:
La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector de energías renovables en Argentina. El actual enfoque de la Cámara está integrado por nuevas tecnologías y soluciones energéticas como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación.
A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable, se destacó.
La compañía de capitales argentinos PCR e YPF firmaron el acuerdo de cesión de las áreas Llancanelo y Llancanelo R. ubicadas en la localidad de Malargüe, Mendoza, luego de un proceso de análisis de aspectos técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia que autorizó a entrega de las áreas. La cesión se dio en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera bajo control estatal de unos 55 bloques maduros en todo el país. Frente a esta nueva adquisición, la compañía comprometió inversiones del orden de los US$ 120 millones para el desarrollo de las áreas en los próximos cinco años.
Este nuevo yacimiento, se suma a las cinco áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Martín Brandi, CEO de PCR señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las nuevas áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de las áreas.”
“Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos cinco años (tres de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas”, destacaron desde la empresa.
En la actualidad, el bloque produce 1800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por ocho millones de barriles de petróleo.
Las áreas
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
Gracias a esta adquisición, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informaron.
Las compañías PCR e YPF S.A firmaron el acuerdo de cesión por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal de las áreas Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas en la localidad de Malargüe, luego de un proceso de análisis técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza que autorizó la entrega de dichas áreas.
Llancanelo y Llancanelo R conformaban uno de los clusters del “Plan Andes”, por el cual YPF se está desprendiendo de medio centenar de áreas, en este caso en la provincia de Mendoza.
De esta manera, a partir de la firma PCR pasa a ser la operadora y concesionaria de las áreas Llancanelo junto con todos los activos relacionados para su explotación. La compañía estima desplegar un plan de inversiones del orden de los 120 millones de dólares para el desarrollo de las áreas en los próximos 5 años, condicionado al éxito de las actividades proyectadas, indicó.
Este yacimiento se suma a las 5 áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos 5 años (3 de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas.
Hoy en día, el bloque produce 1.800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por 8 millones de barriles de petróleo, se indicó.
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área, que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos y recuperando pozos que hoy se encuentran inactivos, siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de los yacimientos”.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.
La compañía es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y una de las líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
La Empresa de Transmisión Eléctrica llevó a cabo hoy, viernes 6 de diciembre del 2024, el acto de recepción de ofertas de la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 02-2024 para la contratación de potencia y energía a corto plazo.
Quienes resulten adjudicados, podrán brindar suministro por un máximo de 60 meses en el periodo marzo 2025 – marzo 2030 a las empresas de distribución eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA).
Participaron 29 empresas que presentaron 41 sobres de ofertas. Entre ellas 23 contemplaron solamente tecnología hidráulica; 5 ofrecieron solo solar; 4 incluyeron un mix de hidráulica y solar; 1 entregó un mix de hidráulica, solar y eólica; y entre las térmicas, 2 solo bunker, 2 solo diésel, 2 mix de bunker y diésel, y 1 gas natural (ver detalle al pie de la nota).
La totalidad de propuestas calificaron en primera instancia para competir por contratos con las distribuidoras. Entre los contratos disponibles, 20 ofertas compiten en el renglón de “solo potencia”, 12 por “solo energía con diferencia de curva de demanda”, 6 por “solo energía con diferencia de curva de generación”, 2 por “solo energía” y 1 por “solo energía con seguimiento de demanda (SED)”.
Respecto a los precios, Generadora Gatún S.A. y Pan-Am Generating limited S.A. se destacaron con la combinación de ofertas más bajas en el renglón de Solo Potencia al incluir ofertas de entre entre 4.250 y 7.500 (USD/kW mes) y 0,500 y 5,760 (USD/kW mes) en el segundo caso, en tecnología térmica de gas natural y bunker, respectivamente.
En ofertas de sólo energía, las hidroeléctricas lideraron no sólo en cantidad de propuestas sino también en menores precios. En tal sentido, Corporación Energía del Itsmo Ltd. S.A. fue la más competitiva al presentar una propuesta entre 0.05054 a 0.08000 (USD/kWh) en tecnología hidráulica para contrato de Solo Energía con diferencia de curva de demanda.
Los mix de energías renovables quedaron un poco más atrás en los renglones de energía. La Empresa Nacional de Energía SA (EMNADESA) participó con hidráulica y solar que alcanzan precios que iban de 0.05500 a 0.07995 (USD/kWh). La siguió AES Panamá con su mix de Hidráulica, Solar y Eólica consiguió entre 0,05700 y 0.07240 (USD/kWh).
Finalmente, en el rubro exclusivamente solar, Gena Solar fue la que se acercó más a otras tecnologías con precios atractivos entre 0.05892 y 0.07892 (USD/kWh).
Empresa
Representante
Tipo de Contrato
Fianza de Propuesta
Ubicación
Tecnología
Potencia ofertada
Precio de la energía
Sparkle Power SA
José Ernesto Castillo Aguilar
Solo Potencia
1,000,000
Prov Colon
Térmica Bunker
40 MW
6.000 (USD/kW mes)
Generadora del Istmo SA
Gabriel Bonett
Solo Potencia
333,250
Prov Chiriquí
Hidráulica
11,57 MW
Entre 6,000 y 8,300 (USD/kW mes)
Pan-Am Generating limited s.a
Gabriel Bonett
Solo Potencia
4,600,000
Prov Panamá Oeste
Térmica Bunker
Entre 133 y 17,79 MW
Entre 0,500 y 5,760 (USD/kW mes)
Caldera Energy Corp
Juan Ramón Brenes
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
125,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0,5 MW 4,5 MW
Entre 0,06237 y 0,07637 (USD/kWh)
Ideal Panamá S.A.
Elvia Chan
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,500,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 4 MW y 20 MW
Entre 0,05925 y 0,09150 (USD/kWh)
Caldera Energy Corp
Juan Ramón Brenes
Solo Potencia
25,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
0,90 MW
Entre 5,500 y 7,000 (USD/kW mes)
Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0.30 y 3 MW
0.05500 a 0.07995 (USD/kWh)
Empresa Nacional de Energía SA EMNADESA
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Hidráulica y Solar
Entre 0.30 y 3 MW
0.05500 a 0.07995 (USD/kWh)
Hidroeléctrica Bajos del Toluma S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Potencia
75,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
1.50 MW
7.500 (USD/kW mes)
Arrendadora de Itsmo Energy S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
200,000
Prov Veraguas
Solar
Entre 0,25 MW y 2,51 MW
Entre 0,05800 y 0,07995 (USD/kWh)
Arrendadora de Itsmo Energy S.A.
Abdiel de León o Monique de Roux o Joel Quejada
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
200,000
Prov Veraguas
Solar
Entre 0,25 MW y 2,51 MW
Entre 0,05800 y 0,07995 (USD/kWh)
Energía y Servicio de Panamá S.A. ESEPSA S.A.
Luis Ernesto Sanchez Reyes
Solo Energía con seguimiento de Demanda (SED)
254,030
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 10,16 MW y 1,18 MW
Entre 0,06000 y 0,0800 (USD/kWh)
Energía y Servicio de Panamá S.A. ESEPSA S.A.
Luis Ernesto Sanchez Reyes
Solo Potencia
182,750
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 1,83 MW y 7,31 MW
8.500 (USD/kW mes)
Autoridad del Canal de Panamá
Kathia Lorena Moreno Pérez
Solo Potencia
1,250,000
Termoeléctrica Miraflores
Térmica Bunker y Diesel
Entre 5 MW a 50 MW
Entre 3.000 a 4.978 USD/kW mes
Hidroecológica del Teribe S.A.
William Rodriguez
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
325,000
Prov Bocas de Toro
Hidráulica
Entre 1,60 y 10,40 MW
Entre 0.05758 a 0.07755 (USD/kWh)
Hidroecológica del Teribe S.A.
William Rodriguez
Solo Potencia
325,000
Prov Bocas de Toro
Hidráulica
12,22 MW
5.990 USD/kW mes
Hidropiedra SA
Edda Amaya o Indira Cevilla
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
275,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 1 y 11 MW
0.05500 y 0.8000 (USD/kWh)
Hidropiedra SA
Edda Amaya o Indira Cevilla
Solo Potencia
32,750
Prov Chiriquí
Hidráulica
1,31 MW
6.560 USD/kW mes
Enel Fortuna S.A.
Percy Garrido
Solo Potencia
1,513,750
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 5,80 MW y 58,00 MW
Entre 5.601 y 6.734 USD/kW mes
Celsia Centroamérica SA
Luis Carlos Sandoval
Solo Potencia
2,500,000
Prov Colón
Térmica Bunker y Diesel
Entre 3,08 y 25,76 MW
Entre 3.500 y 8.000 USD/kW mes
Sociedad Super Servicios S.A
Esteban Ortiz
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
225,000
Prov Coclé
Solar
Entre 0,90 MW y 9 MW
Entre 0,05959 y 0,07979 (USD/kWh)
Fountain Hydro Power Corp.
Ian Dillon
Solo Potencia
475,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 5 MW y 19 MW
Entre 4.500 y 7.500 USD/kW mes
Corporación Energía del Itsmo Ltd. S.A.
Alejandro Pérez
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
187,500
Prov Veraguas
Hidráulica
Entre 1 y 7,50 MW
Entre 0.05054 a 0.08000 (USD/kWh)
Hydro Caisan SA
Marlene Cardoze
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
1,030,000
Prov Chiriquí
Hidráulica
Entre 1.00 y 3.00 MW
0.05787 y 0.07787 (USD/kWh)
Pedregalito Solar Power S.A.
Marlene Cardoze
Solo Energìa con diferencia de curva de demanda
250,000
Prov Chiriquí
Solar
Entre 1.00 y 9.90 MW
0.05995 y 0.07495 (USD/kWh)
Generadora Gatún S.A.
Ramiro Esteban Barrientos Moreno
Solo Potencia
4,000,000
Prov Colón
Térmica Gas Natural
Entre 8 MW y 75 MW
Entre 4.250 y 7.500 USD/kW mes
Generadora Gatún S.A.
Ramiro Esteban Barrientos Moreno
Solo Potencia
2,000,000
Prov Colón
Térmica Gas Natural
Entre 3 MW y 25 MW
6,980 USD/kW mes
Gena Solar
Roberto Mendieta
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
250,000
Prov Coclé
Solar
Entre 4,75 MW y 9,50 MW
Entre 0.05892 y 0.07892 (USD/kWh)
Generadora del Atlantico SA (GENA)
Roberto Mendieta
Solo Potencia
1,500,000
Prov Colon
Térmica Diesel
Entre 2.20 y 20.00 MW
Entre 3.950 y 4.750 USD/kW mes
Generadora del Atlantico SA (GENA)
Roberto Mendieta
Solo Potencia
3,375,000
Prov Colon
Térmica Diesel
Entre 41 y 115 MW
Entre 3.950 USD/kW mes
Hidro Boquerón
Harmodio Araúz Sarmiento
Solo Potencia
22,500
Prov Chiriquí
Hidráulica
0,90 MW
8.450 USD/kW mes
Hidro Boquerón
Harmodio Araúz Sarmiento
Solo Energìa con diferencia de curva de generación
El consorcio integrado por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se encuentra a punto de adjudicarse la construcción del ambicioso proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), según publica el sitio especializado en energía EconoJournal. Esta obra, impulsada por YPF, tiene como objetivo ampliar significativamente la capacidad de exportación de crudo desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico.
Con una inversión superior a los US$ 2500 millones, el proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros que unirá las localidades de Allen y Punta Colorada en la provincia de Río Negro. Además, se instalarán dos estaciones de bombeo estratégicamente ubicadas, cuya construcción está siendo disputada por AESA y OPS.
Un proyecto clave para la industria energética argentina
El VMOS es considerado un proyecto fundamental para el desarrollo de la industria energética argentina. Al aumentar la capacidad de transporte de crudo, permitirá aprovechar de manera más eficiente el potencial de la formación Vaca Muerta, una de las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo.
Techint-Sacde, un consorcio con experiencia
La elección de Techint-Sacde como adjudicatario de esta obra no sorprende a los expertos del sector. Ambas empresas cuentan con una amplia trayectoria en la construcción de grandes proyectos de infraestructura, lo que garantiza la calidad y la eficiencia en la ejecución de esta obra.
Próximos pasos
Si bien aún no se ha hecho oficial la adjudicación, se espera que YPF anuncie la decisión final en los próximos días. Una vez adjudicada la obra, se estima que la construcción comenzará en los primeros meses de 2025, con el objetivo de que el oleoducto entre en funcionamiento entre julio y septiembre de 2026.
Impacto económico y social
La construcción del VMOS generará miles de empleos directos e indirectos, impulsando la economía de las regiones involucradas. Además, permitirá aumentar las exportaciones de petróleo, generando divisas y fortaleciendo la balanza de pagos del país.
En resumen, la adjudicación de la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur a Techint-Sacde representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria energética argentina. Esta obra permitirá aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta y consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado mundial del petróleo.
La producción industrial minera subió 3,6% interanual en octubre, impulsada por la extracción de petróleo y gas y minerales para fabricación de productos químicos, de acuerdo con información del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El Índice de Producción Industrial (IPI) minero arrojó una suba de 3,6% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-octubre de 2024 registró un aumento de 6,4% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024, el índice de la serie desestacionalizada muestra una baja de 1,0% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra una variación positiva cercana a cero respecto al mes anterior.
La extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural tuvo un incremento de 3,7% en octubre respecto a igual mes de 2023.
El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 7,7% respecto a igual acumulado del año anterior.
Extracción de minerales metalíferos expuso una suba de 2,0% respecto a igual mes de 2023; mientras que el acumulado enero-octubre de 2024 presenta una disminución de 4,4% respecto a igual acumulado del año anterior.
Extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación mostró una suba de 3,9% respecto a igual mes de 2023; y el acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 0,9% respecto a igual acumulado del año anterior.
En tanto, la extracción de minerales para la fabricación de productos químicos subió 26,5% respecto a igual mes de 2023.
El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 38,8% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024, la extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,4% respecto a igual mes de 2023. El acumulado enero-octubre de 2024 presenta un aumento de 10,2% respecto a igual acumulado del año anterior.
En octubre de 2024 se extrajeron 1.521,7 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.099,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,8% y una suba de 29,4% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural convencional y no convencional creció 5,7% respecto a igual mes de 2023 y entre enero-octubre de 2024 presentó un aumento de 5,6% interanual.
En octubre de 2024 se extrajeron 1.616,5 millones de m3 de gas natural convencional y 2.510,6 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 1,9% y una suba de 11,3% con relación a igual mes del año anterior.
Desde la Asamblea por la tierra y el agua de Las Grutas, la Multisectorial Golfo San Matias, Las Grutasy el Observatorio Petrolero Sur, criticaron la instalación de un barco de licuefacción en cercanía de Las Grutas.
En un comunicado de prensa, consignaron que “las promesas son muchas, las mejoras económicas y sociales no serán tantas. En cambio se pone en juego la biodiversidad y las actividades económicas actuales de nuestra costa como el turismo, la pesca, la recolección de mariscos y pulpos”.
En este contexto, cuestionaron que la audiencia se haya realizado en el Puerto de San Antonio Este, distante a 120 kilómetros del lugar donde se instalará el buque. “En el mismo sentido, la decisión de entregar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de más de 3000 páginas escaneadas como imágenes, dificulta la capacidad de lectura y sistematización de la información allí proporcionada porque no permite aplicar motores de búsquedas, ni tomar citas textuales directas desde el documento. A su vez, la metodología del estudio, que repite innumerables veces la misma información incorporando en cada oportunidad un pequeño dato nuevo, hace que sea sesgado, desordenado, reiterativo”.
“El proyecto FNLG, consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FNLG) para la producción y exportación de GNL con una capacidad nominal de 2.4 millones de toneladas por año. Equivalentes al consumo de 4 millones de hogares. La empresa responsable del proyecto es Southern Energy S.A., una subsidiaria de PAE, cuyas acciones se reparten a partes iguales entre la británica BP y la empresa argentina Bridas (propiedad de la familia Bulgheroni y de la estatal china CNOOC). Southern Energy S.A. alquiló el barco de licuefacción Hilli Episeyo hasta 2047 a la empresa noruega Golar LNG”, repasaron.
“El EIA queda expresado que la zona no tiene la infraestructura sanitaria, ni de los órganos de control y fiscalización, como queda demostrado con la planta de ALPAT que funciona en la localidad y que no proporciona los informes que debieran entregar regularmente, sin que esto implique sanción alguna. La metodología propia de los EIA hace que no se asuman los impactos acumulativos que padecerá el Golfo San Matias, como así también la Península Valdés, se toma el proyecto de manera aislada, y no se plantea la interacción que sufrirá esta propuesta con la actividad del Proyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y el Puerto Petrolero de Punta Colorada, donde también se piensa instalar otro puerto de exportación de GNL. A su vez en la prensa anuncian más buques a futuro”, advirtieron.
“Según el propio EIA, dada la inflamabilidad del gas, si existieran fugas o derrames de GNL o colisiones entre barcos, las consecuencias serían de “graves” a “críticas” y no hay planes de evacuación para emergencias de esta magnitud. Los posibles derrames de hidrocarburos podrían llegar a las costas y afectar Áreas Protegidas, donde arbitrariamente trazaron un lugar de afectación dejando áreas naturales protegidas dentro del mismo Golfo. Además, las ballenas, lobos marinos, toninas, delfines se verían afectados significativamente por la navegación y por los ruidos ocasionados por los buques e instalaciones. Es importante también mencionar que el proyecto está dentro del alcance de afectación del sitio sagrado mapuche “Chenque”, sin embargo a las comunidades no se les aplicó la consulta previa, libre e informada (169 OIT)”, recordaron.
“Al mismo tiempo, el enfriamiento del gas se realizará utilizando agua de mar, que será devuelta al mar con una temperatura de entre 5ºC y 7ºC por encima de la temperatura natural, lo que es sumamente preocupante para el equilibrio de ese ecosistema”, agregaron.
En referencia a la creación de fuentes de trabajo, señalaron que “es una gran fantasía, el barco llega con tripulación extranjera, que permanecerá durante el tiempo que necesite la empresa, que según informa PAE serán 160 tripulantes, de esto se desprende posibilidades de trabajo indirecto, que no es seguro que impacte notablemente en la economía regional”.
“En el mismo sentido, aunque las petroleras nunca derramaron riqueza en los lugares o países donde se asientan, como un proyecto que ingresa dentro del RIGI pagará menos impuestos, no se podrán cobrar regalías, no introducirá los dólares en el mercado local y se le da estabilidad impositiva, cambiaria y legal por 30 años, unos 7 mandatos presidenciales”, advirtieron.
“Este tipo de proyecto dentro de la lógica del extractivismo lo que busca es la maximización de la ganancia, saqueando nuestros bienes comunes, dejando una afectación de grandes consecuencias que nos condenan a transformarnos en territorios de sacrificio. Esto es muy doloroso para quienes vivimos en este territorio porque elegimos hacerlo justamente porque es un lugar de una belleza inimaginable y un ambiente sano. No queremos proyectos que atenten contra la Vida, no queremos ser condenados a un sistema que nos deja afuera de actividades productivas genuinas que tenemos en los territorios, que no mejoran la calidad de vida, ni en la localidad, ni en la provincia, ni en el país”, cierra el comunicado de prensa
Pluspetrol, una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería, adquirió los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW. Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible. Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, rubricó un convenio con la Asociación Civil Transición Energética Sostenible (TES), destinado a fortalecer el trabajo conjunto en la elaboración de un Plan Estratégico de Hidrógeno Verde para la provincia. El mandatario estuvo acompañado por la diputada nacional Ana Clara Romero, y por parte de la entidad, el convenio fue firmado por el primer vocal a cargo de la Presidencia, Enrique Casares.
El acuerdo establece que el TES, organización sin fines de lucro, brindará asesoramiento y desarrollará una propuesta para la creación de una Estrategia Integral de transición energética en la provincia de Chubut, que incluya la elaboración de una hoja de ruta detallada. Asimismo, la propuesta incluirá un análisis de los costos involucrados estimados, en cada etapa del proceso, desde la planificación y desarrollo hasta la implementación, a la vez que la estrategia y la hoja de ruta integrarán el desarrollo del Hidrógeno Verde, sus procesos productivos y los de sus derivados como un motor clave para el crecimiento sostenible de la provincia del Chubut y la Patagonia en su conjunto.
Estrategia de mediano y largo plazo
Luego de la rúbrica del convenio, Torres explicó que “uno de los objetivos de nuestra gestión es disponer de una estrategia de mediano y largo plazo para el desarrollo integral de la transición energética, y esto incluye factores indispensables como el apoyo a las formas sustentables de producción, el uso racional de la energía y la economía del hidrógeno a partir de la producción del mismo y de sus derivados en el ámbito de la provincia”, destacando que el esquema “se va a llevar a cabo trabajando de manera conjunta con las provincias patagónicas y con el Gobierno Nacional”.
“En Chubut contamos con un recurso humano único en el mundo, y es por eso que, como Estado, vamos a sumar esfuerzos para potenciar los distintos sectores que hacen a la economía de nuestra región, con especial hincapié en una transición energética que ya comenzó, y la cual vamos a acompañar con responsabilidad y compromiso, ajustados a los estándares internacionales y teniendo en cuenta que hoy, nuestra provincia se ubica en la vidriera del mundo como una plaza fundamental para nuevas inversiones”, expresó el titular del Ejecutivo provincial.
Energías limpias y nuevo esquema
“Las características naturales de nuestra provincia y la profesionalización de los recursos humanos con los que disponemos configuran un activo distintivo, que nos predispone a insertarnos en esta nueva actividad, sin mencionar que actualmente Chubut cuenta con la ventaja de tener el mejor recurso eólico a nivel global, con los mayores rindes de viento”, agregó Torres, remarcando que “la convergencia de una estrategia provincial enmarcada en la Estrategia Nacional del Hidrógeno, es una de las postales que refleja las infinitas oportunidades que tiene la Patagonia para fortalecer su economía en este nuevo escenario en el que todos somos protagonistas, y en el que apostar a las energías limpias no es solo invertir en futuro, sino también en el cuidado del medio ambiente”.
Por su parte, Ana Clara Romero señaló que “haber firmado este compromiso con TES, junto con la conformación de la mesa de trabajo intersectorial del hidrogeno, es un avance y un gesto concreto para atraer inversiones, y mostrarle al mundo no solo que tenemos las mejores condiciones para desarrollar la industria del hidrogeno verde y sus derivados, sino también que hay una fuerte voluntad política del Gobernador de respaldar y acompañar este camino”.
Por eventuales cortes de energía eléctrica en el próximo verano y falta de finalización de la obra del tendido eléctrico para abastecer a Villa la Angostura, el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, envió hoy una nota a la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti.
Etcheverry comentó “estamos preocupados frente al anuncio de Nación de probables cortes de energía en el próximo verano y queremos saber qué medidas está tomando sobre esto el Gobierno Nacional” y agregó “por eso les solicitamos que prevean y gestionen lo necesario para que no ocurra esto en Neuquén”.
El ministro recordó que “la provincia es gran exportadora de energía eléctrica” y en la nota expresó que la generación eléctrica de la región del Comahue (provincias de La Pampa, Río Negro y Neuquén) es tal que en el año 2023 se consumieron 5.141 GWh, el 3,6% del total del país y se generó solo de Energía Hidroeléctrica 12.770 GWh, el 9% de la demanda total del país, sin contar el aporte de los 2.055 MW de potencia térmica instalada.
La generación eléctrica limpia y renovable de fuente hidráulica, es derivada del uso de los propios recursos naturales hídricos de la Provincia, indica la nota, y el ministro recordó que “queremos el reconocimiento íntegro a la Provincia de las regalías y cánones porque somos dueños del recurso y solicitamos cobrar las regalías en especie en su totalidad, y a pesar de que lo hemos planteado en varias oportunidades aún no ha sido resuelto y es por ello que vamos a seguir con nuestro legítimo reclamo”.
Además, el ministro hizo mención a que “nuestra provincia es castigada arbitrariamente en la medida que se la remunera por la generación hidroeléctrica con 17 dólares por megavatio hora, mientras que el costo medio de la energía eléctrica en el sistema mayorista argentino es de 80 dólares” y agregó “y en el mismo sistema el costo marginal operativo medio ronda los 120 dólares por megavatio hora”. Todo esto a pesar de ser una energía de “mejor” calidad: limpia, renovable y empuntable (disponible en forma rápida en todo momento).
Vaca Muerta
En otro aspecto, en la nota se le recordó a Nación que la provincia aporta la mayor parte del gas natural que es utilizado en la generación térmica, sumado a su capacidad de generación e inyección de energía eléctrica al sistema interconectado nacional, la ubicación geográfica de la Provincia la coloca en un lugar de inyección del referido sistema y red de transporte de energía eléctrica, se indica.
En la misiva también se menciona la trascendencia que tiene la provincia en la industria energética nacional y en particular a lo relacionado al gas y al petróleo y, concretamente, con los hidrocarburos no convencionales en la formación de Vaca Muerta. Hace referencia a que el aprovechamiento de su potencial requiere, entre otras condiciones, un aprovisionamiento de energía eléctrica constante y confiable. Esto no sólo en los yacimientos (que en su gran mayoría se encuentran conectados al sistema eléctrico), sino también en las múltiples locaciones (urbanas o fuera de sus ejidos) en que los prestadores de servicios y demás actores de la industria llevan a cabo sus operaciones.
Parálisis y nuevo reclamo por obra eléctrica para Villa La Angostura
En el escrito también se hace mención a la parálisis y desfinanciamiento, por parte del gobierno nacional de varias obras vinculadas al transporte en alta tensión en nuestra provincia. Allí se cita como la principal a la obra de interconexión eléctrica ALIPIBA II, destinada a conectar las ciudades de Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura al sistema interconectado nacional (“ALIPIBA II”).
“Volvemos a reclamar por esta obra porque nuestra provincia cumplió con los compromisos, la parte que le correspondía de la obra ALIPIBA II está terminada desde hace unos 90 meses, pero Nación no cumplió y esto sigue siendo un perjuicio para los neuquinos” dijo Etcheverry y agregó “mantener con electricidad a Villa La Angostura a nuestra provincia le cuesta un millón de dólares por mes, sumado al daño ambiental que se provoca porque debemos utilizar combustibles fósiles la mayor parte del año”.
Como agravante de esa obra recientemente se anunció la interrupción de su financiamiento por parte del gobierno nacional, incumpliendo sus compromisos en una zona cordillerana neuquina mientras que mantienen los altos subsidios a los consumos eléctricos del AMBA (área metropolitana de Buenos Aires), finaliza la nota.
Propietarios de estaciones de servicios respaldaron la medida del gobierno de autorizar el autoservicio de combustibles.
“Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”, señaló la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA).
En un comunicado de prensa, la entidad indicó que “la medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”.
“Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo. Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, considera.
Finalmente destaca que el “personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.
La empresa estatal de energía licitó la obra que tendrá lugar en Punta del Tigre, San José, mientras, en paralelo, se prepara para emitir en el mercado internacional. La Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas del Estado (UTE) emitió deuda por 27 millones de dólares en Obligaciones Negociables (ON) destinadas a inversores minoristas con el objetivo de financiar uno de los dos nuevos parques solares fotovoltaicos que la empresa tiene proyectados para aumentar la matriz energética renovable de Uruguay. El Banco Central del Uruguay (BCU) aprobó finalmente la operación que tiene el objetivo obtener los fondos para financiar la […]
La Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) se mostró a favor de la iniciativa oficial que propicia el autoservicio en las estaciones de servicio. Qué dijeron sobre los empleados del sector. Los estacioneros nucleados en la Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) respaldaron el proyecto del decreto por autoservicio de combustible presentado por el Ministerio de Desregulación a cargo de Federico Sturzenegger en las últimas horas. «Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos», señalaron, al tiempo que se refirieron a sus empleados. «Nuestro personal seguirá siendo de vital […]
La UTE conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará en los próximos días la construcción de los dos tramos por un total de 437 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur que está licitando YPF. La obra, que demandará una inversión superior a los US$ 2500 millones, contempla también la instalación de dos estaciones de bombeo, por las que compiten la constructora neuquina OPS y AESA. Los resultados oficiales se conocerán recién la semana que viene. El consorcio integrado por las empresas Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará, de no mediar sorpresas de último momento, la […]
Firmó un acuerdo con Central Puerto que busca desarrollar un suministro de energía renovable para los proyectos mineros de la Puna Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, y la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, firmaron hoy, en el Four Seasons de la ciudad de Buenos Aires, un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a empresas mineras del noroeste argentino. La inversión total estimada es de US$600 millones. La firma del acuerdo también otorga derecho de preferencia al IFC […]
Bajo la dirección del científico del CONICET Diego Guido, asesoran a compañías mineras de todo el mundo. En nuestro país, que tiene uno de los sectores mineros más importantes del mundo -ocupa el puesto 15 a nivel global y contribuye con un 0,65% del PBI minero del mundo-, toneladas de oro, plata, cobre, litio, plomo, zinc y otros metales permanecen ocultas bajo la tierra. ¿Cómo encontrar esos minerales que aún no fueron hallados? DG Exploraciones es la primera empresa dedicada a asesorar a las compañías mineras nacionales o internacionales que desembarcan en Argentina para explorar los suelos en busca de […]
YPF avanza con su plan estratégico para optimizar la construcción de pozos en Vaca Muerta, aplicando el modelo «Toyota Well», una iniciativa desarrollada en conjunto con Toyota. Este enfoque tiene como objetivo principal reducir hasta un 30% los tiempos de desarrollo desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula para la producción de hidrocarburos. El proyecto se basa en el Toyota Production System (TPS), un modelo de mejora continua que ha sido clave en la industria automotriz y que ahora se adapta al sector energético. La implementación de este sistema refleja un compromiso por parte de […]
Corrientes avanza como referente en energías renovables en Argentina, con un destacado uso de biomasa y energía solar, y una meta ambiciosa: alcanzar un 42% de fuentes limpias en su matriz energética para 2025. Actualmente, la provincia genera el 28% de su consumo energético a partir de estas tecnologías, consolidándose como líder en sostenibilidad. La clave de este liderazgo reside en sus 500.000 hectáreas de forestación industrial, que proporcionan subproductos como aserrín y virutas. Estos residuos, antes considerados desechos, son ahora transformados en energía sostenible, reduciendo emisiones de metano y dióxido de carbono, según Arturo Busso, secretario de Energía de […]
La transición energética global es uno de los temas centrales en la agenda de la cumbre del G20 y de la COP30, que también será organizada por Brasil en 2025. El reciente estudio Energía Verde en América Latina, realizado por Broadminded, el equipo de investigación de la agencia de comunicaciones Sherlock Communications, resalta el gran potencial de América Latina para liderar esta transición, recopilando datos y perspectivas de expertos multidisciplinarios sobre el avance de la energía verde en la región. Según el estudio, que reúne datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), el 60% de la electricidad de América […]
Se espera que el acuerdo se complete para finales de 2025, sujeto a las autorizaciones pertinentes y ambas empresas participarán del nuevo grupo con un 50% de participación cada una. La empresa británica de hidrocarburos Shell y el gigante noruego Equinor anunciaron este jueves que planean combinar sus activos de petróleo y gas en el Mar del Norte para crear una nueva compañía energética con 1.300 empleados. El nuevo grupo, con sede en Aberdeen (Escocia), será el mayor productor independiente offshore petrolero y gas del Mar del Norte y previsiblemente producirá más de 14.000 barriles de petróleo equivalente al día […]
Expertos en geopolítica, energía y minería coinciden en la necesidad de un cambio en el modelo de desarrollo económico y energético, en el aprovechamiento de las fuentes renovables, en la diversificación económica y fiscal, y en esquemas de financiamiento que promuevan la sostenibilidad ambiental. Bolivia enfrenta un desafío crítico en el ámbito energético. Con una matriz energética basada principalmente en los hidrocarburos, especialmente el gas natural, así como en una economía que basa sus ingresos fiscales y de divisas en estos energéticos; el país necesita emprender acciones decisivas para garantizar un suministro sostenible y diversificado de fuentes de energía. En […]
La Unión Europea y el Mercosur cerraron un acuerdo comercial largamente buscado a pesar de las vehementes objeciones de Francia, que ha prometido encabezar una ofensiva para obstruir su ratificación.
Las partes acordaron en principio los términos del pacto comercial el viernes, después de que la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, viajara a Uruguay para asistir a la cumbre del Mercosur de esta semana, a pesar de que un enfurecido presidente francés, Emmanuel Macron, le dijo que los términos eran “inaceptables”.
Tras más de dos décadas de negociaciones, el acuerdo es una oportunidad para que la UE y la unión aduanera sudamericana fundada por Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay aprovechen nuevos mercados para sus productos en medio de la feroz competencia de China y las amenazas arancelarias de Donald Trump. Sería el mayor acuerdo comercial jamás celebrado por ninguno de los dos bloques.
La ratificación será una lucha larga y difícil en la UE. Si se aprueba, el acuerdo crearía un mercado integrado de 780 millones de consumidores, dando un impulso al asediado sector manufacturero de la UE y a la vasta industria agrícola del Mercosur. También reforzaría la presencia de la UE en una región en la que China se ha convertido en un importante proveedor industrial y en el principal comprador de materias primas, al tiempo que ayudaría a aislar a ambos bloques de una posible guerra comercial de Trump.
Los exportadores de automóviles de la UE, en particular, se beneficiarán de la supresión gradual de los actuales aranceles del 35%. También se eliminarían los elevados aranceles sobre productos industriales como piezas de automóviles, maquinaria, productos químicos, prendas de vestir y textiles
Pero varios países europeos, sobre todo Francia y Polonia, se oponen rotundamente, sobre todo por el impacto que tendrá en el sector agrario. Los agricultores europeos temen que la afluencia de productos procedentes de América Latina, producidos con normas menos estrictas, les coloque en una situación de desventaja injusta. Macron se ha enfrentado a la indignación de los agricultores que se oponen al acuerdo, y actualmente está haciendo frente al colapso de su gobierno en casa. Funcionarios franceses cercanos a Macron se han mostrado críticos con von der Leyen, insistiendo en que el acuerdo podría ser rechazado por los Estados miembros incluso después de que ella lo firme.
Dado el amplio consenso existente en Francia en contra del acuerdo, es probable que Macron continúe la lucha, ya que se enfrenta a una serie de retos políticos cada vez mayores en su país.
Las dos partes llegaron a un acuerdo preliminar similar en 2019, pero nunca lo firmaron debido en gran parte al proteccionismo europeo y la hostilidad hacia las políticas ambientales del ex presidente de Brasil, Jair Bolsonaro. Pero el actual líder de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, ha sido uno de los más firmes defensores del acuerdo desde que asumió el cargo en 2023. El presidente uruguayo, Luis Lacalle Pou, también ha presionado mucho para que se complete Alemania, que representa alrededor de una quinta parte de la población de la UE, es un firme defensor del acuerdo, al igual que España.
Vista, segunda operadora de shale oil en la Argentina fundada por Miguel Galuccio, concretó la emisión de un bono por 600 millones de dólares en el mercado internacional, con una vida promedio de diez años y una tasa de 7,625 por ciento.
Según informaron desde la petrolera, la operación registró órdenes por 2.400 millones de dólares, lo que representa una sobresuscripción de cuatro veces el monto emitido. Se trata de la primera emisión internacional de la compañía.
La oferta fue realizada en Estados Unidos y en otras jurisdicciones al amparo de la Regla 144A y la Regulación S de la Ley de Valores de 1933 (Securities Act of 1933) de ese país y al amparo del programa global para la emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) aprobado por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Vista Argentina el 7 de mayo de 2019.
Objetivos
Para el año próximo, Vista planea invertir más de 1.100 millones de dólares y perforar 52 pozos en sus activos. La firma es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023 invirtió cerca de 800 millones de dólares en Vaca Muerta.
El objetivo de la empresa es llegar a exportar al menos el 60% de su producción para 2026. En ese sentido, proyecta 100.000 boe/d en 2025 y su meta hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d.
Expansión
En septiembre de este año, Vista celebró su quinto aniversario cotizando en Wall Street. La acción de la empresa se incrementó en ese lapso más de 460%, tocó máximos históricos y ya vale US$ 5.000 millones.
En la actualidad, la empresa que lidera la exportación de petróleo liviano exporta más del 50% de su producción a Brasil, Chile y Estados Unidos.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo del Banco Mundial (GBM), impulsa una iniciativa que busca suministrar al menos 700 MW de demanda del sector minero del Noroeste Argentino (NOA) a ser suministrada en gran parte con energía renovable que incluirá transmisión asociada.
El primer paso se dará a través de un acuerdo con Central Puerto para avanzar en los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna.
Dicho proyecto estima una inversión total de USD 600 millones e implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.
Por lo que será el puntapié para que otros agentes del sector energético y minero presenten su interés a la iniciativa a este nuevo mecanismo del IFC, que según pudo averiguar Energía Estratégica, será un similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), 100% privado y sin garantías del Estado como sí lo tuvo el Programa RenovAr (FODER + Banco Mundial).
“Esta herramienta se viene analizando desde 2016 cuando hacíamos el Programa RenovAr, sigue sus pasos y los del MATER. Por lo tanto, lo llevamos al NOA como un MATER grande, con la posibilidad de vincularse con la línea ubicada en Salta que une Argentina y Chile, bajar hasta la provincia de San Juan y tener el anillo solar del Noroeste Argentino que serviría a todo el país”, indicó Tonci Bakovic, Chief Energy Specialist de IFC, en diálogo exclusivo con Energía Estratégica.
“La primera fase del proyecto del IFC son alrededor de USD 400 millones y la segunda USD 500 millones en transmisión, lo que seguramente atraiga muchos parques renovables y que las mineras de Argentina salgan adelante”, agregó.
Incluso, la primera fase de la propuesta del Corporación Financiera Internacional abarca la posibilidad de construcción de 690 MW de capacidad a abastecer a las empresas mineras, pero se espera que a futuro haya más firmas del sector y, por ende, se pueda conectar más potencia renovable y nueva infraestructura de transporte eléctrico.
Además, la herramienta iniciativa llega por pedido expreso del ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, quien en su momento estuvo vinculado al Programa RenovAr al ser secretario y ministro de Finanzas de Argentina durante el gobierno de MauricioMacri.
El objetivo del gobierno es avanzar en la transición energética, reemplazar la generación forzada, reducir el uso de combustibles fósiles y fortalecer la competitividad de la industria minera y energética.
Por lo que las generadoras, transportistas y mineras interesadas en este mecanismo se podrán acercar a la Corporación Financiera Internacional para que los recursos se vuelvan una realidad en la región, que permitan que la industria dedicada a la extracción de minerales tenga energía más barata y verde.
“Asimismo, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) puede ayudar a que florezcan nuevos proyectos de generación solar en la región”, subrayó Tonci Bakovic.
México tiene ante sí un desafío titánico para ampliar su capacidad de generación eléctrica instalada. De acuerdo con Salomón Ashkenazi, CEO de NISA Energy, el mercado eléctrico ha experimentado un “efecto péndulo” en las políticas gubernamentales de las últimas administraciones y existe una oportunidad para atraer inversión durante este sexenio para suplir la creciente demanda energética, que podría requerir hasta 12,000 MW adicionales al 2030.
“La administración de 2012 fue muy pro hacia el sector privado, fomentando mucha inversión, mientras que entre 2018 y 2024 se apostó únicamente al crecimiento de las empresas públicas. Ahora, vemos un enfoque mucho más neutral”, manifiesta.
Bajo la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum, el sector energético apunta a un equilibrio entre la inversión pública y privada. Ashkenazi detalla que, aunque el sector privado se encuentra en un proceso de reactivación, aún existen grandes desafíos en términos de infraestructura.
“La necesidad energética del país es enorme; año a año enfrentamos problemas como congestión en la red. Nos hace falta como país robustecer la red de transmisión, distribución y mayor organización en el mercado”, enfatiza.
Además, la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, presentada por el nuevo gobierno, prevé que se podrán adicionar entre 6,400 MW y 9,550 MW de generación al 2030, lo que implica una inversión privada de entre 5,000 y 8,000 millones de dólares.
Una demanda creciente e inminente
De acuerdo con Ashkenazi, la demanda eléctrica en México seguirá aumentando de manera acelerada debido a la electrificación de la industria manufacturera y el auge de la electromovilidad. «Para 2030, se requerirán entre 12,000 y 15,000 MW adicionales en todo el país. Hoy en día, necesitamos al menos 6,000 MW para evitar congestiones críticas en la red, pero esto solo es el comienzo», señala el ejecutivo.
El directivo subraya que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es una empresa muy productiva pero el reto que enfrenta México es mayor a la capacidad de cubrir esta demanda por sí sola. “No hay una sola empresa que pueda desarrollar, construir y poner en operación en seis años los 15,000 MW que el país necesita junto con la infraestructura que dicha capacidad necesita. Por eso, requerimos una combinación de inversión pública y privada. Es necesario apostar no solo por campos fotovoltaicos, sino también por ciclos combinados e incluso energía nuclear”, apunta.
Reactivación del sector privado
Durante el sexenio pasado, la incertidumbre y falta de políticas claras frenaron completamente la actividad del sector privado. “No tenía sentido desarrollar proyectos que iban a quedar paralizados”, comenta Ashkenazi. Sin embargo, la actual administración promete un cambio de enfoque. “El mercado ahora parece más abierto, atendiendo las necesidades del país. Ya no se puede mantener cerrado porque simplemente no hay suficiente generación e infraestructura de energía”, explica.
En este contexto, NISA Energy ha centrado sus esfuerzos en la eficiencia operativa y el desarrollo técnico, preparándose para abordar los retos actuales. “Hace falta un enfoque integral que entienda la magnitud de la problemática energética y sustentable de México. No podemos desaprovechar el potencial que como país tenemos, tanto en términos económicos como sociales para así desarrollarnos como punta de lanza en el sector”, agrega.
Trina Tracker presenta un webinar enfocado en maximizar la eficiencia y rentabilidad de proyectos solares y Energía Estratégica será el Media Partner que oficiará como anfitrión de este encuentro para profesionales del sector en toda la región latinoamericana.
Este evento contará con la participación de tres expertos: Paulina Muñoz, Sales Manager para América Central y México de Trina Solar, liderará el bloque “Perspectivas sobre la expansión en América Latina”; Felipe Tukamoto, Product Manager para América Latina de Trina Tracker, abordará “Cómo las soluciones se adaptan a las necesidades específicas de cada proyecto”; y Juan Manuel Gómez, Head of Global Technical Support de Trina Tracker, expondrá sobre “Cómo el viento influye en el diseño de trackers y estructuras fijas”.
Trina Tracker, una división clave de Trina Solar, se destaca en el mercado por sus soluciones avanzadas que combinan innovación tecnológica y adaptabilidad a diversas condiciones climáticas y geográficas. Entre sus principales desarrollos se encuentran los modelos Vanguard y Agile, equipados con el algoritmo inteligente SuperTrack, que ajusta dinámicamente el rastreo solar para maximizar la generación de energía. Estas tecnologías también reducen costos operativos y mitigan riesgos asociados a fenómenos climáticos extremos como fuertes vientos.
El webinar será una oportunidad única para que los asistentes conozcan cómo esta empresa adapta sus sistemas a proyectos de distintas escalas, enfrentando desafíos técnicos como terrenos complejos o climas adversos. Los productos de Trina cuentan con certificaciones internacionales y han sido sometidos a rigurosas pruebas.
Además de las innovaciones tecnológicas, los expertos compartirán estrategias para optimizar la rentabilidad de los proyectos solares. Desde la compatibilidad con módulos de potencia ultra alta hasta diseños que simplifican la instalación y el mantenimiento, los participantes podrán llevarse valiosas herramientas para aplicar en sus iniciativas solares.
El evento está programado para las 10 a.m. (Centroamérica) y 1 p.m. (Cono Sur). La inscripción es gratuita y puede realizarse en el siguiente enlace: Registro aquí.
No pierdas la oportunidad de transformar tus proyectos solares con las soluciones y conocimientos de Trina Tracker.
Atlas Renewable Energy reveló su estrategia para desarrollar más proyectos renovables y con almacenamiento en baterías en Chile, con el objetivo de acelerar la descarbonización del sistema energético nacional.
Alfredo Solar, regional manager Chile y Cono Sur de la compañía, señaló que la crisis del sector regulado y el incremento de los costos sistémicos han impulsado un giro hacia los clientes libres, particularmente en el sector minero, que exige energía verde, certificada y de suministro continuo.
“La oportunidad es suministrar con renovables 24×7 a las compañías mineras con contratos de largo plazo. Eso se puede hacer de forma competitiva con la hibridación de plantas solares y almacenamiento”, explicó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
Sin embargo, advirtió que esta oportunidad es limitada, ya que el mercado no podría absorber más capacidad de almacenamiento una vez que se alcancen, por ejemplo, entre 5000 y 6000 MW de baterías instaladas, momento en que estas dejarían de ser económicamente viables. Por ello, la compañía se centra en aprovechar esta ventana de tiempo para maximizar el desarrollo de estas soluciones.
El enfoque de Atlas Renewable Energy incluye proyectos con baterías stand alone y sistemas híbridos combinados con energía fotovoltaica, alineándose con las regulaciones actuales, particularmente el reglamento de transferencia de potencia en Chile.
“Los tamaños de los proyectos los vemos en unidades de 100 a 300 MW BESS, una escala que se ajusta tanto a la regulación como a la viabilidad financiera. Y nos funcionan proyectos de 4 horas de almacenamiento”, reconoció Alfredo Solar.
Un ejemplo destacado de esta estrategia es el proyecto stand alone BESS del Desierto, anunciado en agosto de 2024, que tendrá un financiamiento de USD 289.000.000 y que será uno de los mayores de su tipo en Latinoamérica, con 200 MW de capacidad instalada y 800 MWh de almacenamiento.
El proyecto suministrará energía a EMOAC, tras un importante acuerdo firmado entre la filial comercializadora de energía de COPEC y la propia Atlas, lo que permitirá almacenar energía durante las horas de mayor generación solar y reinyectarla en momentos de alta demanda.
“Por otro lado, el sector evolucionará por el costo sistémico Veremos crecer el mercado behind the meter en el próximo tiempo, porque los clientes mineros se saldrán del suministro regulado habitual de la red para tener sus propias centrales que abastezcan fuera de la red y ahorrarse los USD 20 MWh de costo sistémico”, vaticinó el especialista frente a un auditorio de más de 400 líderes del sector energético del Cono Sur.
“Mientras que el modelo de negocio BESS tendrá ingreso por dos componentes: energía y capacidad. El reconocimiento de capacidad implica la mitad de los ingresos del proyecto, en tanto que la parte de energía la vemos como necesidad de tenerla contratada en plazos de 15 años o más, y la combinación de flujos es lo que el banco entiende y financia”, continuó.
De todos modos, resta saber cómo el Coordinador Eléctrico Nacional despachará las baterías en la medida que crezcan en el sistema. Hecho que una vez se consume, el regional manager Chile y auguró que habrá más certidumbre, bajarán los precios y, por ende, la electricidad será más competitiva.
La transición energética en Latinoamérica enfrenta un desafío crítico: la ausencia de instrumentos financieros adecuados para proyectos de gran escala que permitan descarbonizar las economías y reemplazar combustibles fósiles por renovables y otros vectores energéticos limpios.
George Cristodorescu, coordinador del Cluster de Energía de GIZ Cono Sur, subrayó esta problemática y remarcó que “se necesita una plataforma de financiamiento de inversiones a nivel regional”, a fin de apalancar y potenciar la complementariedad entre los países, con productos y perspectivas diferentes, pero que son importantes para el desarrollo.
“Está la necesidad de implementar instrumentos financieros para empujar los proyectos y que la decisión final de inversión sea pronto. Es un mercado que hoy en día tiene un desarrollo más lento que al comienzo y que debemos impulsarlos cada vez que se pueda”, apuntó.
Con ello, Cristodorescu enfatizó que el mercado de hidrógeno verde ha perdido velocidad en su desarrollo inicial, pero que la región sigue mostrando una dinámica única de complementariedad entre países, lo que podría convertirse en una ventaja competitiva si se logran coordinar esfuerzos.
Para esto, el financiamiento es clave, ya que muchos proyectos enfrentan barreras en su etapa de maduración. “Es un mercado que debemos impulsar cada vez que se pueda. Hay acciones pendientes para garantizar que los proyectos sigan avanzando incluso en tiempos difíciles”, señaló.
En este contexto, Argentina emerge como un jugador estratégico. Su abundante recurso eólico y solar, junto con una creciente capacidad técnica, lo posicionan como un líder potencial en H2V. Por lo que el coordinador del Cluster de Energía de GIZ Cono Sur hizo una analogía que resalta el optimismo: “Nos gustaría que Argentina sea tan performante en H2V como lo es en fútbol”.
Pero para lograrlo, remarcó como indispensable que el país retenga talento local y acelere las decisiones regulatorias y de inversión necesarias para concretar los proyectos en curso.
La GIZ Cono Sur desempeña un papel clave en este impulso, operando como un socio estratégico tanto para el sector público como para el privado, ofreciendo herramientas que habilitan condiciones macroeconómicas y técnicas, con ciertas diferencias respecto al modelo clásico de asociaciones público-privadas (PPP) .
Esto incluye financiamiento inicial, asesoramiento técnico y facilitación con autoridades públicas con el fin de cerrar las brechas financieras que frenan el avance de estos desarrollos.
¿Cómo? A través de modalidades como el service agreement, que asigna entre 50.000 y 200.000 euros a desarrolladores privados, y el cooperation agreement, que otorga hasta 2.000.000 euros y puede cubrir el 50% del proyecto.
Proyecto Gaucho: un modelo emblemático
Entre los emprendimientos destacados que cuentan con el apoyo de la GIZ, el proyecto Gaucho de RP Global se presenta como un caso paradigmático del potencial de Argentina en H2V, dado que se prevé que tenga más de 15 GW operativos, repartidos entre 8777 MW de potencia eólica instalada y otros 6236 MW de capacidad de electrolizadores.
El proyecto Gaucho se implementará en etapas al 2030 (atado a la coyuntura nacional), tendrá un factor de capacidad mayor al 60%, se dividirá entre las localidades de Puerto Deseado y Punta Quilla, tomará agua del mar para desalinizar y, con la capacidad renovable y de electrolizadores a instalar, producirá alrededor de 0,62 Mto de hidrógeno verde por año y 3,51 Mto/año de amoníaco verde.
Cristodorescu insistió que el apoyo de la GIZ ha sido clave en su desarrollo, brindando asesoramiento técnico, facilitando vínculos con autoridades y promoviendo su posicionamiento en mercados internacionales. “Es fundamental que proyectos como Gaucho reciban el respaldo necesario para garantizar su éxito a largo plazo”, afirmó.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, organizado por Future Energy Summit el pasado octubre, Marco Ricci, gerente de desarrollo de Solis para Latinoamérica, presentó las estrategias y tecnologías de la compañía para responder a los desafíos de los principales mercados renovables de la región.
Durante la entrevista, Ricci profundizó en las oportunidades en Colombia y Ecuador, además de analizar la situación en países como Chile, Argentina y Perú.
Mini granjas solares: un motor de desarrollo en Colombia
Colombia se ha consolidado como uno de los mercados más dinámicos de la región en términos de energías renovables. Desde la licitación de 800 megavatios solares en 2021, en un contexto en el que el país solo contaba con 110 MW instalados, el crecimiento ha sido exponencial. Según Marco Ricci, este avance ha abierto oportunidades significativas en proyectos denominados «mini granjas» o «baby farms», instalaciones de hasta 999 kilovatios que están impulsando el desarrollo local.
“Colombia es un mercado increíblemente dinámico. Conozco empresas que planean desarrollar hasta 60 mini granjas el próximo año”, señaló Ricci. Para responder a esta demanda, Solis ha diseñado un inversor de 333 kW, una versión reducida de su modelo de 350 kW, adaptado específicamente a este tipo de proyectos. “Este equipo fue pensado para maximizar el rendimiento de las mini granjas y fortalecer su competitividad”, destacó.
La apuesta de Solis refleja el potencial de este mercado, que sigue atrayendo inversión gracias a su marco legislativo cambiante pero favorable al desarrollo de las energías renovables.
Almacenamiento energético: la solución al desafío ecuatoriano
En Ecuador, la creciente demanda por soluciones de almacenamiento responde a una problemática crítica: los apagones prolongados que afectan al país, con cortes de suministro que duran hasta 14 horas diarias en algunas regiones. Este contexto ha generado una necesidad urgente de tecnologías que permitan a los usuarios controlar su consumo y asegurar un suministro confiable.
“El almacenamiento energético se está convirtiendo en una prioridad en Ecuador, y Solis está listo para liderar este cambio”, afirmó Ricci. La empresa ha introducido soluciones híbridas para el sector comercial e industrial, con equipos que permiten capacidades de hasta 300 kW en configuraciones escalables. Según el ejecutivo, estas tecnologías son especialmente útiles para industrias, hoteles y centros comerciales, que necesitan estabilidad energética y reducción de costos operativos.
La situación de Ecuador ilustra la creciente importancia del almacenamiento en la región. La falta de infraestructura adecuada ha desatado un malestar social significativo, según reportes recientes, lo que convierte estas soluciones en un eje clave para el futuro energético del país.
Otros mercados prometedores en Latinoamérica
Ricci también analizó el panorama en otros mercados de la región. Chile, por ejemplo, ha pasado de ser un mercado dominado por proyectos de gran escala a uno donde el autoconsumo comienza a ganar terreno, impulsado por el descongelamiento de tarifas eléctricas, que han subido más de un 30 % y podrían alcanzar un 50 % en 2024. Esta tendencia, según Ricci, estimulará el desarrollo de tecnologías para generación propia en hogares y empresas.
En Argentina, el cambio ha sido notable: en menos de un año, el país ha evolucionado de ser uno de los mercados más rezagados a uno de los más atractivos. “El interés por las energías renovables en Argentina ha crecido exponencialmente, y los resultados ya son visibles”, comentó Ricci, destacando la creciente participación en eventos y proyectos del sector.
Por otro lado, Perú enfrenta una gran necesidad de generación energética, aunque la inestabilidad política sigue siendo un obstáculo. “Sin un marco legislativo sólido, es difícil impulsar proyectos a largo plazo”, señaló el gerente.
Tras finalizar las pruebas técnicas y regulatorias requeridas, Enel Colombia, a través de su línea de negocio Enel Green Power, declaró el inicio de operación comercial de su proyecto Guayepo I&II, que se posiciona como el parque solar de despacho centralizado más grande de Colombia (superando a La Loma, también de la Compañía) y uno de los mayores de Suramérica, con una capacidad efectiva neta de 370 MWac.
La planta, que tiene un tamaño de más de 1.110 hectáreas, equivalente a alrededor de 2.000 canchas de fútbol, está ubicada en los municipios de Ponedera y Sabanalarga en el departamento del Atlántico. Cuenta con 820.600 paneles interconectados entre sí en 69 subcampos, que generan cerca de 1.030 GWh/año, energía capaz de abastecer las necesidades de alrededor de 1,5 millones de personas, es decir, una población con un número de habitantes similar al de Barranquilla.
“Nos enorgullece ser una de las Compañías que lidera el desarrollo de proyectos de generación de energía solar en Colombia. Hoy, con los cuatro parques solares de Enel, La Loma, El Paso, Fundación y Guayepo I&II, completamos una capacidad instalada de 700MWac, representando más del 30% de la energía de este tipo en el país. Esto demuestra la apuesta decidida de la Compañía por seguir aportando a la diversificación y confiabilidad de la matriz energética”, indicó Antonio Crisol, gerente de Generación de Enel Colombia.
Cabe resaltar que, durante el periodo de desarrollo de las obras constructivas, la Compañía generó más de 3.000 empleos, 77% del departamento del Atlántico; y de igual manera, de la mano del Sena, aportó al desarrollo de la comunidad a través de formación para el empleo de más de 380 personas, las cuales se certificaron en temas como aprovechamiento forestal con motosierra, manejo de la guadaña, controladores viales y montaje de sistemas fotovoltaicos. Adicionalmente, como aporte de Enel para el desarrollo territorial, más de 1.600 niñas, niños y jóvenes de la región fueron beneficiados a través de la mejora de la infraestructura escolar en el marco de la iniciativa Buena Energía Para tu Escuela y con el programa Innova Play, con el que la Compañía brindó la formación en economía circular, transición energética y comunicación.
Cabe destacar que con este parque solar no solo se realiza un importante aporte a la transición energética de Colombia, sino también una apuesta empresarial por el uso de fuentes limpias y sostenibles para procesos industriales, ya que, tras haber firmado un Acuerdo de Venta de Energía con Bavaria, para los próximos 15 años, las cervezas que esta empresa elabora ya se están produciendo con energía limpia proveniente de Guayepo I&II.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”, una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40% más que el promedio anual. El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30%:
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8%. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80% más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5% y un 10% de la factura eléctrica.
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados y evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa. Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda.
Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En uncontexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones.
Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucrauna infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos.
Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano yconstruir un futuro más sostenible.
El ex secretario de Energía, Darío Martínez, actualmente diputado provincial, expresó durante la sesión del jueves 5, que “me preocupa una cuestión de fondo, que tiene que ver con el futuro de Neuquén, y es el precio de nuestra producción en Vaca Muerta”.
Martínez expresó su “sorpresa por la volatilidad de los proyectos de GNL de YPF”, y especialmente por los dichos del presidente de la empresa, Horacio Marín. “Sus declaraciones son tan cambiantes, sobre un tema tan serio, que parecen poco creíbles”, indicó.
“Primero declaraba que era inminente el inicio del proyecto con Petronas, lo que implicaba traer barcos factoría y luego construir una mega planta. Ante la baja de Petronas, anunció que el proyecto continuaba tal cual, pero con nuevos socios. Ahora anuncia que se suma al proyecto de PAE y que no se construiría una planta en tierra”, explicó el legislador.
En ese sentido, Martínez dijo que “en todos esos anuncios ve un factor común que es una intención de imponer precios más bajos del gas en boca de pozo, lo que afectaría a las regalías de Neuquén y por lo tanto a todos los neuquinos”.
“Vaca Muerta puede producir el gas que necesita la Argentina y toda la región, y también tiene capacidad de abastecer las plantas de GNL. Cualquier demanda de gas es buena para los neuquinos porque genera regalías, trabajo y mejora el presupuesto provincial”, dijo el legislador.
Martínez hizo hincapié en que “es importante que desde Neuquén empujemos el pedido de infraestructura para ampliar la producción y el transporte del gas”. En tal sentido pidió al Gobernador de la provincia (Rolando Figueroa) que demande las obras que faltan, y remarcó que lo va a acompañar para conseguir lo que sea necesario para mejorar el desarrollo de Vaca Muerta.
Además, dijo que “si bien todas las iniciativas de exportación son buenas, estoy viendo que las productoras intentan avanzar con proyectos en los que establece cuál debería ser el precio del gas de los neuquinos. Ahí tenemos que prender una luz roja”, manifestó.
“Hay que llegar con gas neuquino a Brasil, y también producir el GNL, pero hay que defender el precio del gas. Hoy el gas que se coloca en el mercado es el del Plan Gas a 3,5 dólares el millón de BTU, pero veo una intención de lograr precios más bajos en boca de pozo en algunos proyectos. Tenemos que defender el precio del gas, no podemos exportar a menos del precio que paga el mercado interno. Defender el precio del gas es defender el futuro de Neuquén”, remarcó.
La Academia Nacional de Ingeniería le otorgó al presidente y de CEO de YPF, Horacio Marín, el premio Ing. Gerardo M. Lassalle 2024, que tiene como objetivo reconocer la labor profesional desarrollada en el país. Algunos de los profesionales que recibieron la misma distinción fueron Martin Migoya, Daniel Novegil, Carlos Tramutrola, entre otros.
“Estoy convencido que estamos logrando cosas extraordinarias que no solo van a beneficiar a YPF sino a todo el país a través de las exportaciones de energía. Este es un aporte extraordinario que la industria le va a hacer a la Argentina”, afirmó Marín durante la ceremonia que se llevó a cabo en la Casa de las Academias.
Reconocimiento
Este reconocimiento se suma al que le otorgó la Universidad Texas como Alumno distinguido 2024 del programa “Master of Science in Petroleum Engineering” en Austin. Este premio reconoce a ex alumnos que han logrado objetivos significativos en sus carreras y/o han prestado servicio a la Universidad.
Marín es ingeniero químico egresado en la Universidad de La Plata, obtuvo su Master of Science en ingeniería en Petróleo en la Universidad de Texas en Austin en 1994 y en el 2009 participó en el Programa Ejecutivo de la Universidad de Standford en la Escuela de Negocios.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”. Se trata de una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40% más que el promedio anual. El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
“A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30%”, precisaron desde la Asociación.
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8%. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80% más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5% y un 10% de la factura eléctrica
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados y evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa.
Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda. Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones. Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos. Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destaca que en octubre de 2024 la producción del sector creció un 3% respecto a septiembre. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que se mantuvo al mismo nivel, mientras que el acumulado del año refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El informe de la Cámara resaltó que las ventas locales disminuyeron un 5% intermensual; mientras que, para la variación interanual, ya que todos los subsectores fueron afectados, esta tuvo una baja de un 24%. En el acumulado del año se observa una baja del 27 por ciento.
Exportaciones
La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que en las exportaciones se observa un aumento del 42% en la variación interanual, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año mostró una suba del 34 %, ayudado por todos los subsectores salvo los finales agroquímicos. No obstante, respecto a septiembre, en octubre 2024 se observó una caída del 3%.
Por su parte, el relevamiento de la Cámara muestra que en el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), mostró que en octubre 2024 con respecto al mes anterior las ventas locales se mantuvieron; mientras que la producción y las exportaciones crecieron un 16% y un 8%, respectivamente. En la variación interanual la producción muestra un alto incremento (45%), esto se debe a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas que afectaron la producción, y que no se registraron durante el mes de octubre del año en curso. Por su parte, el acumulado del año mostró estabilidad en producción, pero caídas en ventas locales y externas.
Balanza comercial
Durante octubre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 37,32% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 23.29% en las importaciones y del 8,61% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industriasque aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante octubre 2024 tuvo un uso promedio del 57% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre del 2024, alcanzaron los 365 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.220 millones en estos diez meses del año.
“Los números del sector del mes de octubre muestran resultados dispares que reflejan que aún no se está recuperando la actividad de la Industria Química y Petroquímica de la caída ocurrida en el curso de este año estando en concordancia con los resultados de la economía en su conjunto”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El Consejo Directivo de CECHA, entidad empresaria que nuclea a empresarios de estaciones de servicio, comunicó que “Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”.
“La medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”, afirmaron.
Y consideraron que la iniciativa del gobierno nacional “Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo”. “Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, añadieron.
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines es presidida por Isabelino Rodriguez, quien sucedió en el cargo a Gabriel Bornoroni, actualmente diputado nacional (LLA).
CECHA aseveró que “Nuestro personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.
La 44° Reunión Anual de APLA, realizada en la ciudad de Cartagena, Colombia, alcanzó varios récords de participación y dejó resultados muy positivos respecto a las oportunidades de networking, conexiones estratégicas y aprendizaje. “Este evento se consolidó, una vez más, como una oportunidad ineludible para la industria petroquímica y química en Latinoamérica”, destacaron desde la organización.
Reuniones de negocios
Con 928 participantes, provenientes de 36 países y 325 empresas, las reuniones de negocios marcaron el ritmo durante los cuatro días del evento. Se instalaron más de 30 espacios exclusivos de marcas y compañías que, en conjunto con las áreas destinadas al networking y encuentros de trabajo, tuvieron agenda completa, en un entorno muy dinámico y con buenos resultados.
La visión sobre el presente y futuro de la industria
El programa de conferencias ofreció conversaciones profundas sobre los temas clave que están redefiniendo la industria en la región: el potencial de Vaca Muerta, la tendencia del Nearshoring, los proyectos de descarbonización, la innovación sostenible, las más nuevas soluciones en materia de tecnología y la influencia de las tendencias económicas y políticas que impactan en Latinoamérica. Todas las cuestiones de relevancia para tomar decisiones estratégicas estuvieron presentes en el programa de conferencias.
Una industria más diversa e inclusiva
Por primera vez y con la sala completa, se analizó y discutió cuáles son los claros beneficios, para las empresas y para la sociedad, que surgen al implementar políticas para la inclusión de más mujeres y el desarrollo de sus carreras en el sector. También los jóvenes tuvieron su momento especial en el programa y contaron la oportunidad de expresar qué mundo y qué industria quieren construir para los próximos tiempos.
“La Reunión Anual de APLA reafirmó su rol como el espacio clave para compartir perspectivas sobre el futuro de la industria petroquímica y química en Latinoamérica y reunir a toda la cadena de valor del sector en la región”, remarcaron.
La carta de intención, suscripta entre el mandatario chubutense y la firma TotalEnergies tuvo como finalidad elaborar una alianza estratégica conjunta que permita el desarrollo de la energía sustentable y el crecimiento del sector productivo e industrial de la provincia. La puesta en marcha del Parque Eólico “El Escorial” implicaría la autosuficiencia energética de Chubut y la reducción del costo de energía en aquellas localidades que se encuentran fuera del sistema.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres y la empresa TotalEnergies Renewables Services Argentina suscribieron este miércoles un acuerdo de entendimiento para analizar la construcción y puesta en marcha del Parque Eólico “El Escorial”. Se trata de un proyecto pionero en la transición energética que tendría una capacidad proyectada de 200 megavatios y proveería de energía a aquellas localidades chubutenses que se encuentra en la actualidad fuera del sistema eléctrico.
La carta de intención fue firmada en el marco de un encuentro desarrollado en la Casa del Chubut en Buenos Aires con la directora general de la firma líder en generación de energía, Catherine Remy, y del que participaron también el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna, y el subsecretario de Energías Renovables de la provincia, Nicolás Cittadini.
El acuerdo tuvo como objetivo elaborar una alianza estratégica conjunta para fomentar un clima de inversiones amigable, promover el crecimiento de la industria regional y generar un impacto económico- social positivo para la evaluación de inversión respecto a la construcción del Parque Eólico “El Escorial”, a unos 350 kilómetros de Rawson.
Chubut conectada
El proyecto permitiría al Estado provincial alcanzar la autosuficiencia energética, reducir el costo de la energía y crear beneficios al sector productivo e industrial acorde a las políticas de desarrollo y promoción industrial que lleva adelante el Ejecutivo chubutense. “Estamos hablando de garantizar la electrificación del 80% de la provincia y conectar a esos pueblos que al día de hoy no tienen acceso a una red eléctrica estable”, precisó Torres al término del encuentro.
El mandatario ratificó el compromiso del Gobierno Provincial de “desarrollar alternativas relacionadas con la transición energética y la producción de energías sustentables”, e indicó que la puesta en marcha del Parque Eólico más grande del país implicará “el desarrollo de nuevas industrias y la generación de empleo genuino y de calidad en toda la región”.
El gobernador hizo especial hincapié “en todo el potencial que tiene nuestra provincia” en materia de generación de energía y sustentabilidad, y aseguró que en Chubut “tenemos lo que el mundo está demandando: los mejores rindes de viento, una extensión territorial muy importante y recurso humano calificado”.
Del mismo modo, el mandatario aseguró que “podemos ser el motor energético del país porque impulsamos un esquema de alivio fiscal muy beneficioso para aquellas empresas que quieran radicarse en Chubut”. Sostuvo, además, que “después de muchos años, esta provincia cuenta con seguridad jurídica y calidad institucional para atraer inversiones y consolidar una agenda de desarrollo con reglas claras”.
Modelo económico y energético sostenible
Allanando el camino para un futuro en el que las energías verdes y sus derivados se posicionan como las energías del futuro, Chubut está en condiciones de marcar un camino ejemplar hacia un modelo energético y económico más sostenible, inclusivo y con un enfoque claro para desarrollar este tipo de proyectos, atendiendo todos los aspectos necesarios, económicos, ambientales, sociales, tecnológicos, de infraestructura y gobernanza.
En ese orden, el Parque Eólico “El Escorial” se encuadra en la política energética provincial de contribuir eficientemente a la mitigación y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (huella de carbono). “Actualmente nuestra región está posicionada en materia de sostenibilidad y competitividad en energía limpia y renovable, siempre poniendo al medioambiente por encima de todo”, manifestó el mandatario.
El proyecto
Ubicado en la ruta provincial Nº 58, a 8 km del paraje el Escorial, en el Departamento Gastre, el proyecto consiste en la construcción, instalación y montaje de un parque eólico de 200 MW.
En esta línea de entendimiento, TotalEnergies cuenta con desarrollos de generación de energía en todo el mundo y específicamente en Argentina ha desarrollado, construido y se encuentra operando activos de distintos tipos de energías. Cuenta con actividades de generación eólica en las provincias de Buenos Aires, Santa Cruz y Chubut, y de energía fotovoltaica en San Luis. Además, se encuentra invirtiendo en la construcción de un nuevo parque solar en Catamarca. Puntualmente, en la provincia del Chubut tiene en operación el Parque Eólico “Malaspina” de 50 MW.
Según los datos de la Fundación Contactos Energéticos, que dirige Luciano Fucello, Country manager de NCS Multistage, en el mes de noviembre se hicieron un total de 1504 etapas de fracturas con un repunte de casi el 23% respecto del registro anterior, el de octubre, que había bajado las 1226 punciones.
Según el ránking de la Fundación, el primer puesto es para YPF con 707 punciones, luego sigue Vista con 309; Tecpetrol, 204; Pluspetrol, 139; PAE 123 y Total con 22.
En referencia a las empresas de servicios, el ránking estuvo liderado por SLB, con 567, seguida de Halliburton, con 511, Tenaris con 154, Weatherford con 139 y Calfrac, con 133.
Cabe recordar que la tendencia venía hacia la baja. En el mes de septiembre se completaron 1403 fracturas que representó una caída del 4,65% con respecto a agosto donde se registraron 1465 punciones.
Igualmente, la suba de noviembre está lejos de la de junio, cuando se relevaron 1703 etapas de fractura.
Según fuentes de la industria, se espera que la actividad consolide su crecimiento en el primer trimestre, con la entrada de la primera fase del proyecto Duplicar de Oldelval y la probable incorporación de entre 4 y 7 equipos más de perforación, acciones que incrementarán el fracking en Vaca Muerta.
Las proyecciones estiman que en este 2024 se producirán más de 400.000 barriles diarios, 600.000 barriles en el 2025 y se prevé superar el millón de barriles para el 2030.
La petrolera YPF comunicará en los próximos días que se asociará a Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar LNG en su proyecto de producción y exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), que entrará en operación en 2027.
YPF tendrá un 15% de la sociedad Southern Energy, que tiene como propietarios a Golar LNG con un 10%; la británica Harbour Energy con 15%; Pampa Energía con un 20%; y PAE con el resto, que hoy es de 55% y pasaría a 40%.
Según publicó Clarín, en la nota de Santiago Spaltro, a partir de las nuevas condiciones del mercado, el presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín, empezó a pensar en la posibilidad de que la Argentina tenga 4 barcos de licuefacción de gas en lugar de los 2 originales.
En ese caso, con una capacidad de licuar entre 70 y 80 millones de m3 diarios (MMm3/d) de gas natural para 2030, la industria energética nacional podría no necesitar la construcción de una planta onshore -en tierra-, que demanda inversiones más grandes y un costo hundido enorme, contra el alquiler de barcos más pequeños.
Ante esta situacón, YPF se va a sumar al proyecto de PAE, que enfriará durante los meses de verano (octubre a abril de cada año) a 161 grados bajo cero el gas que sale de la Cuenca Austral -el offshore en Tierra del Fuego- para comprimir su volumen unas 600 veces y facilitar su transporte marítimo a través del buque Hilli Episeyo.
Desde allí se podrán exportar unos 11,5 millones de m3 diarios de gas de manera firme (no interrumpible) y la negociación ahora está en analizar las posibilidades de que esos volúmenes se sostengan los 365 días del año, en vez de solamente durante la temporada estival, que es de baja demanda local.
La principal productora de gas de la Argentina (y segundo mayor operadora, detrás de la francesa TotalEnergies) también negocia con Golar LNG traer otro barco más y tiene la idea de que entre 2029 y 2030 se suman dos buques más para licuar el gas, cada uno con una capacidad de 20 MMm3/d.
Originalmente, la intención de construir una planta podría agregar 80 MMm3/d a los dos barcos, con lo que la capacidad de producción de GNL del país ascendería a 120 millones de m3 diarios e implicaría casi duplicar la producción actual de gas en Argentina.
Pero la construcción de una planta, que se pensaba para 2031, requiere de al menos 5.000 millones de dólares en inversiones, con un alto riesgo por las condiciones económicas del país y los precios internacionales. Incluso hay quienes ven factible esa planta recién para 2035, mientras que los posibles offtakers (compradores) como Brasil, India, Japón o Alemania necesitan el gas cuanto antes.
Con la salida de Petronas que todavía no está confirmada pero que es casi un hecho, la angloholandesa Shell apareció como posible socio y comprador en un contrato de 140.000 millones de dólares en 20 años, aunque todavía faltan varios pasos.
En cualquier caso, la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) llegará en 2025 para los primeros barcos. En el 2025, toda la industria energética del país trabajará en conseguir compradores con contratos a largo plazo, lo que posibilitará la búsqueda de financiamiento internacional con un riesgo asociado al proyecto.
El sector cree que con un gas a 8 dólares por millón de BTU en puerto puede ser competitivo con Estados Unidos, aunque hay ejecutivos que sostienen que se necesita ser rentables a US$ 6,50 a la salida de la Argentina -muy por debajo de US$ 3 en los pozos de Vaca Muerta.
El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, participó de la Cumbre Mundial sobre Transición Energética que se desarrolló en Fortaleza, Brasil. En la oportunidad se suscribió la Declaración de Ceará, que refleja el compromiso para acelerar transiciones energéticas sostenibles, accesibles, inclusivas y justas, como medio para cumplir con los objetivos climáticos y los ODS (Objetivos de Desarrollo Sostenible), especialmente el ODS 7 sobre energía.
A su regreso, el ministro destacó “el compromiso de Neuquén con la diversificación energética”, enfatizando “las políticas provinciales y los avances tecnológicos implementados en la explotación responsable de recursos como Vaca Muerta”.
Durante el evento los participantes, innovadores y expertos en la materia, discutieron sobre el futuro de la energía y las oportunidades de las energías renovables. En ese contexto se firmó el acuerdo que insta a gobiernos, empresas, Organizaciones no Gubernamentales (ONGs) y comunidades a impulsar la innovación tecnológica y el desarrollo de energías limpias, como el hidrógeno verde fotovoltaica, eólica y otros vectores, para construir un futuro sostenible, justo y resiliente.
Cabe destacar que el evento también fue una excelente oportunidad para que los gobiernos y las empresas discutan nuevos proyectos e inversiones en energías limpias, y para fortalecer los lazos internacionales en torno a las soluciones energéticas del futuro.
En ese sentido, Medele dijo que participar en la Cumbre permitió “fortalecer vínculos internacionales para atraer inversiones en proyectos de energías renovables y eficiencia energética, posicionándose a la provincia como un actor clave en la transición global hacia energías limpias”.
Con esta participación desde el ministerio de Energía y Recursos Naturales en un evento de tal magnitud, el Gobierno provincial reafirma su compromiso con la sostenibilidad energética y la cooperación internacional para abordar los desafíos actuales del sector.
Más de 12 horas de debate y amplia participación ciudadana marcaron la audiencia pública sobre el proyecto de GNL en el Golfo San Matías. Con una primera parte donde se escucharon las voces de especialistas y funcionarios, más 122 oradores y 31 opiniones por escrito, el encuentro reafirmó el compromiso de Río Negro con un desarrollo energético sostenible y el cuidado del ambiente.
La audiencia pública sobre el proyecto de gas natural licuado (GNL) en el Golfo San Matías se desarrolló en el gimnasio municipal de San Antonio Este, comenzando poco después de las 9 y extendiéndose hasta las 21,30. Este espacio de participación democrática reunió a autoridades, especialistas y ciudadanos que expusieron conocimientos, opiniones y expectativas sobre una iniciativa clave para posicionar a Río Negro como líder energético en el país.
El evento comenzó con los discursos de bienvenida del intendente de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, y la secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quienes destacaron la importancia de la participación popular y el compromiso del Estado con el cumplimiento de las normativas ambientales. Luego, representantes de Southern Energy y consultores ambientales presentaron los principales detalles técnicos y ambientales del proyecto.
El bloque más extenso estuvo dedicado a los oradores inscriptos, donde 122 personas hicieron uso de la palabra y 31 dejaron sus opiniones por escrito. Las exposiciones fueron variadas, aportando puntos de vista de la ciudadanía y reflexiones sobre los desafíos y beneficios del proyecto, siempre en relación con la necesidad de garantizar un desarrollo sostenible y respetuoso con el ambiente.
La jornada, que se desarrolló con normalidad tanto en el interior como en el exterior del gimnasio, cerró con una rueda de consultas y la invitación a los participantes para firmar el acta de la audiencia. Este mecanismo de participación reafirma a Río Negro como pionera en habilitar ámbitos plurales y democráticos para la toma de decisiones informadas en torno a proyectos energéticos de impacto estratégico.
“Hemos sido testigos de una de las expresiones de la democracia. Escuchamos todas las voces. El procedimiento aún no termina y queda un largo camino, donde desde este Gobierno tenemos el compromiso con el adecuado cuidado del ambiente”, reflexionó en el final Jiménez, como autoridad de la audiencia.
De este modo, Río Negro sigue haciendo historia y se consolida como un actor clave en la vanguardia de las inversiones energéticas nacionales, a la vez que refuerza su compromiso con la protección ambiental.
Foto aérea del parque eólico Peralta I & II en el departamento de Tacuarembó, Uruguay.
Pluspetrol, una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería, se complace en anunciar la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW. Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible. Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras.
El trabajo sísmico se extenderá hasta marzo en las CAN 107 y 109. Sus resultados deberían permitir la definición del lugar a realizar al menos un primer pozo en busca de hidrocarburos. El buque PXGEO 2, de la empresa Shell, ya comenzó las tareas de exploración de los bloques marinos CAN 107 y 109, a poco menos de 200 kilómetros de la costa de la ciudad bonaerense de Mar del Plata, de donde zarpó recientemente como parte de una nueva expedición sísmica a la búsqueda de buenos indicadores. Se trata de la primera tarea de prospección luego del fallido Pozo […]
La provincia busca acelerar la agenda con las operadoras para diseñar un instrumento de financiamiento público-privado que le permita contar con los fondos para ejecutar nuevas rutas y analizan un esquema que obligue a cobrarles a las compañías un monto en dólares por cada barril producido. A la par, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) contrató una consultora para elaborar un plan de obras para el período 2025-2030. El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió este martes en Buenos Aires con las principales empresas productoras de hidrocarburos con el objetivo de acelerar la agenda […]
Las empresas petroleras que están invirtiendo fuerte en Vaca Muerta festejan la reglamentación de la libre exportación de hidrocarburos de la Ley Bases. Después del RIGI, las inversiones para impulsar Vaca Muerta necesitaban un paso legislativo más, lo que los petroleros llamaban «reglamentación del artículo 6» de la Ley de Hidrocarburos. Se trata de la libre exportación de petróleo y gas que estableció la Ley Bases. El Gobierno cumplió, y las empresas celebraron cómo salió ese reglamento. Qué cambia en la exportación de petróleo y gas «En líneas generales la reglamentación va en el camino correcto, a partir de ahora […]
El gobernador Alberto Weretilneck envió a la Legislatura un proyecto de ley que establece un nuevo Régimen de Promoción Económica e Industrial, que prevé bajar de impuestos con el objetivo de atraer inversiones privadas a la provincia que generen crecimiento y empleo. Entre los beneficios, se propone la exención o reducción de impuestos provinciales hasta un plazo de quince 15 años, concesión de un “Bono Fiscal» con un tope máximo del 20% de la inversión base (que puede llegar al 40% en el caso de las empresas cuyas titulares sean mujeres o posean al menos el 51% del capital social) […]
La compañía, que viene de concretar la compra de seis áreas de ExxonMobil en Vaca Muerta, está a punto de cerrar la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II ubicados en Uruguay. De concretarse, la operación marcará el ingreso de Pluspetrol en el segmento de generación renovable. Pluspetrol, una de las empresas productoras de hidrocarburos de la Argentina, que a su vez opera el mayor desarrollo de gas en Perú, Camisea, está a punto de cerrar la adquisición de dos parques de generación eólica en Uruguay, según adelantaron fuentes del mercado a EconoJournal. Se trata […]
Así lo afirmó Julián Matamala, secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos, ante el resurgimiento de la actividad minera por parte del gobierno. Desde el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo y La Rioja señalaron que cerca de 6 mil puestos de trabajo se perderán por la falta de definiciones del gobierno y de la empresa en las “áreas más maduras de YPF ”. Preocupación antes de fin de año Para el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos, Julián Matamala, la situación que atraviesan los trabajadores de las zonas Norte […]
La provincia busca ser un actor principal en el crecimiento de la minería sostenible, que necesita energías renovables para poder exportar. La provincia de Mendoza organizó la semana pasada la Primera Cumbre de Minería Sostenible, en donde se posicionó como un actor clave para el desarrollo de la actividad, junto a empresarios de Canadá, Australia y Perú, así como académicos y profesionales. El gobernador Alfredo Cornejo dio inicio a la apertura de operaciones de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX), que es la más importante en minería, y buscó dejar a Mendoza como un protagonista del crecimiento del sector […]
El Gobierno de la Provincia del Neuquén presentó a la Legislatura provincial un proyecto de ley que propone la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), establecido por la Ley Nacional 27.742. Este régimen, aprobado en julio de este año, tiene como objetivo atraer inversiones significativas tanto nacionales como extranjeras, promoviendo el desarrollo económico y la generación de empleo. El proyecto, remitido con carácter prioritario, destaca que la adhesión al RIGI brindará beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para proyectos de gran envergadura. En la exposición de motivos, se subrayó que esta medida es estratégica para posicionar a Neuquén […]
Si bien no descartan sumar socios, su intención es mantener el control del proyecto. Los Azules se convirtió en el segundo proyecto en menos de dos meses en recibir su Declaración de Impacto Ambiental. Se trata además del segundo de cobre, tras Josemaría, en conseguir el aval general para avanzar en la construcción. Ahora el mayor desafío que tiene la compañía McEwen Copper es conseguir los fondos para hacer el campamento, planta de procesamiento y planta industrial en Calingasta. Los directivos calculan que serán entre 2.500 y 3.000 millones de dólares. La primera reunión que tendrán será la próxima semana […]
El economista e ideólogo de la Convertibilidad aseguró que hay que levantar el cepo cambiario, habló de la inflación y la economía en 2025. A días de cumplirse un año de la presidencia de Javier Milei, el economista e ideólogo de la convertibilidad, Domingo Cavallo, habló del futuro de la Argentina y la necesidad de levantar el cepo cambiario. “El gobierno, en lugar de postergar la eliminación del cepo para después de las elecciones, en mi opinión debería considerar seriamente su eliminación en los primeros meses del año próximo, para llegar a la elección con la economía estabilizada y reactivada […]
La compañía Pluspetrol anunció la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW.
Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible, comunció la compañía.
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, describió.
Con destacada presencia en la actividad hidrocarburífera en la Argentina, Pluspetrol es 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.
Durante el tercer trimestre del año la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) alcanzó los 43.452 megawatts (Mw), con una potencia habilitada de 5.681 Mw por parte de las energías renovables. Estos números ilustran con elocuencia, según Ricardo González, gerente general de Anabática Renovables, la constante evolución del panorama energético local. “En el mes de septiembre, de hecho, el segmento renovable explicó un 18,5% de la oferta total de energía eléctrica, estableciendo un nuevo récord mensual”, cuantificó el experto en un taller técnico que su empresa brindó recientemente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).
Con más de una década de experiencia en la región, Anabática Renovables se propuso consolidar su presencia en la Argentina como consultora líder en el ámbito de las energías limpias. A fin de fortalecer sus relaciones con clientes y potenciales interesados, la empresa reunió a destacados referentes de la industria energética para discutir sobre las proyecciones y oportunidades que brindan en el país el sector renovable, el almacenamiento y el hidrógeno verde.
El encuentro contó con la participación de representantes de distintos eslabones de la cadena de valor industrial que disertaron sobre las tendencias tecnológicas que vienen redefiniendo la actividad, tales como Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados, quien abordó aspectos regulatorios clave; o como Franco Lomello, gerente de Soluciones de Huawei Argentina, quien expuso sobre el empleo de sistemas BESS para redes.
Otras voces que enriquecieron el debate fueron las de Alessio Pedicone, director de Ventas de Vestas Argentina, quien profundizó sobre el desempeño de los aerogeneradores en la red; y Rodrigo Novas, sub-gerente técnico de Anabática Renovables, quien dio una clase magistral sobre la importancia del manejo de perfiles energéticos en paso horario, además de reseñar sus aplicaciones tanto en financiamiento como almacenamiento. Dicho especialista aprovechó la ocasión, además, para presentar ‘CUASARBESS’, una herramienta propia e innovadora que permite trabajar con dimensionamientos técnico-económicos de almacenamiento, consumo y generación.
Alianza estratégica
La oficina técnica de Anabática Renovables en la Argentina busca convertirse en un socio estratégico para sus clientes, fortaleciendo los servicios y alcances de la firma, y contribuyendo con la descarbonización de la matriz energética doméstica. A decir de González, el país ha demostrado un crecimiento significativo en cuanto a la potencia renovable instalada en la última década. “En función de nuestra trayectoria, confiamos en seguir siendo un importante aliado para el sector energético argentino. Por eso nos propusimos reunir a especialistas del más alto nivel del sector para ofrecer una perspectiva completa del rubro”, señaló.
Fundada en 2013, Anabática Renovables ha brindado asesoría técnica y financiera en emprendimientos de energía eólica, fotovoltaica, de hidrógeno verde y de almacenamiento energético en distintos puntos de Latinoamérica. A partir de su experiencia en proyectos innovadores y de su compromiso con la excelencia y la visión estratégica, la firma apunta a enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que ofrece el mercado energético local para avanzar hacia una matriz energética más limpia y eficiente.
Soporte técnico integral
De origen chileno, la empresa se especializa en la provisión de servicios de consultoría técnica dentro del sector renovable. Sus áreas de expertise abarcan desde la evaluación del recurso energético y Due Dilligences técnicas, hasta procesos de conexión e ingeniería de la propiedad (Owners Engineering), sin soslayar la evaluación minuciosa de activos e instituciones financieras.
Anabática sobresale por su orientación integral en el campo de las fuentes energéticas verdes, proporcionando un soporte técnico de primer nivel, permitiendo a sus clientes navegar con mayor confianza por el complejo panorama sectorial.
El gobierno implementará en los próximos días una medida para ampliar la capacidad de transporte eléctrico en nodos que están saturados de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía creará un cargo fijo en las facturas eléctricas de los usuarios de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (kW) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires.
Según fuentes oficiales consultadas por EconoJournal, el cargo fijo tendrá un impacto de entre 1% y 3% del monto de las facturas finales de los usuarios. AMBA I demandará una inversión de alrededor de US$ 1.100 millones. Es una obra prioritaria que en el gobierno de Alberto Fernández iba a ser financiada por China, pero la inversión del gigante asiático nunca se concretó. También estuvo contemplada dentro del régimen de Participación Público Privada (PPP) del gobierno de Macri, aunque finamente no se construyó nada.
Esquemas
Con el nuevo cargo fijo, el gobierno optó por el esquema de “estampillado a la demanda”, que, en los hechos, implica que los usuarios de electricidad de todo el país son los que financiarán la inversión. El gobierno no descarta cambiar de esquema para obras futuras. En la Argentina hace más de 10 años que no se hace una obra de transporte de alta tensión.
EconoJournal pudo reconstruir de distintas fuentes oficiales que el gobierno tuvo dos alternativas para avanzar en el esquema para financiar la obra AMBA I. Por un lado, creando un cargo fijo en la demanda. Otra opción era aprovechar la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país y optar por una licitación privada para que la obra se repague a través de un canon.
Finalmente el gobierno optó por el esquema de aporte directo de los usuarios. Las mismas fuentes argumentaron que es una obra prioritaria y el gobierno no puede dejar pasar más tiempo. Los fondos que se vayan recaudando con el correr de los meses se irán acumulando en un fideicomiso. El gobierno estima que menos de un año de recaudación permitirá comenzar con la obra y en tres años podría estar totalmente financiada.
Tettamanti
La secretaria de Energía, María Tettamanti, abrió el Energy Day, el evento organizado por EconoJournal que se realizó esta semana. “En 10 o 15 días vamos a sacar una medida para comenzar con una de las fases del plan de ampliación de transporte en alta tensión, que determinó la resolución 507 de 2023, y vamos a comenzar con el AMBA I”, señaló la titular de Energía. Y añadió que la obra incluye “una línea de alta tensión entre Vivoratá y Plomer y otra desde Plomer a Ezeiza y también otra línea de Plomer con (las centrales nucleares) Atucha”, en la localidad de Zárate.
“Va a ser un cargo fijo de pesos por megawatt por hora (MW/h) que va a pagar toda la demanda porque entendemos que estas ampliaciones van a permitir ir incorporando generación eficiente al sistema, es decir, va a beneficiar a todos los usuarios del país”, añadió Tettamanti.
La creación de un cargo fijo para financiar obras eléctricas es una propuesta similar a la que impulsa desde hace varios meses Transener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país y que pertenece a la compañía Pampa Energía.
Nuevo nodo
AMBA I es una obra clave para expandir la red de transporte eléctrico en la zona de mayor consumo del país. La nueva línea tendrá 500 kilómetros de extensión y unirá las localidades de Vivoratá, cerca de Mar del Plata, con Plomer, al oeste del conurbano, donde también habrá una Estación Transformadora y una línea de alta tensión en 500 kW, 220 kW y 132 kW.
Además, la ET de Plomer estará conectada con una nueva línea de alta tensión hacia el este con la ET de Ezeiza y hacia el norte con las centrales nucleares de Atucha en Zárate. La obra servirá para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires a través de un nuevo nodo y ayudará a que funcionen en mejores condiciones las ET de Ezeiza y General Rodríguez, hoy operando al límite.
El gobierno implementará en los próximos días una medida para ampliar la capacidad de transporte eléctrico en nodos que están saturados de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía creará un cargo fijo en las facturas eléctricas de los usuarios de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (kW) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires.
Según fuentes oficiales consultadas por EconoJournal, el cargo fijo tendrá un impacto de entre 1% y 3% del monto de las facturas finales de los usuarios. AMBA I demandará una inversión de alrededor de US$ 1.100 millones. Es una obra prioritaria que en el gobierno de Alberto Fernández iba a ser financiada por China, pero la inversión del gigante asiático nunca se concretó. También estuvo contemplada dentro del régimen de Participación Público Privada (PPP) del gobierno de Macri, aunque finamente no se construyó nada.
Esquemas
Con el nuevo cargo fijo, el gobierno optó por el esquema de “estampillado a la demanda”, que, en los hechos, implica que los usuarios de electricidad de todo el país son los que financiarán la inversión. El gobierno no descarta cambiar de esquema para obras futuras. En la Argentina hace más de 10 años que no se hace una obra de transporte de alta tensión.
EconoJournal pudo reconstruir de distintas fuentes oficiales que el gobierno tuvo dos alternativas para avanzar en el esquema para financiar la obra AMBA I. Por un lado, creando un cargo fijo en la demanda. Otra opción era aprovechar la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país y optar por una licitación privada para que la obra se repague a través de un canon.
Finalmente el gobierno optó por el esquema de aporte directo de los usuarios. Las mismas fuentes argumentaron que es una obra prioritaria y el gobierno no puede dejar pasar más tiempo. Los fondos que se vayan recaudando con el correr de los meses se irán acumulando en un fideicomiso. El gobierno estima que menos de un año de recaudación permitirá comenzar con la obra y en tres años podría estar totalmente financiada.
Tettamanti
La secretaria de Energía, María Tettamanti, abrió el Energy Day, el evento organizado por EconoJournal que se realizó esta semana. “En 10 o 15 días vamos a sacar una medida para comenzar con una de las fases del plan de ampliación de transporte en alta tensión, que determinó la resolución 507 de 2023, y vamos a comenzar con el AMBA I”, señaló la titular de Energía. Y añadió que la obra incluye “una línea de alta tensión entre Vivoratá y Plomer y otra desde Plomer a Ezeiza y también otra línea de Plomer con (las centrales nucleares) Atucha”, en la localidad de Zárate.
“Va a ser un cargo fijo de pesos por megawatt por hora (MW/h) que va a pagar toda la demanda porque entendemos que estas ampliaciones van a permitir ir incorporando generación eficiente al sistema, es decir, va a beneficiar a todos los usuarios del país”, añadió Tettamanti.
La creación de un cargo fijo para financiar obras eléctricas es una propuesta similar a la que impulsa desde hace varios meses Transener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país y que pertenece a la compañía Pampa Energía.
Nuevo nodo
AMBA I es una obra clave para expandir la red de transporte eléctrico en la zona de mayor consumo del país. La nueva línea tendrá 500 kilómetros de extensión y unirá las localidades de Vivoratá, cerca de Mar del Plata, con Plomer, al oeste del conurbano, donde también habrá una Estación Transformadora y una línea de alta tensión en 500 kW, 220 kW y 132 kW.
Además, la ET de Plomer estará conectada con una nueva línea de alta tensión hacia el este con la ET de Ezeiza y hacia el norte con las centrales nucleares de Atucha en Zárate. La obra servirá para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires a través de un nuevo nodo y ayudará a que funcionen en mejores condiciones las ET de Ezeiza y General Rodríguez, hoy operando al límite.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) adjudicó ocho proyectos de generación renovable por 561 MW de prioridad de despacho en el llamado del tercer trimestre 2024 del Mercado a Término (MATER) de Argentina.
Esto significa que se asignaron menos de un tercio de la totalidad de parques presentados (31) y poco más del 34% de la potencia solicitada (1639,03) a finales de octubre; principalmente porque había magra capacidad de transporte disponible a comparación de los llamados anteriores.
De los 561 MW adjudicados con prioridad de despacho en el MEM para abastecer a grandes usuarios del sistema, 195 MW van directo al MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 366 MW bajo el mecanismo Referencial A (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación).
Mientras que proyectos ganadores se reparten entre cuatro fotovoltaicos (345 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino), tres eólicos (96 MW entre los corredores Centro – Cuyo – NOA y Comahue) y una obra de ampliación del sistema de transmisión con 75 MW reservados para la tecnología que se defina en el futuro.
Además, esta convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables tiene varias particularidades, entre las que se destacan el comienzo de obra de iniciativas anunciadas hace años, como también nuevas infraestructuras de transporte eléctrico a nivel nacional.
El primer caso es la central eólica Cerro Policía (asignada con 88 MW de los 150 MW que se prevé para el proyecto) que pertenece a Fortescue y abriría las puertas al plan de hidrógeno verde que tiene la multinacional la provincia de Río Negro en el área cedida por el Estado rionegrino de 34 km2.
Por otro lado, Genneia ganó 345 MW de prioridad para su parque solar Mendoza Sur junto a la construcción de un nuevo transformador 500/220/33 kV en la ET Río Diamante y la vinculación con la línea de extra alta tensión en 500 kV Embalse – Alma Fuerte.
En tanto que la firma Solar Energy SA logró la reserva de 75 MW para futuros proyectos ya que llevará adelante la compensación en paralelo (shunt) en la estación transformadora Malvinas 132 kV 100 MVAr en la región de Centro – Cuyo – NOA.
A raíz de estos resultados, el MATER acumula 133 designaciones por 6724,83 MW de potencia con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); capacidad renovable que está repartida en 3610,33 MW vía MATER Pleno y 3114,5 MW en Referencial A (implementado desde julio de 2023).
Aunque cabe aclarar que sólo poco menos de 60 parques adjudicados por CAMMESA (cerca de 2500 MW a octubre 2024) se encuentran en operación comercial desde la implementación de esta herramienta en 2017 hasta la fecha para suministrar con renovables a los grandes usuarios del sistema.
Canadian Solar, una de las empresas líderes del mundo de fabricación de paneles fotovoltaicos Tier-1 participó del panel de debate “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur” que tuvo lugar en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
Samir Moura, associate general manager de la compañía, detalló los próximos pasos que tienen pensados de cara al 2025 y los desafíos y oportunidades a los que se enfrentan para llevarlos adelante, entre los que destacó la expansión de las fronteras en la región por fuera de Brasil.
“Hay un reto de crecer el volumen de ventas, pero de manera responsable. Canadian quiere ser un proveedor sólido financieramente, porque queremos brindar la mejor experiencia a los clientes con un equipo de más de 80 personas dedicadas en Latinoamérica”, indicó.
“Las innovaciones en baterías que tenemos en Estados Unidos las traeremos para fines del 2025 a LATAM y están vinculadas al reciclaje de paneles solares. Hay una alianza con una empresa que recicla 95% de los paneles, de manera de ser sostenibles de punta a punta”, aseguró.
Pero en medio de esa planificación, la compañía vislumbra una serie de retos e incertidumbres, ya sea desde mejoras regulatorias, nuevas infraestructuras o hasta cuestiones tributarias, como por ejemplo los impactos de la decisión del gobierno de Brasil de aumentar los impuestos a la importación de componentes fotovoltaicos (9% a 25%).
Hecho que generó una ola de críticas en el sector de las energías renovables, ya que encarece la tecnología solar para los clientes y que dificultaría el acceso al financiamiento, un factor crucial para proyectos solares en etapas de desarrollo, por lo que se podrían congelar las inversiones y frenar el avance de la transición energética.
“El cambio de impuesto de importación de componentes solares en Brasil afectará demasiado el mercado de utility scale, que se suma a las problemáticas de precios muy bajos, devaluación del real, altos intereses y curtailments de renovables”, manifestó Moura.
“El 2025 será muy desafiante, con un contexto complejo. Pero estamos listos para enfrentar los desafíos. El almacenamiento será clave y por ello nos enfocamos con un equipo propio en Chile y Brasil para brindar los servicios en la región y avanzar en la expansión de la compañía en Latinoamérica, mediante la continua rentabilidad y volumen de ventas”, subrayó.
El proyecto, desarrollado por Sojitz Corporation y Shikoku Electric Power Co., Inc. a través de su filial AustrianSolar Chile Cuatro SpA (“ASC4”), comenzará a construirse en el primer trimestre de 2025. Mientras que e-STORAGE proporcionará e integrará su avanzada solución SolBank 3.0.
“El almacenamiento y el equipo en LATAM serán las palancas para el plan estratégico agresivo que tiene Canadian”, aseveró el associate general manager durante el mega evento de Future Energy Summit.
Nextracker, fabricante de seguidores con más de 100 GW de suministro a nivel global, fue una de las grandes empresas que dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone, en el que hubo grandes debates del sector, conversiones destacadas y espacios únicos para colaborar, innovar y ampliar la red de contactos de los asistentes.
JavierSalinas, sales manager de Latin America de Nextracker, analizó las tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur y las perspectivas para el 2025, considerando los retos y oportunidades que atraviesa la industria renovable de la región.
Tal es así que puso foco en Chile, mercado latinoamericano más estable para la compañía y que ha logrado grandes hitos a lo largo de los últimos años: “Si bien el 2025 será un año complicado, veremos cierta estabilidad para los trackers en el mercado”.
“Esperamos que siga creciendo el segmento utility scale en Chile, aunque para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) todavía no se observa por dónde podrán crecer. Pero para los proyectos de gran escala sí se ve una buena vinculación con las mineras, que están exigiendo prácticamente energía limpia para todas sus operaciones”, manifestó.
“Y si bien es un mercado que está topado, tendrá un límite y que como sector deberemos penetrar”, remarcó frente a un auditorio lleno de más de 400 líderes del sector renovable de Latinoamérica.
Incluso, durante noviembre de 2024, la empresa logró cerrar contratos por casi 400 MW de suministro con dos importantes clientes en Chile, integrando su tecnología de trackers NX-Horizon-XTR, que minimiza el movimiento de tierras.
La flexibilidad y eficiencia que ofrece esta tecnología han sido determinantes en la estrategia de la empresa, ya que “la capacidad de evitar o disminuir el movimiento de tierras reduce costos, optimiza tiempos y facilita la permisología”. Hecho que ayuda a lograr respuestas tecnológicas adaptadas a las necesidades específicas del sector.
Es por ello que el especialista llamó a tomar como ejemplo este tipo de buenas prácticas, condiciones y fortalezas de los distintos segmentos de la región, a fin de poder avanzar positivamente en la transición energética.
El panorama latinoamericano ofrece diversos desafíos y aprendizajes que son relevantes para entender la proyección chilena, como por ejemplo la importancia de instituciones sólidas y políticas consistentes para asegurar inversiones sostenibles.
“En América Latina tenemos buenos y malos ejemplos. En Chile hemos visto estabilidad, mientras que en México y Colombia, aunque con altibajos, se observa un camino positivo”, afirmó Salinas.
Además, mencionó que los problemas que enfrenta Brasil, donde Nextracker ha suministrado 12 GW de los 20 GW instalados en la región, tienen repercusiones a nivel regional: “Es fundamental tomar lecciones específicas de cada país para avanzar de manera sostenida”.
Por lo que el sales manager Latin America de la compañía concluyó que, aunque 2025 se perfila como un año con desafíos significativos, la empresa se encuentra preparada para enfrentar las fluctuaciones del mercado y contribuir al desarrollo sostenible del sector solar en Chile y en la región.
“Nuestra tecnología está lista para adaptarse y seguir avanzando hacia un futuro energético más limpio y eficiente”, concluyó.
JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas, fue parte del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que reunió a más de 400 referentes del sector renovable de la región en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile.
Víctor Sobarzo, senior manager business development de la compañía, participó del panel de debate “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur” y dio a conocer cómo JA Solar está redefiniendo su estrategia tecnológica apostando exclusivamente por módulos TOPCon.
“Estamos dejando de producir P-Type, a tal punto que en diciembre del 2024 saldrá el último lote. Esto significa que no tendremos más módulos de esa índole y JA Solar será totalmente TOPCon”, anunció.
“TOPCon permanecerá por muchos años más porque el mercado está bastante convulsionado y no tenemos una perspectiva en la que se vayan a cambiar las líneas de producción rápidamente hacia otra tecnología”, agregó.
Con esta medida, JA Solar se posiciona como uno de los pocos fabricantes que ostenta la patente de esta tecnología, cuyo desarrollo promete mantenerse constante en el corto y mediano plazo, subrayando la confianza por ser “la solución más estable y accesible del mercado actual”.
Además, la empresa de origen chino también incursionará en el mercado de almacenamiento con baterías propias a partir del próximo año, a fin de avanzar en la transición energética y ser una opción para los players de aquellos países que tienen una alta necesidad de instalar ese tipo de sistemas.
“Iniciaremos nuestra propia fabricación de baterías y se lanzará a partir del 2025. JA Solar está incursionando en almacenamiento, incorporándolo a su portafolio en Latinoamérica”, detalló Sobarzo frente a un auditorio lleno de los principales líderes del sector.
Inicialmente, la compañía enfocará sus esfuerzos en Chile, un mercado que destaca por su marco regulatorio y como punto de partida para Latinoamérica.
Del mismo modo, el storage se torna urgente en otros países de la región, como Ecuador y Brasil, donde las dinámicas energéticas imponen nuevos desafíos, como por ejemplo el curtailment de renovables que incrementan la necesidad de estas soluciones para garantizar estabilidad en los sistemas eléctricos.
Un panorama complejo para 2025
Aunque JA Solar apuesta por innovar, el panorama del sector fotovoltaico se vislumbra complicado. A mediados de 2024, el mercado enfrentó una de sus peores crisis. En aquel entonces los problemas financieros se agudizaron debido a la guerra de precios entre fabricantes Tier-1 y Tier-2, lo que llevó a valores históricos mínimos de 0,99 dólares por vatio, cerca de un 70% más baratos que en 2022; hecho que todavía tiene impactos a nivel global.
“El mercado está más desafiante y para 2025 tendremos una perspectiva más compleja para afrontar los problemas que se avecinen”, señaló Sobarzo.
Pero enfrentar estos retos, el especialista insistió en que la industria debe adoptar enfoques más sostenibles que eviten el colapso de los fabricantes, una situación que ya se vivió anteriormente, a la par de explorar oportunidades en mercados como Perú, Argentina, Colombia y México para afianzarse en Latinoamérica.
Durante el Future Energy Summit Colombia, Luciano Silva, gerente de ingeniería y producto de Trina Storage, subrayó la importancia de acelerar la transformación digital para que en las redes de distribución latinoamericanas se puedan manejar eficientemente nuevos elementos y activos tecnológicos.
“Hoy en día cambia la lógica, y los desafíos aumentan en la red de distribución. Es un llamado de atención a que en las redes de distribución latinoamericanas debemos acelerar la digitalización y modernización del sector”, enfatiza Silva.
El almacenamiento detrás del medidor, según Silva, es un punto clave para aumentar la resiliencia de los sistemas eléctricos. “La incorporación del almacenamiento transforma las plantas solares en sistemas gestionables y despachables, que contribuyen a la resiliencia y eficiencia del sistema energético,” señala el experto.
Trina Storage, nueva línea de negocios de Trina Solar, también fabricante líder de módulos fotovoltaicos y estructuras de seguimiento solar, aterrizó este año en la región Latinoamérica y el Caribe con su oferta de soluciones de almacenamiento energético.
Silva explica que las soluciones versátiles que ofrece Trina Storage se adaptan a las necesidades específicas de cada cliente. Desde configuraciones de acoplamiento en corriente directa (DC coupling) hasta acoplamiento en corriente alterna (AC coupling), las opciones disponibles permiten ajustar las prestaciones según las exigencias del mercado. “Nosotros acompañamos al cliente en todo el proceso, desde el desarrollo hasta la implementación y servicio,” asegura.
Revenue Stacking: una oportunidad para Latinoamérica
Una de las oportunidades destacadas por Silva es la implementación del Revenue Stacking, un modelo que permite maximizar la rentabilidad de las baterías aprovechando su capacidad para cumplir múltiples funciones simultáneamente. En este sentido, Silva comenta que en países como Chile, donde el almacenamiento a gran escala ha tenido una explosión reciente, “tenemos que saber explicar las capacidades de nuestra tecnología a los reguladores y entes técnicos normativos para que prolifere con la mayor rentabilidad.”
Para Silva, aprovechar este modelo requiere un esfuerzo conjunto entre los proveedores tecnológicos y los reguladores. “Es necesario demostrar cómo las plantas BESS (Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías) pueden ser un alivio para las redes de distribución, al igual que ya lo son para las redes de transmisión,” sostiene.
Retos para la transición energética en la región
A pesar de los avances tecnológicos, Silva apunta a la necesidad de fortalecer la comunicación entre los proveedores y los reguladores para facilitar la adopción de nuevas tecnologías. “Tenemos que involucrarnos en las discusiones regulatorias y técnicas para demostrar que estas soluciones son rentables, seguras y beneficiosas para la red,” manifiesta.
Finalmente, el experto recalca que, aunque el costo de las baterías ha disminuido significativamente, es fundamental optimizar su uso para garantizar su bancabilidad y sostenibilidad a largo plazo. “La batería es un activo valioso, y para que sea aún más bancable debemos poder hacerle varios usos en simultáneo,” concluye.
Una nueva ola de inversiones en energía eólica por 8000 millones de dólares podría generarse en el país si el sector público y el privado acuerdan una hoja de ruta para construir líneas de transmisión y reforzar la seguridad jurídica de las inversiones, afirmó Ramón Fiestas Hummler, presidente para Latinoamérica del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC por su sigla en inglés). El directivo de la industria eólica visitó recientemente la Argentina para participar de la 30° Conferencia anual de la Unión Industrial Argentina.
En diálogo con EconoJournal, Fiestas Hummler destacó el rumbo de la política macroeconómica del gobierno de Javier Milei, habló del potencial impacto positivo para las inversiones con la sanción del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), y analizó el panorama sectorial en la región y el mundo.
Ramón Fiestas Hummler.
–¿Cómo ve al sector de energía eólica bajo la política macroeconómica del gobierno?
–El gobierno está haciendo un esfuerzo enormemente importante para acondicionar el terreno de las inversiones en el sector energético. La tarea de sanear las cuentas públicas y los indicadores macroeconómicos del país era fundamental para poder presentar un clima de inversión más atractivo en general. Es un esfuerzo que se ha traducido en resultados enormemente positivos para el país porque permite situarlo en un plano de acceso a financiación internacional que entendemos fundamental para que se pueda desarrollar la economía argentina. Dicho esto, vemos como algo necesario lo que ha hecho el gobierno con el RIGI para orientar la inversión hacia los sectores económicos que ha definido como estratégicos o prioritarios, y uno de ellos es el sector energético. Dentro del sector energético lo que ahora es necesario es construir este segundo para acomodar el sector a las inversiones que necesita.
–¿Qué inversiones hacen faltan en el sector energético?
–Fundamentalmente necesita generación y transmisión eléctricas, y dónde está el potencial desarrollo inversor en el sector energético es en las energías renovables. Son las que están mejor preparadas para acometer inversiones ya porque porque hay una apetencia de capital inversor sobre proyectos de energías renovables muy por encima de cualquier otra tecnología y en el caso de Argentina estamos hablando de lo que tiene mejor que cualquier otro país de la región, el viento. La energía eólica está ante una oportunidad inmensa de emprender un proceso de inversión. Si se sientan las bases de confianza inversora para lanzar este sector, de aquí a cinco años se pueden generar no menos de 8.000 millones de dólares de inversión en la Argentina a razón de 1000 MW o algo más eólicos instalados por año en los próximos cinco años, de proyectos que ya están de alguna manera en diferentes fases de concepción desde el punto de vista de su desarrollo. No hay que inventarlos, están porque aprovechamos la atracción de los esfuerzos anteriores que hizo la Argentina. Los proyectos están ahí, el capital inversor está ahí, la financiación internacional está ahí y todos están pendientes de una normalización del sector desde el punto de vista de que se puedan implementar medidas de política energética y de regulación que nivelen el terreno de juego y que hagan que estas inversiones fluyan. Esto es una tarea que tiene que emprender la administración pública de la mano del sector privado que es el que va a poner el capital. El potencial es enorme desde la perspectiva de proyectos existentes que van a permitir detonar inversiones de esta naturaleza y además generar empleo. Si nosotros nos miramos hacia hacia lo que lo que fue el pasado esos 3.500 MW que hay eólicos funcionando han generado 8.000 puestos de trabajo.
–¿Qué inquietudes le manifestaron los actores locales con los que dialogó?
–Las inquietudes pasan por la necesidad de tener certidumbre de que las inversiones se pueden realizar en este sector, que hay una voluntad y un deseo alineado desde el punto de vista político con el empresarial para transitar por este camino. Una vez que existe ese alineamiento en las voluntades política y económica, entonces hay que trabajar aguas abajo en definir mecanismos que permitan al mismo tiempo que desarrollar los proyectos estrictamente de generación, acompañarlos de las necesidades fundamentales que el sistema eléctrico esta alertando desde el punto de vista de incrementos en los refuerzos de red de transmisión, en incrementos de líneas de transmisión. No solamente refuerzos puntuales de subestaciones sino también nuevas líneas que estén diseñadas y pensadas en un escenario de crecimiento del sector energético a partir de los proyectos de energías renovables y específicamente los eólicos. Es una cuestión de planificación y de diseño del sector teniendo en cuenta que el crecimiento de la generación va a venir fundamentalmente de la mano de generación renovable. Eso es la transición energética, es preparar el sistema para un modelo que no tiene vuelta atrás porque la tecnología que hoy por hoy está dominando desde el punto de vista de incrementos de capacidad en todo el mundo es la tecnología renovable. Necesariamente lleva un acompañamiento de un refuerzo de líneas porque el sistema está obsoleto, no se ha invertido en transmisión desde hace muchos años y es necesario una modernización del sistema eléctrico. Argentina destaca como un país de recursos excelentes en ese sentido, especialmente los eólicos, con lo cual pues eso es lo que está esperando poder ver esas señales que den la certidumbre a los inversores. La seguridad jurídica en el retorno de las inversiones es otro capítulo enormemente relevante, desde la perspectiva de lo que es la reglamentación de los flujos económicos de estos proyectos, pero también desde la perspectiva de la protección de las inversiones, sobre todo internacionales que se van a producir. Hay una tarea desde el punto de vista de volver a reforzar la protección de esas inversiones para generar el marco de confianza que va más allá de lo que es la normalización o el saneamiento general de las cuentas públicas, a lo que sería ya el aseguramiento de estos flujos dentro de lo que es el sector eléctrico. Es muy importante que los inversores vean que las inversiones están protegidas y que los flujos económicos de los proyectos son coherentes y son flujos que van a permitir asegurar el retorno de las inversiones en el muy largo plazo.
–-Participó de la última reunión de ministros de la Organización Latinoamericana de Energía, que impulsa una agenda de integración eléctrica regional. ¿Cómo estás viendo esa agenda?
–Lo estoy viendo con mucho optimismo y está fundamentado en un hecho muy concreto y específico que es el desarrollo de las energías renovables. La región tiene claro que tiene que crecer en generación y en transmisión. Tampoco hay duda de que las inversiones en generación tienen que venir fundamentalmente de la mano de las energías renovables, siendo estas hoy por hoy fundamentalmente las eólicas y la fotovoltaica, no tanto la hidráulica por las señales de emergencia que empiezan a detectarse en la región desde el punto de vista de fenómenos meteorológicos como El Niño. Están proyectando dramáticamente la sequía en países como Brasil, Colombia, en América Central. En Ecuador tienen cortes diarios de doce horas al día. México también con cortes. Y ahí es donde llega la integración regional. Lo que ya están viendo las autoridades energéticas es que las interconexiones regionales permiten asegurar el suministro eléctrico ante estas circunstancias y estos eventos climatológicos que están afectando a la seguridad energética. Uno de los beneficios asociados a la integración regional es precisamente la gestión mucho más flexible de los sistemas eléctricos para admitir más generación de origen variable. Esta tiene unas particularidades desde el punto de vista de lo que es mantener los sistemas eléctricos en los grados de seguridad que los operadores de sistemas exigen, y de alguna forma impone unas limitaciones técnicas hoy por hoy derivadas de la realidad actual de los sistemas eléctricos diseñados para tecnologías del pasado. Entonces el juego de las interconexiones regionales es enormemente positivo porque permite una gestión más flexible de los sistemas eléctricos sin tener que aplicar inmediatamente inversiones en transporte o en transmisión una vez que ya esa integración regional se produce, porque los sistemas eléctricos se pueden aliviar desde el punto de vista de esas puntas de generación renovable que en momentos determinados hacen que los sistemas tengan la necesidad de verter la producción para mantenerse en niveles técnicos de seguridad. Esto es un planteamiento de planificación energética que está empezando a calar de manera importante en los países. Es decir, que la seguridad energética y la cooperación interregional está encima de la mesa con mucha fuerza.
–El Congreso brasileño está por aprobar un proyecto de ley para impulsar la energía eólica offshore. ¿Cómo evalúas esa iniciativa?
–Es algo fundamental. ¿Qué es lo que esperan los empresarios en Argentina? La señal política de la que hablamos. ¿Qué es lo que esperan los empresarios en Brasil? También una señal política, de que el país va a emprender la ruta de la eólica marina, que eso sí que es un impulsor de empleo y de inversiones extraordinario. No solamente en el sector energético, sino que va a desarrollar inversiones en el sector naval, en el portuario, en el de la manufactura, en servicios, en muchos ámbitos industriales y empresariales que están alineados dentro de lo que es la cadena de suministro de la eólica marina. Entonces el proyecto de ley de Brasil de eólica marina es muy esperado por la industria. Una vez que se apruebe va a detonar un proceso de complementar esa ley, que no deja de ser un marco normativo que establece un mandato de desarrollo aguas abajo, para que se puedan matricular las inversiones. Lo que vamos a ver una vez que se apruebe es una actividad importante en desarrollar la regulación secundaria que va a permitir el desarrollo de los proyectos. Es decir, el desarrollo de los proyectos requiere de regulación secundaria porque hace falta establecer cuáles son los mecanismos de autorización de la asignación de las áreas eólicas marinas. Las autoridades competentes tienen toda una función que hacer para validar esas áreas como aptas para habilitarlas para el desarrollo de esta tecnología, teniendo en cuenta otro tipo de actividades económicas que pueda haber en estas áreas. Todo eso tiene que formar parte de un proceso normativo consensuado con los agentes. Seguramente veremos primeras licitaciones de áreas eólicas marinas para empezar a desarrollar sus proyectos y obviamente no veremos los proyectos realizados hasta que no se puedan desarrollar administrativamente hasta el punto de ya tengan autorizaciones de construcción y se empiece a ver una realidad material en los puertos y en los astilleros y demás, preparándose para lo que sería ya la construcción de los proyectos asignados.
–La Asociación Eólica Mundial remarcó que en el mundo se sumaron 116.000 megavatios eólicos nuevos el año pasado, lo cual es un nuevo récord anual de instalación eólica. Sin embargo, el año pasado también se vio que muchos fabricantes de turbinas y desarrolladores de proyectos registraron pérdidas económicas, especialmente en Europa. ¿Qué ocurre en la industria eólica?
–La cifra refleja la tendencia de crecimiento que comentaba antes, es una cifra que proviene de los análisis que hace la Agencia Internacional de Energía, donde la foto que proyecta es que en el año 2023 en el mundo la adición de capacidad eléctrica que se ha producido a lo largo del año, el 87% ha sido eólica y solar fotovoltaica. Si vas a mirar años anteriores, desde hace cinco años más del 50% de las adiciones de capacidad eléctrica anuales en el planeta son eólicas y solares fotovoltaicas ¿Por qué se explica esta tendencia? Porque estas tecnologías lo que tienen es fundamentalmente que son las más eficientes. Ahí es donde entramos ya en la regulación de los mercados. Los mercados eléctricos en Europa y en muchas partes del mundo están diseñados de tal manera que las tecnologías que ofrecen a precio cero, que son las tecnologías renovables, entran en un proceso de canibalización de precios. De tal manera que esa eficiencia llega a ser ultra eficiencia, consiguen bajar de tal manera los precios de la electricidad en los mercados hasta hacerlos insuficientes para financiar los retornos de las inversiones. Esto lo estamos viendo en Chile, aquí en América Latina y, desde luego, en Europa. Entonces se establecen mecanismos correctores en los mercados eléctricos para que ese efecto perverso de canibalización de precios no se produzca, o esto va a tener un efecto grave en la cadena de suministro eólica. Se necesitan mecanismos de contratación eléctrica que permitan asegurar esos precios en el largo plazo, que es como se está desarrollando en algunos mercados. Es decir, un generador contrata toda o la gran mayoría de la generación de su planta con un consumidor en un contrato de quince años, a un precio fijo indexado a los incrementos que pueda tener el IPC o el índice de corrección fijado por las partes según el mercado. Así se asegura una parte muy importante de la inversión. Pero cuando no se puede hacer esto porque los mercados no lo permiten o las circunstancias ya son tan complejas desde el punto de vista de encontrar esos grandes consumidores que te permiten esa contratación entonces se esta expuesto al mercado, a los precios spot. Cuanto más expuesto al precio spot, mayor es la exposición a este riesgo de canibalización. Paradójicamente, cuanto más energía se genera, más se inyecta al mercado a precio cero y más se baja el precio medio del mercado. Es un defecto que se produce como consecuencia de un desajuste en los mercados eléctricos no preparados para estos contingentes grandes de generación eléctrica de origen variable.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Climate Group organizaron un nuevo desayuno informativo en la Ciudad de Buenos Aires sobre la actualización del mercado eléctrico argentino y perspectivas para las energías renovables, exclusivo para las empresas miembro del programa RE100, del cual CADER es socio implementador local.
El programa RE100 es un movimiento de liderazgo global que acelera el cambio hacia redes eléctricas con cero emisiones de carbono a nivel mundial para 2040, donde más de 500 empresas influyentes del mundo se comprometen a obtener el 100% de su consumo eléctrico global de fuentes renovables, impulsando el cambio global y creando la señal de demanda de energía verde.
Miembros de la Comisión Directiva de CADER expusieron sobre el contexto actual para la transición energética, cambios normativos en el país que se dieron desde la asunción del nuevo gobierno a mediados de diciembre de 2023, sus efectos para el sector y qué esperar para el futuro.
“Es muy importante trabajar de forma conjunta con las empresas para identificar cuáles son las barreras que necesitan sortear para lograr el objetivo de ser 100% renovables en 2040. Observamos que en algunos casos son cuestiones normativas, en otros casos técnicas y en otras falta de conocimiento de las opciones que podrían tomar”, aseguró Martín Dapelo, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER.
“Allí es donde el rol de CADER es fundamental para poder trabajar sobre esas barreras y plantear soluciones a las autoridades, tanto nacionales como provinciales. Lo que no debe suceder es que haya empresas con mandatos corporativos de lograr el 100% de uso de electricidad renovable y que no se puedan materializar esas inversiones por cuestiones burocráticas”, agregó.
Del encuentro presencial realizado en las oficinas de CADER participaron empresas de renombre como Banco BBVA, Cervecería y Maltería Quilmes, Claro, General Motors, KPMG, Nestlé, Novo Nordisk, PWC, Schneider Electric, Unilever y Zurich Seguros.
Asimismo, de las 500 empresas que forman parte del programa RE100 a nivel global, 76 tienen presencia en Argentina, con las cuales CADER se mantiene en constante diálogo y estará trabajando conjuntamente para ayudarlas a cumplir sus objetivos, impulsar la acción climática, acelerar la transición energética y lograr políticas que permitan sortear las barreras para que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.
El Programa RE100 se encuentra trabajando para sumar a las empresas de mayor demanda energética del país, para que puedan nutrirse de las experiencias de las corporaciones globales y ayudarlas a acelerar sus objetivos de descarbonización.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que la Compañía se integrará como socia, con una participación del 15 %, en Southern Energy, creada por Pan American Energy (PAE) y Golar LNG para el proyecto de producción de GNL con vistas a su exportación.
Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, destacó Marín.
El Directivo reveló además la decisión de YPF de encarar otro proyecto de producción de GNL para exportar, mediante dos barcos procesadores propios cuya ingeniería de diseño ha sido encargada por la Compañía. Su instalación en puerto para comenzar a producir se proyecta para 2027.
Al respecto, Marín hizo hincapié en que la idea es que en este proyecto también participen otras productoras, replicando así el criterio que se sigue en Southern Energy. La realización de estos proyectos permitiría contar con gas para procesar GNL durante todo el año.
Su realización abre interrogantes acerca de la construcción de la gran planta procesadora de GNL en continente que YPF venía diseñando con Petronas, incluso ante el eventual reemplazo de la Compañía malaya (por su retiro del proyecto) por otra u otras de las grandes operadoras internacionales del mercado internacional del GNL.
Acerca del proyecto ya activado por PAE-Golar, la semana pasada se conoció también la asociación de Pampa Energía, que tendrá una participación del 20 % en Southern Energy.y se compromete a suministrar el 22,2 % de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina. También se integrarán al proyecto otras productoras de gas on shore y off shore. Una de ellas es la británica Harbour Energy, que en setiembre se quedó con los activos en gas y petróleo de Wintershall Dea.
El proyecto liderado por Pan American Energy implica la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías (Río Negro) y permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural licuado.
El desarrollo del proyecto implica una inversión de U$S 2.900 millones en los próximos 10 años, y se prevé que alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil.
El gas a procesar para su conversión a GNL provendrá de Vaca Muerta, y también de Tierra del Fuego (Cuenca Marina Austral). El buque tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.
Con mucho entusiamo, y durante un diálogo con el periodismo, Marín reveló que continuará la tarea de “abrir mercados para el GNL argentino”, y en tal sentido encarará el 1 de enero un viaje de tres semanas para tomar contacto con empresas de países asiáticos ( China, Japón, Arabia Saudíta entre ellos). En los últimos meses Marín también viajó con el mismo objetivo a países de Europa.
“El año próximo será muy intenso en lo comercial, y también en lo que respecta a conseguir el financiamiento de nuestros proyectos”, enfatizó.
Oleoducto Vaca Muerta Sur
Marín consideró además “muy posible” que en la próxima semana YPF pueda anunciar oficialmente la firma con otras empresas productoras de petróleo en la cuenca neuquina del acuerdo de asociación para activar, en enero próximo, la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur.
YPF diseñó el proyecto VMOS y creó una firma específica con ésa denominación. Invitó a asociarse a otras productoras en V.M. y así se integraron Vista, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Chevron y Shell. Este proyecto resultó el primero del rubro presentado al gobierno en calificar para el RIGI.
La construcción y tendido del ducto, en sus dos tramos, las estaciones de bombeo del crudo, los tanques de almacenaje, y del puerto de salida con dos monoboyas para cargar barcos de gran porte, demanda una inversión de 2.700 millones de dólares.
El primer tramo del VMOS parte de Loma Campana (NQN) hasta Allen, son 130 kilómetros de extensión para empalmar con el ducto de Oldelval con destino a Puerto Rosales (Bahía Blanca). tiene un costo de 200 millones de dólares y la obra ya presenta un grado de avance del 50 por ciento.
El Tramo 2 implica construir y tender el oleoducto desde Allen hasta la localidad rionegrina costera de Punta Colorada (440 kilómetros de extensión ), donde se construirán la planta de tanques de almacenaje de crudo y el puerto de embarque. La inversión se calculó en U$S 2.500 millones.
En este proyecto ya se avanzó con las licitaciones para la provisión de los caños, y para la construcción y tendido del ducto. En los próximos días se oficializarán los nombres de las empresas adjudicatarias. El grupo Techint y Sacde serán protagonistas principales de las obras.
Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, y la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunciaron la firma de un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a empresas mineras del noroeste argentino.
Los estudios evaluarán la viabilidad técnica, económica y ambiental del proyecto, que tiene como objetivo interconectar los proyectos mineros del sector de la Puna Argentina al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), garantizando un suministro confiable de energía renovable mediante acuerdos privados.
Con una inversión total estimada de US$ 600 millones; la iniciativa de Central Puerto contempla la construcción de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora Puna. El proyecto prevé una capacidad potencial de hasta 400 MW ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.
La nueva infraestructura no solo beneficiará a la industria minera, sino que también permitirá abastecer a comunidades cercanas a las zonas de influencia de la instalación de esta nueva línea de transmisión, que actualmente se encuentran aisladas.
“La minería en el noroeste argentino es un sector estratégico para el crecimiento económico de nuestro país. Ante un mercado internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética, este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y económicas”, destacó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto.
“En IFC buscamos acelerar la transición energética global y el sector privado en Argentina tiene el potencial de ser un líder en la industria. El trabajo colaborativo con Central Puerto se suma a estos esfuerzos priorizando energías renovables y apoyando a la industria minera sostenible con la infraestructura necesaria para también alcanzar su máximo potencial”, agregó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe.
Continuando con el legado de previas colaboraciones entre Central Puerto y el IFC en el financiamiento de proyectos bajo el esquema de licitaciones del RenovAR y MATER, esta iniciativa brindará a las empresas mineras acceso a un suministro constante de energía renovable. Además, estará respaldada por una infraestructura de interconexión con el SADI, lo que permitirá facilitar futuros contratos PPA de largo plazo entre la oferta y la demanda.
El consorcio integrado por las empresas Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará, de no mediar sorpresas de último momento, la construcción de los dos tramos del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) que licitó YPF para elevar el nivel de exportaciones de petróleo desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico. La compulsa lanzada por la petrolera que preside Horacio Marín contempla también la instalación de dos estaciones de bombeo en Río Negro, por las que compiten AESA, una subsidiaria de YPF, y OPS, una constructora de Neuquén propiedad del empresario neuquino Carlos Pérez, titular del Grupo Global, según indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.
YPF aún no comunicó oficialmente cómo se revolverá la licitación, que se lanzó en agosto. El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, señaló hoy en un seminario organizado por la Asociación Latinoamericana de Constructores de Ductos (IPLOCA, por sus siglas en inglés) que la decisión final se informará recién la semana que viene.
El pliego licitatorio estableció que la construcción del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada, en las costas de Río Negro, se desagregara en dos renglones: un tramo de unos 120 kilómetros desde Allen hasta la localidad de Chelforó y uno de mayor extensión desde Chelforó hasta Punta Colorada por otros 320 Km. En total, el proyecto prevé el tendido de 437 kilómetros de ductos que comenzarán a construirse en los primeros meses de 2025, con miras de empezar a operar entre julio y septiembre de 2026.
Marín es el principal impulsor del Vaca Muerta Sur, el nuevo oleoducto de exportación de crudo desde Neuquén.
Recta final
Si bien se especuló con la posibilidad de que YPF adjudicase cada tramo a un oferente distinto —para el primero se recibieron ofertas de Contreras Hermanos, BTU y Victor Contreras, entre otras, mientras que en el segundo YPF también recibió una propuesta de la constructora norteamericana Pumpco—, finalmente la petrolera bajo control estatal se inclinará para otorgar la construcción de todo el oleoducto a la UTE Techint-Sacde.
«El proceso licitatorio se resolvió por precio. Es decir, en todos los casos adjudicaremos a los oferentes más competitivos», explicó una fuente cercana a YPF.
La construcción de las estaciones de bombeo —una en Allen y otra en Chelforó— y de una playa de tanques se resolvería entre OPS, que presentó una oferta competitiva para adjudicarse la instalación de la estación de cabecera en Allen (que incluye también una playa de tanques), y AESA, una de las compañías subsidiarias de YPF, que podría quedarse con ejecución de la estación de bombeo en Chelforó. Pecom fue otra de las empresas que presentó una propuesta técnico-económica por las dos plantas, al igual que BTU, el consorcio Techint-Sacde.
En rigor, la UTE entre Techint y Sacde fue la única que presentó una oferta integral para construir todo el proyecto VMOS en su conjunto. Fuentes privadas consultadas por este medio indicaron que algunas petroleras que son socias de YPF en el proyecto se inclinaban por avanzar con un paquete llave en mano a favor del consorcio, pero finalmente la petrolera que conduce Marín optó por diversificar riesgos de construcción y particionar la obra a dos oferentes distintos.
En el camino
De esta forma, la puja por quedarse con alguno de los renglones de la licitación volvió a dejar en el camino a Pumpco, subsidiaria del del grupo Mastec, la principal constructora de oleoductos de Estados Unidos y propiedad de los hermanos Jorge y José Mas, dueños del Inter de Miami, el club de la MLS donde juega Lionel Messi.
Pumco participó de las licitaciones realizadas por Enarsa para construir el Gasoducto Néstor Kirchner (recientemente rebautizado como Perito Moreno) y revertir el gasoducto Norte, pero en ambos procesos —al igual que en este de YPF— no resultó ganador. En Florida, donde Mastec tiene sus oficinas centrales, existía especial interés en el proceso de construcción del VMOS. Incluso, un hombre de mucha confianza del presidente electo Donald Trump le manifestó a Javier Milei en su última visita a Estados Unidos hace dos semanas —cuando viajó para celebrar el triunfo del líder republicano en los comicios presidenciales— sobre el interés de la constructora norteamericana para competir en las licitaciones que se realicen en la Argentina para construir proyectos de infraestructura energética vinculados a Vaca Muerta.
«Hubiésemos preferido que la licitación del VMOS no se dilatara tanto. YPF pidió la semana pasada una mejora en los instrumentos de caución y garantía de oferta. Estamos esperando los resultados oficiales», manifestó el gerente de una constructora que participa del proceso.
La licitación del VMOS contempla además la compulsa de otras dos estaciones de bombeo que permitirán incrementar los volúmenes de crudo a evacuar, una playa de tanques, la terminal onshore y la instalación de dos monoboyas para conectar con buques VLCC.
Previamente, YPF había adjudicado la provisión de los caños a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint y uno de los principales proveedores de tubos para la industria de Oil & Gas a nivel global, mediante la firma de un contrato por un total US$ 180 millones. Tenaris se impuso en la licitación de la que también participó un fabricante de tubos de la India. Javier Martínez Álvarez, director de Tenaris para el Cono Sur, indicó este miércoles en el congreso de IPLOCA que la compañía ya está fabricando un primer lote por el 25% de la tubería que demandará el VMOS.
Nueva sociedad
YPF aceleró la construcción del segundo tramo del oleoducto VMOS tras asociarse con Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Shell y Chevron. La sociedad contempla una inversión de a US$ 2.552 millones.
Si bien en cuanto a la obra se esperaba un definición desde YPF para noviembre, los plazos se demoraron tras la creación de esta nueva sociedad -denominada VMOS- que tiene a algunos de las principales operadoras como participantes, ya que esto implicó que el proceso de licitación deba ser evaluado por cada uno de los jugadores.
Por otro lado, el primer tramo de 130 kilómetros que va desde Loma Campana hasta Allen comenzó a construirse en mayo pasado y se espera que esté finalizado en enero de 2025.
El VMOS, además, adhirió al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversores (RIGI), convirtiéndose así en el primer proyecto de la industria hidrocarburífera que califica dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones creado con la Ley Bases.
Pluspetrol, una de las empresas productoras de hidrocarburos de la Argentina, que a su vez opera el mayor desarrollo de gas en Perú, Camisea, está a punto de cerrar la adquisición de dos parques de generación eólica en Uruguay, según adelantaron fuentes del mercado a EconoJournal. Se trata de los proyectos Cerro Grande y Peralta I y II, que son operados por el fondo DIF Infrastructure (controlado por DIF Capital Partners) y en total suman una potencia de 170 megawatt (MW).
El parque eólico Cerro Grande tiene una capacidad instalada de 50 MW.
La operación, que podría acordarse en las próximas horas por una cifra superior a los US$ 100 millones, marcará el desembarco de Pluspetrol en el negocio de energías renovables. La compañía viene de protagonizar en noviembre la mayor transacción de activos concretadas en Vaca Muerta mediante la adquisición de seis bloques que estaban en poder de ExxonMobil por una suma cercana a los 1700 millones de dólares. Esa adquisición la posiciona como uno de los jugadores con mayor acreaje en la ventana de shale oil de la formación no convencional de la cuenca Neuquina.
La compra de los dos parques eólicos en Uruguay, que en conjunto suman unos 70 aerogeneradores instalados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, se explica por el programa de transición energética de Pluspetrol que apunta a avanzar con proyectos de diversificación de fuentes de generación y de descarbonización.
La firma francesa Total superó a YPF como principal operadora de gas en el país, impulsada por el proyecto offshore Fénix y su crecimiento en Vaca Muerta. TotalEnergies se posicionó como la principal operadora de gas en Argentina gracias a un salto del 18,3% en su producción en octubre, impulsado por el inicio del proyecto offshore Fénix y el incremento de actividad en Vaca Muerta. Por su parte, YPF registró una caída del 5,4%, lo que la relegó al segundo puesto en términos operativos, aunque sigue liderando el mercado según el criterio de propiedad. El proyecto Fénix, situado a 60 […]
Lo anticipó el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, en un almuerzo del Club del Petróleo; su respuesta frente a la industria a las denuncias sobre el cambio climático y qué pasará con la Ley de Glaciares. Federico Sturzenegger acababa de terminar su disertación frente a los petroleros. Se acercó entonces Fernando Fernández, el CEO de Netzsch y uno de los sponsors del encuentro del Club del Petróleo que se realizó en el Hotel Libertador, y dijo que quería hacerle un presente. Sacó de una caja un filo brilloso, pero recordó entonces la tradición de que los cuchillos no se regalan […]
El banco de inversión estadounidense destaca que la economía del país se viene recuperando en forma sostenida. La economía argentina dejó atrás la recesión, según un informe del banco de inversión estadounidense JPMorgan. El gigante financiero destacó, además, que su escenario base para Argentina contempla un período sostenido de crecimiento. Según JPMorgan, dicho crecimiento “no debería sorprender”, dado el bajo nivel que mostró la actividad real hacia el segundo trimestre (similar al de 2010,) y al aumento del ahorro nacional en aproximadamente un 5% del PIB, gracias al ajuste fiscal implementado este año. El informe refleja que la actividad real […]
El gobierno nacional reinstaló nuevamente el debate sobre la privatización de Enarsa, dueña de represas claves y del gasoducto Perito Moreno. La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que Enarsa vuelve a estar en la lista de empresas a privatizar. La medida podría tener un impacto profundo en el sector energético. La empresa maneja represas claves en Neuquén y Río Negro. También es dueña del gasoducto renombrado como Perito Moreno, antes llamado Néstor Kirchner. Tettamanti vinculó la privatización con la Ley Bases. «Primero hay que desprenderse de los negocios», explicó en un evento reciente. Enarsa, creada hace 20 años, es […]
La petrolera de bandera empezó a implementar el modelo de producción de la automotriz nipona para reducir hasta un 30% los plazos de perforación en el yacimiento neuquino, involucrando también a proveedores como socios estratégicos. YPF avanza en una estrategia conjunta con Toyota para optimizar el proceso de construcción de pozos en Vaca Muerta, con el objetivo de reducir los tiempos entre un 15% y un 30%. Según comunicó la petrolera de bandera, el plan, denominado “Toyota Well”, busca replicar el modelo de trabajo industrializado de la automotriz japonesa, aplicado a través del Toyota Production System (TPS), conocido por su […]
Los recursos convencionales aún no logran frenar el declino pero la llegada de nuevos jugadores a las áreas maduras alienta a pensar en un 2025 diferente. El no convencional vuelve a comprobar mes a mes la productividad de sus operaciones que se sostiene, con saltos siempre por encima de los dos dígitos en términos interanuales, lo que permite traccionar el desempeño de toda la industria, a pesar de las limitaciones aún existentes en la capacidad de transporte. Es que mientras la producción de Vaca Muerta volvió a romper en octubre su marca en el segmento del crudo al alcanzar los […]
Se trata del proyecto de uranio y vanadio «Ivana», ubicado en la provincia de Río Negro. Corporación América, liderada por Eduardo Eurnekian, anunció su ingreso al sector de la minería de uranio mediante un acuerdo de earn-in con Blue Sky Uranium Corp y su filial argentina Minera Cielo Azul S.A. Este convenio permitirá a la empresa adquirir el proyecto de uranio y vanadio «Ivana», ubicado en la provincia de Río Negro. Los recursos obtenidos se destinarán a estudios de factibilidad, construcción y desarrollo del proyecto. Este anuncio representa un paso muy importante dentro de una estrategia más amplia que busca […]
En octubre, el área estrella del shale neuquino alcanzó una producción de 88.229 barriles diarios y puso fin a largos años de liderazgo. La fuerte inversión de YPF fue clave. Loma Campana, una de las 47 concesiones otorgadas en la formación shale de Vaca Muerta, logró un hito significativo al convertirse en el mayor bloque productor de petróleo del país. Este proyecto, operado por YPF en asociación al 50% con Chevron, ahora lidera la producción nacional de crudo, consolidando la relevancia de esta formación en la matriz energética argentina. Según los datos más recientes de la Secretaría de Energía de […]
El Gobierno dará inicio la próxima semana a la primera tanda de exámenes de idoneidad para los empleados públicos que finalizan sus contratos a fin de año. El Gobierno ya tiene todo listo para tomar la próxima semana la primera tanda de exámenes de idoneidad a alrededor de 40 mil empleados públicos que finalizan sus contratos temporales a fin de año. Aquellos que no lo aprueben no podrán continuar eventualmente en el cargo, tal como lo adelantó el Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado a cargo de Federico Sturzenegger. La prueba forma parte del Sistema de Evaluación Pública (SEP) […]
Se hicieron un total de 1504 etapas de fracturas, contra las 1226 punciones de octubre, en un contexto donde Neuquén alcanzó en el último mes su récord histórico de producción de crudo, con 447.460 barriles diarios. Luego de tres meses de caída de la actividad, el fracking volvió a mostrar signos de recuperación en Vaca Muerta. De acuerdo con los datos de la Fundación Contactos Energéticos, que dirige Luciano Fucello, Country manager de NCS Multistage, en el mes de noviembre se hicieron un total de 1504 etapas de fracturas con un salto de casi el 23% respecto del registro anterior, […]
Grupo Desa y Edelap inauguraron su sede central en el histórico edificio ahora denominado “Eduardo Wilde”, de calle 5 y Diagonal 80. Con la reapertura de su bellísima planta baja, totalmente restaurada, Desa rescata un ámbito de memoria patrimonial que refleja la excepcionalidad de la capital provincial a 142 años de su fundación.
En el encuentro que contó con la presencia del intendente Julio Alak; el director del Grupo DESA, Marcelo Diez; y Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia, se presentó la exposición “La Plata, capital de la luz” –de próxima apertura al público– que testimonia el nacimiento y desarrollo de una ciudad vanguardista, erigida en 1882 en la llanura de la pampa desierta, hija de la modernidad, pionera en contar con alumbrado eléctrico en Latinoamérica.
La muestra, que fue realizada bajo curaduría de Teresa Anchorena y Fabio Grementieri con la estrecha colaboración de expertos platenses, despliega un recorrido visual, documental y cartográfico que incluye maquetas diseñadas en 3D –reproducciones a escala de los edificios del eje fundacional– articulando así monumentalidad, dimensión y perspectiva.
Anchorena destacó que la muestra “cuenta la historia de La Plata como ciudad de innovación, de invención, de vanguardia, que es lo que marcó desde su creación y sigue vigente”.
El edificio lleva el nombre del doctor Wilde en homenaje al médico, periodista, escritor e intelectual de la Generación del 80, ministro del Interior de la Nación, eminente higienista –destacado por su papel en la lucha contra la fiebre amarilla– que influyó como tal en la concepción innovadora de La Plata, participó de la colocación de su piedra fundamental y siguió de cerca su desarrollo.
La intervención del patio interno del salón central mediante un mural realizado por el artista Pablo Tricarico, del taller de Escenografía del Teatro Colón, completa y realza la puesta en valor de esta construcción de 1927 y del conjunto del actual espacio cultural destinado a consolidarse como Centro de Interpretación de la Ciudad, abierto a la comunidad.
Por otra parte, Edelap también prepara la próxima inauguración de un edificio exclusivo de atención en calle 13 entre 32 y 33 adecuado a una mayor cercanía al usuario, así como la posibilidad de dar respuestas personalizadas en el marco de un ámbito moderno, amplio, funcional, accesible y bien conectado.
Desa es la tercera compañía de distribución eléctrica en Argentina con la concesión de las principales empresas distribuidoras de electricidad de la provincia de Buenos Aires (EDEA, EDELAP, EDEN y EDES), y de la provincia de Salta (EDESA), región en la que además opera ESED empresa mediante la que brinda energía solar renovable a poblaciones dispersas de la puna salteña.
La apertura de la sede central confirma la decisión del grupo empresario de trasladar las oficinas del holding al histórico edificio de diagonal 80 de La Plata.
El equipo de Desa, conformado por 3.300 personas opera, mantiene y expande las 24 horas los 365 días del año un servicio que alcanza a más de 5,7 millones de habitantes de 400 localidades del país, distribuyendo anualmente 13.177 GWh de energía eléctrica a través más de 67.000 km de redes.
La ministra de Energía y Ambiente de la provincia de Mendoza, Jimena Latorre, fue una de las figuras invitadas a exponer en el Energy Day, el encuentro anual que organiza el reconocido portal EconoJournal y que reúne a líderes de la industria energética para trazar una agenda conjunta en uno de los segmentos de la economía que tendrá mayor demanda y mayor crecimiento.
Latorre estuvo en el panel de agenda energética de las provincias junto a Sergio Mansur, secretario de Energía de Córdoba, y Alejandro Monteiro, secretario de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi), donde expusieron sobre la agenda energética de las provincias.
La ministra destacó el trabajo que ha llevado adelante la provincia para revertir la declinación de la curva descendente en la inversión en hidrocarburos convencionales y no convencionales. Resaltó también el posicionamiento que Mendoza ha logrado tener en el mapa mundial de la minería. Esto, gracias a un arduo trabajo que implicó desde la creación de Malargüe Distrito Minero Occidental hasta la actualización del Código de Procedimiento Minero y el trabajo en sinergia con sectores académicos y expertos en ambiente.
Latorre puso en valor el trabajo que se realiza en la provincia para impulsar el desarrollo de crudo convencional y no convencional, mientras se trabaja en planes a largo plazo para la transición energética.
“La transición de lo convencional a lo no convencional exige eficiencia y reducción de costos. Hoy, el desafío está en bajar los costos de extracción, que rondan los 45-50 dólares por barril, para hacerlos más competitivos. En Mendoza estamos trabajando junto al sector privado y ajustando la estructura de costos, mientras el sector público genera incentivos, como la reducción de presión impositiva, para promover la inversión y maximizar la producción”, señaló Latorre.
En relación con los avances recientes en el Plan Andes de YPF, subrayó la aprobación de sesión del Clúster Llancanelo.
Además, recordó que la Provincia adjudicó cinco concesiones (dos de explotación y tres de exploración) y que sigue apostando por licitaciones continuas para ampliar el hallazgo de reservas tanto en el segmento convencional como en el no convencional.
Latorre subrayó la importancia de Vaca Muerta, particularmente de 30% de la formación que se encuentra en territorio mendocino, y recalcó la necesidad de trabajar en “sinergia” con otras provincias, ya que “las formaciones no conocen de límites jurisdiccionales”.
“En Mendoz estamos avanzando en un modelo que combina eficiencia, innovación y colaboración público-privada, asegurando que nuestras áreas maduras sigan aportando valor mientras desarrollamos plenamente el potencial de Vaca Muerta”, concluyó.
Mendoza, en el centro de la minería sostenible
Sobre el camino recorrido por Mendoza para tener una perspectiva a futuro en exploraciones mineras con licencia social, la ministra recalcó que se ha hecho una labor de muchos años, que incluye el estudio, demarcación y declaraciones de impacto ambiental de Malargüe Distrito Minero Occidental, avances en una legislación que moderniza, agiliza y transparenta la actividad y acciones para atraer inversores bajo la normativa.
“Desde 2019 hemos aprendido mucho sobre la importancia de construir certezas, tanto para generar confianza en los inversores como para obtener la licencia social necesaria. Nuestra estrategia actual se basa en explorar, ya que, estadísticamente, de cada 100 proyectos explorados, solo uno alcanza la etapa de producción. Por eso hemos diseñado un polígono de 18.000 kilómetros cuadrados con vocación minera histórica y construido una sólida línea de base ambiental en conjunto con la academia y el sector privado”, explicó Latorre.
De hecho, recordó que la apertura de Mercado en la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) se realizó por primera vez desde Mendoza, en el marco de la Cumbre de Minería Sostenible que recibió en la provincia a los actores más destacados de la industria durante el 27, 28 y 29 de noviembre pasados.
“Nuestro objetivo es atraer fondos para desarrollar una minería moderna, sostenible y legítima ante la ciudadanía”, enfatizó.
La ministra destacó que Mendoza cuenta con 34 declaraciones de impacto ambiental aprobadas por la Legislatura para iniciar tareas de exploración en Malargüe, y que en las etapas de producción ya se exploran tecnologías modernas que no requieren químicos restringidos por la legislación provincial.
Además, recalcó que el cobre tendrá cada vez mayor demanda mundial y que Argentina no cuenta con yacimientos cupríferos en producción, por lo que es central crear licencia social y seguridad jurídica.
Finalmente, la ministra enfatizó que la minería en Mendoza debe responder al lema “¡Minería sí! ¿Minería cómo?”, y subrayó que la prioridad es crear condiciones sólidas para la exploración, manteniendo siempre la licencia social y el cuidado ambiental como pilares esenciales.
Con la inscripción cerrada, la audiencia pública por el proyecto de GNL en el Golfo San Matías reunirá a autoridades, especialistas y 220 personas inscriptas que expondrán sus puntos de vista. El encuentro será este miércoles 4 de diciembre en San Antonio Este.
La audiencia pública tratará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) en el Golfo San Matías. Según lo programado, comenzará a las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, con acreditaciones habilitadas desde las 7,30.
La audiencia pública se desarrollará en bloques temáticos que incluirán una bienvenida protocolar, exposiciones técnicas del proyecto a cargo de Southern Energy S.A. y su consultora Serman & Asociados S.A., además de presentaciones de expertos, representantes sectoriales, entre otros.
El evento se dividirá en bloques, iniciando con una exposición de las autoridades locales y provinciales. Luego vendrá la presentación formal del proyecto por parte de representantes de Southern Energy S.A. y la consultora ambiental, quienes describirán los aspectos técnicos y ambientales en una hora de exposición.
Entre los expertos y universidades que tomarán la palabra estará Prefectura Naval Argentina, INVAP, UNRN y el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG). Además, hablarán funcionarios y legisladores provinciales.
El bloque final estará dedicado a los 220 oradores registrados, quienes tendrán hasta cinco minutos cada uno para presentar sus perspectivas.
Importancia de la audiencia pública
Esta instancia es clave para garantizar la participación ciudadana en la evaluación del proyecto, que busca transformar la región en un polo energético de exportación. Si bien las opiniones recabadas tienen carácter consultivo y no vinculante, serán incorporadas al análisis final del Estudio de Impacto Ambiental por parte de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén presentó a la Legislatura provincial un proyecto de ley que propone la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), establecido por la Ley Nacional 27.742. Este régimen, aprobado en julio de este año, tiene como objetivo atraer inversiones significativas tanto nacionales como extranjeras, promoviendo el desarrollo económico y la generación de empleo.
El proyecto, remitido con carácter prioritario, destaca que la adhesión al RIGI brindará beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para proyectos de gran envergadura. En la exposición de motivos, se subrayó que esta medida es estratégica para posicionar a Neuquén como un destino atractivo para las inversiones y un actor clave en el desarrollo energético nacional. Además, el texto enfatiza la necesidad de implementar este régimen de manera transparente, con un enfoque participativo y en armonía con la protección del medio ambiente.
Un contexto nacional que marca el rumbo
La propuesta provincial se presenta en un momento de cambios significativos en la política energética nacional. El pasado mes, el Gobierno Nacional reglamentó, a través del Decreto 1057/2024, disposiciones clave de la Ley de Hidrocarburos. Entre otros puntos, esta norma otorga mayor libertad para exportar hidrocarburos, estableciendo que solo se restringirá el comercio exterior en situaciones excepcionales para garantizar el abastecimiento interno. Esta medida ha sido señalada como un avance para mejorar la competitividad del sector, aunque no han faltado voces críticas que cuestionan su verdadero impacto a largo plazo.
El papel de Neuquén en el escenario energético
Hasta el momento, seis proyectos han sido postulados bajo el RIGI a nivel nacional, representando una inversión estimada de 7.800 millones de dólares, de los cuales el 70% está vinculado a desarrollos en la formación Vaca Muerta.
Oleoducto Vaca Muerta Sur: Impulsado por YPF en colaboración con otras seis petroleras, este proyecto prevé una inversión de más de 2.500 millones de dólares. Su objetivo es triplicar la capacidad de transporte de petróleo en los próximos cuatro años, permitiendo que Argentina exporte hasta un millón de barriles diarios de crudo a partir de 2028.
Ampliación del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner: Presentado por Transportadora Gas del Sur (TGS), este proyecto busca incrementar la capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia la zona del Litoral argentino. Con una inversión estimada de 500 millones de dólares, la iniciativa incluye la ampliación del gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires), así como la construcción de cuatro plantas compresoras.
Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL): Liderado por Pan American Energy (PAE) en asociación con Golar LNG y Pampa Energía, este proyecto contempla la instalación de un buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. La inversión proyectada es de aproximadamente 2.900 millones de dólares, con el objetivo de exportar gas natural licuado proveniente de Vaca Muerta a partir de 2027.
Sin embargo, queda por ver si este nuevo marco será suficiente para sortear los desafíos estructurales que enfrenta la provincia, como la necesidad de mayor infraestructura, mejoras en la competitividad y una gestión ambiental equilibrada.
1.000 millones de dólares para infraestructura
En el marco de la jornada Supplier Day realizada en agosto, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, destacó la necesidad de destinar al menos 1.000 millones de dólares para mejorar la infraestructura vinculada a la actividad petrolera en Vaca Muerta.
Según Etcheverry, esta cifra representa apenas el 1% de los 100.000 millones de dólares que las operadoras proyectan invertir en la formación durante la próxima década, y sería suficiente para potenciar obras clave como el “Circuito Petroca”, el anillo eléctrico y la red azul, esenciales para la provisión de agua utilizada en la fractura de pozos shale.
Durante el evento, que reunió a referentes del sector en Buenos Aires, el ministro subrayó la importancia de optimizar la competitividad e integrar de manera inteligente a los actores de la cadena de valor energética para acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta.
Situación actual del cepo cambiario en Argentina y su impacto en el RIGI
En los últimos meses, Argentina ha experimentado cambios significativos en su política cambiaria. El gobierno del presidente Javier Milei ha implementado medidas para flexibilizar el cepo cambiario, con el objetivo de estabilizar la economía y atraer inversiones. Estas acciones incluyen la reducción de la brecha cambiaria y la acumulación de reservas internacionales.
Según un artículo de Reuters, el mercado financiero argentino ha mostrado señales positivas, con una desaceleración de la inflación y un aumento en las reservas del Banco Central. El índice S&P Merval subió un 0,7% tras un incremento del 22,15% en noviembre, y el riesgo país argentino bajó a 749 puntos básicos. Estas mejoras reflejan una mayor confianza de los inversores en la economía argentina.
Sin embargo, a pesar de estos avances, el levantamiento completo del cepo cambiario aún enfrenta desafíos. El gobierno ha pospuesto esta medida, indicando que ocurrirá en una “tercera etapa” de su plan económico, después de la reducción del déficit fiscal y la disminución de la emisión de dinero por parte del Banco Central.
En este contexto, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como una herramienta clave para atraer inversiones significativas al país. El RIGI ofrece beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, además de estabilidad normativa y protección contra abusos del Estado, con el fin de fomentar grandes inversiones nacionales y extranjeras a largo plazo.
La implementación efectiva del RIGI depende en gran medida de la situación cambiaria del país. La existencia de restricciones cambiarias puede limitar la capacidad de los inversores para repatriar utilidades y acceder a divisas, lo que podría desincentivar la inversión. Por lo tanto, la flexibilización del cepo cambiario es fundamental para el éxito del RIGI, ya que proporciona un entorno más previsible y atractivo para las inversiones.
El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, anunció que próximamente se publicará una nueva normativa para habilitar el autodespacho de combustible en todo el país. Según afirmó, el decreto que regulará este sistema ya está redactado y en proceso de publicación.
Durante un encuentro con empresarios del Club del Petróleo, Sturzenegger declaró: “El decreto está escrito y está en proceso para el autoabastecimiento”. Este cambio permitirá que los usuarios puedan cargar nafta y gasoil de manera autoservicio, similar a la modalidad ya utilizada en otros países.
Actualmente, esta práctica se encuentra implementada en Rosario, específicamente en las estaciones de servicio YPF, y se espera que con la nueva normativa se extienda a nivel nacional. La medida busca modernizar el sistema de despacho y facilitar el acceso al servicio, brindando más opciones a los conductores argentinos.
El Gobierno aprobó el nuevo cuadro tarifario de transición de gas natural, que entró en vigencia durante la madrugada del 4 de diciembre y consiste en un aumento de 3% en las tarifas de adquisición, transporte y distribución, con el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles”.
La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicadas este miércoles en el Boletín Oficial con la firma de su interventor, Carlos Casares.
Las normas incluyen a varias empresas: Transportadora de Gas del Norte S.A., Transportadora de Gas del Sur S.A., Refinera del Norte S.A., Gasoducto Nor Andino Argentina S.A., Energía Argentina S.A., ENEL Generación Chile S.A. Sucursal Argentina, Gasoducto Gas Andes Argentina S.A., Gas Link S.A., Transportadora de Gas del Mercosur S.A., Naturgy NOA S.A., Naturgy BAN S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Litoral Gas S.A., Metrogas S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., Gas NEA S.A. y Redengas S.A.
Además, las resoluciones indicaron que el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) deberá ser determinado por Enargas, de acuerdo a la fórmula determinada en el artículo 5° de la resolución 41/2024.
En los textos, el Gobierno sostiene que el aumento era necesario para “evitar un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”, y remarcó la vigencia hasta el 9 de julio de 2025 del estado de emergencia en el que se encuentra en sector energético nacional.
A raíz de esto, la Secretaría de Energía solicitó a los organismos estatales que pongan en marcha “las acciones necesarias e indispensables” para que los costos estén en condiciones de competir en el mercado, a la vez que debía de garantizarse la distribución de los servicios a los prestadores y a los usuarios de todas las categorías.
El Gobierno oficializó los nuevos aumentos de gas: cómo quedan las tarifas en el AMBA
Los usuarios de Metrogas sufrirán diferentes incrementos según la categoría, aunque el cargo por consumo por metro cúbico m3 valdrá $192,67 para todas las categorías y regiones.
Para la subzona categorizada como R3, se estableció que el precio fijo sea de $14.249,63 (1°), $18.692,21 (2°), $25.528,44 (3°), y $60.781,07 (4°) en CABA y de $13.426,27 (1°), $15.942,82 (2°), $19.731,46 (3°), y $33.030,83 (4°) en la provincia.
El cargo fijo por mes para la categoría R1 pasará a ser de $2.544,09 en la Ciudad de Buenos Aires y de $2.938,02 en la provincia de Buenos Aires.
En el caso de los R2 se definieron los siguientes costos para la Capital Federal: $7.542,56 (1°), $9.149,45 (2°), y $11.566,52 (3°), mientras que para el conurbano serán: $6.824,67 (1°), $8.369,47 (2°), y $10.368,69 (3°).
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió este martes en Buenos Aires con las principales empresas productoras de hidrocarburos con el objetivo de acelerar la agenda de infraestructura que la provincia tenía prevista para habilitar el desarrollo de Vaca Muerta en materia de rutas y redes de electricidad.
El encuentro se concretó en las oficinas de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) sobre la avenida Córdoba en pleno centro porteño. Contó con la presencia de representantes de las principales empresas que operan en Vaca Muerta como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Vista, Pluspetrol y Pampa, entre otros. Del lado del gobierno de Neuquén, Medele se presentó como el principal interlocutor, acompañado por Alejandro Monteiro, su antecesor en el cargo y ahora asesor del gobernador Rolando Figueroa en materia de energía.
La reunión le permitió a los funcionarios retomar el diálogo con las operadoras para poder encaminar la discusión que hasta el momento tuvo pocos avances. Tal como adelantóEconoJournal la semana pasada, tras 9 meses sin novedades, las empresas nucleadas en la CEPH confirmaron que en los próximos días contratarán a una consultora para elaborar un master plan con las obras que la industria necesita y que incluye rutas y redes de electricidad, junto con el diseño de un esquema de financiamiento para el período 2025-2030.
Frente a la demora en lograr concretar un instrumento de financiamiento, el tándem que conforman Medele y Monteiro se presentaron ante la industria con la intención de acelerar los plazos y poder contar para inicios de 2025 con los fondos para ejecutar el plan que había sido blanqueado en mayo de este año en la Mesa Sectorial Vaca Muerta y que proponía a las empresas un trabajo colaborativo para concretar las obras.
Allegados a la gobernación dejaron entrever que el esquema de recaudación que analizan implementar podría obligar a las operadoras a aportar un valor fijo en dólares por cada barril de petróleo o barril equivalente de petróleo (BOE) que se extrae de la Cuenca Neuquina y direccionar esos fondos a la construcción de rutas u otro tipo de obras.
Allegados a la gobernación provincial indicaron a este medio que el esquema podría ser convalidado a través de una Ley provincial en la Legislatura neuquina. Según fuentes privadas al tanto de la iniciativa, el monto que podrían aportar las petroleras para fondear un fideicomiso para obras de infraestructura oscilaría entre los 50 centados y 1 dólar por barril producido.
De esta forma, el Gobierno neuquino sortearía una de las trabas que se habían planteado para avanzar con el plan de obras, que era que ese instrumento sea proporcional al peso específico de cada operadora y a la capacidad de cada una.
El otro obstáculo, que aún no fue encaminado, es el de definir de qué manera se administrará este instrumento público-privado, de forma tal que se asegure la transparencia en la gestión de los fondos que recaude el fideicomiso.
Desde la industria, a su vez, plantearon como posibilidad avanzar con un sistema de peajes que permita el recobro de los costos de las rutas y asegure su mantenimiento con el paso del tiempo. En este sentido, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, había confirmado en septiembre que a fines de este año estaría en funcionamiento la primera prueba piloto de peaje sobre la Ruta 7, cerca del dique compensador de El Chañar, aunque finalmente no se hará en conjunto con la provincia de Río Negro.
Fuentes cercanas al gobierno de la provincia rionegrina indicaron a EconoJournal que no veían posible la instrumentación de un peaje debido a los altos costos del sistema propuesto.
Plan maestro
Según pudo saber este medio, la CEPH, había recibido propuestas de tres consultoras diferentes para el armado de un esquema que buscaría priorizar una lista de obras que tendrían un impacto directo en mejorar los costos de la industria.
Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, durante el Energy Day realizado el lunes en Buenos Aires.
El lunes durante el evento Energy Day que organiza EconoJournal, el presidente E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, aseguró que “a través de la CEPH se ha centralizado la voluntad de todas las compañías para trabajar en un plan maestro de obras de carreteras y ver cómo se trabaja de manera colaborativa en función de las prioridades y necesidades que tenga la provincia y también la industria”.
En este sentido, comentó que -debido a la falta de pavimento- actualmente un camión que viaja con arena desde Entre Ríos debe ir hacia Neuquén capital para luego ir hacia Rincón de los Sauces, lo cual implica que deba sumar 200 kilómetros más a cada recorrido.
Por otro lado, Ferreiro agregó que “hay cosas para hacer en el upgrade y crecimiento de los sistemas de transmision eléctrica para que en el futuro Vaca Muerta esté interconectada eléctricamente y podamos tener la migración a taladros y sets eléctricos, para una mayor confiabilidad el sistema y mejor utilización del gas asociado, que será un recurso abundante”.
La banca en México se encuentra preparada para participar activamente en el financiamiento de nuevos proyectos de generación eléctrica, según Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors.
Este interés resurge a partir del Estrategia Nacional del Sector Eléctrico anunciado por el Gobierno, que plantea un escenario favorable, pero con aún desafíos. “Hay un interés claro por financiar proyectos”, señala Carranza.
Según estimaciones del propio gobierno, durante este sexenio se permitiría al sector privado adicionar entre 6,400 MW y 9,550 MW de capacidad renovable. Esta meta al 2030, combinada con una planeación sólida, representa una oportunidad única para impulsar la generación eléctrica limpia.
“En verdad, hay un apetito significativo por financiar nuevos proyectos de generación que complementen los planes gubernamentales”, indica Carranza. Sin embargo, enfatiza que el éxito dependerá de garantizar un entorno regulatorio claro tanto para inversionistas nacionales como internacionales.
El consultor resalta que el modelo de Project Finance se perfila como la alternativa más atractiva para financiar estas iniciativas. Explica que la banca mexicana está bien capitalizada y percibe grandes oportunidades en el sector. “Hay capital suficiente y la banca muestra disposición para financiar proyectos, especialmente aquellos que permiten garantizar la disponibilidad de energía”, afirma.
Además, menciona el interés del Gobierno por facilitar la participación privada mediante proyectos de menor escala. “La posibilidad de desarrollar y ejecutar proyectos de hasta 20 MW sin necesidad de permisos representa una oportunidad significativa para inversionistas y bancos”, detalla. Este enfoque, combinado con un crecimiento sostenido de la demanda eléctrica, podría detonar inversiones relevantes en generación eléctrica.
Entre los principales retos, destaca la definición del reparto de mercado entre la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y los privados, así como la operación del Mercado Eléctrico Mayorista. “Es fundamental entender cómo se materializará la prevalencia de la CFE con el 54% de la generación, dejando el 46% al sector privado”, agrega. Asimismo, Carranza identifica incertidumbres legales que preocupan a inversionistas y entidades financieras, entre ellas, la reforma judicial propuesta.
Certeza en el horizonte: reglamentación y nuevas leyes
Aunque las perspectivas son positivas, Carranza destaca que los próximos pasos dependen de la reglamentación de los cambios constitucionales. “La presidenta ya anunció que la presentación de las propuestas para reglamentar estos cambios se realizará en febrero, durante el nuevo periodo de sesiones del Congreso. Esto será crucial para analizar las particularidades del mercado eléctrico”, puntualiza.
El especialista subraya que estas modificaciones implicarán cambios significativos en el marco legal del sector energético. “En la reforma de 2013, se crearon 21 leyes nuevas y 25 reglamentos en torno a los cambios constitucionales. Ahora podríamos esperar algo similar”, explica. Estas actualizaciones definirán la relación entre los planes del Gobierno y la participación del sector privado.
Retos en transmisión eléctrica
El interés financiero actual se centra en proyectos de generación y Carranza observa un desafío en atraer financiamiento para la transmisión. “Las instituciones financieras no están tan cómodas financiando contratos de obra pública, que esta administración está utilizando para modernizar las redes eléctricas”, aclara.
Este enfoque limitado podría dificultar la integración de nuevos proyectos de generación, esenciales para el cumplimiento de metas de transición energética. En ese sentido, Carranza considera crucial destrabar el financiamiento en transmisión eléctrica además del financiamiento para generación.
El megaproyecto de cobreLos Azules, ubicado en la provincia de San Juan, recibió la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EDI). “Es un hito clave en el camino hacia la viabilidad, la construcción y operación futura”, señaló la empresa canadiense McEwen Copper, que lleva adelante el desarrollo cuprífero. La minera agregó que “la aprobación garantiza la viabilidad ambiental del proyecto y establece una base sólida para un desarrollo responsable”. El proyecto genera interés en instituciones de desarrollo de Europa.
Los Azules es uno de los cinco proyectos de cobre más importantes de la Argentina y fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence en 2022. Demandará una inversión total de US$ 2.500 millones y prevé una producción de 180.000 toneladas de cobre por año.
Además de la canadiense McEwen con casi el 47% de la participación accionaria, en el megadesarrollo de cobre participan la automotriz Stellantis con 18,3% y el gigante minero Río Tinto con 17,2%, entre otros.
Visto bueno
La aprobación ambiental que se conoció este martes la realizó el Ministerio de Minas de San Juan. El estudio fue compilado por la empresa internacional de ingeniería y consultoría Knight Piesold y fue apoyado por 22 expertos de la provincia, el Ministerio de Minería y 14 instituciones públicas y privadas que compusieron el Comité de Evaluación, que revisó en total más de 3.000 páginas que constituyeron la presentación de McEwen.
Los Azules está a pocos kilómetros de la frontera con Chile y tiene una vida útil de 30 años. Con la aprobación ambiental superada, ahora le queda avanzar con la etapa de factibilidad, que terminará en el primer semestre del año que viene.
También en 2025 está previsto hacer la ingeniería. Luego de avanzar en estas etapas, en 2026 las compañías McEwen, Stellantis y Río Tinto estiman comenzar la construcción, que tendrá su fase masiva en 2027 y 2028. El objetivo es alcanzar la primera producción de placas de cobre industrializado en la Argentina a partir de 2029.
“El proyecto está diseñado para operar con energía eléctrica renovable y lograr la neutralidad de carbono para 2038. Su diseño de proceso innovador asegura una de las huellas hídricas más bajas en el sector minero, alineándose con las mejores prácticas internacionales; Los Azules apunta a la excelencia en la gestión ambiental”, informó la empresa canadiense en un comunicado.
Robert McEwen, CEO y fundador de McEwen Mining, afirmó: «Nuestro compromiso con las prácticas mineras modernas, sustentables y regenerativas en Los Azules se refleja en nuestra evaluación económica preliminar y evaluación de impacto ambiental y continuamos este trabajo a través de nuestro próximo estudio de factibilidad definitivo. Agradecemos a las 14 instituciones por su trabajo, cuyos esfuerzos ayudaron a obtener este permiso ambiental clave».
Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper y gerente general de Los Azules, agregó: «Este hito impulsa al proyecto hacia adelante y destaca su potencial transformador para la provincia y la industria minera de la Argentina. A medida que avanzamos, la sustentabilidad y la participación de la comunidad seguirán siendo el centro del desarrollo de nuestro proyecto».
Autoridades del Ministerio de Energía de Chile dijeron presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone, que congregó a más de 500 líderes del sector energético público y privado en la ciudad de Santiago.
Fernanda Riveros, jefa de la División Jurídica del Ministerio de Energía, integró el segundo panel de la jornada N°2 de FES Chile y reveló los principales puntos regulatorios que abordará el gobierno entre lo que resta del 2024 y el próximo año.
La reglamentación de la recientemente aprobada Ley de Transición Energética, que posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad, será foco central de la gestión en 2025 y la funcionaria anticipó que la trabajarán lo antes posible.
“Esperamos tener noticias antes de fin de año respecto a las consultas públicas de las resoluciones reglamentarias de la CNE. La idea es que una vez se publique la ley, se haga un pronto aviso de las consultas públicas a disposición de los interesados para hacer observaciones”, aseguró.
“Dentro de los mecanismos que abarca la ley, hay dos instrumentos prioritarios: la revisión del valor de inversión adjudicado y las licitaciones de obras de ampliación necesarias y urgentes (abstraídas en el fondo del proceso de planificación anual de la transmisión) que requieren el desarrollo reglamentario a través de las resoluciones”, añadió.
Además, la ley en cuestión devuelve las licitaciones de obras de ampliación del sistemas de transporte eléctrico a sus propietarios y se posiciona como un pilar “fundamental” de la agenda del segundo tiempo para la transición energética del gobierno, dado que llega para solucionar algunas problemáticas del sector, principalmente para las licitaciones que quedaron desiertas y obras abandonadas.
Incluso, algunos proyectos de transmisión comenzarán a ser pagados también por las centrales generadoras que las utilicen y necesiten para despachar su energía producida.
Por otro lado, la jefa de la División Jurídica del Ministerio de Energía indicó que el Ejecutivo trabaja en la modificación del Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional (Decreto Supremo N°125), el cual esperan ingresar pronto a tramitación en Contraloría General de la República.
“También hacemos lo propio con la modificación del reglamento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (DS N°88) y de generación distribuida para autoconsumo / Net-Billing (DS N°57), vinculados con la ley de almacenamiento y están calendarizados a ingresar en Contraloría durante el primer semestre del 2025”, subrayó frente a un auditorio lleno en FES Southern Cone.
Asimismo, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, se comprometió a presentar la reforma de distribución en Chile antes de marzo de 2025, a partir de la próxima legislatura a fin de lograr un cambio estructural que responda a las demandas tecnológicas y ambientales del sistema eléctrico tras más de cuatro décadas con la misma normativa.
Para avanzar en esta transformación, el ministro prometió abrir una “ventana de oportunidad” por parte del Poder Ejecutivo para dejar la iniciativa en el Congreso y brindar una garantía a la ciudadanía sobre los avances y cambios que se impulsarán en la materia; aunque Riveros reconoció que será un trabajo “a largo plazo”.
S-5!, fabricante líder de soluciones de fijación para techos metálicos, llevó a cabo un nuevo webinar junto al medio de noticias internacional Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.
Jesús Jara, Ingeniero de Proyectos y Aplicaciones para Latinoamérica de S-5!, fue el speaker principal de este encuentro en el que compartió los fundamentos técnicos y las pruebas a las cuales someten a sus productos para alcanzar los máximos estándares de calidad.
“Muchas veces en el mercado nos encontramos con la pregunta ¿Cuántos km/h resiste tu producto? Cuando realmente la pregunta debería ser ¿Cuál es la presión permisible que tienen tus productos?”, introdujo el especialista.
Para dar respuesta a ese interrogante, Jara se refirió a los factores que influyen en las presiones y resistencias, y brindó ejemplos prácticos desde cómo influye la geometría del edificio hasta cómo el tamaño del módulo puede repercutir en la resiliencia y en la economía de los proyectos.
«Es muy importante tener en cuenta que la velocidad del viento es la causa y la presión es el efecto», sostuvo el ingeniero, mientras indicó que este último será el que determine todos los esfuerzos en los paneles y estructuras.
Adentrándose a cuestiones técnicas compartió los cálculos específicos que se pueden realizar para diseñar el proyecto contemplando no sólo velocidad, sino también constantes como topografía, dirección del viento, elevación de sistema, edificios alrededor, entre otros.
Según reveló Jara, aquella información valiosa puede ser complementada con reportes específicos que puede realizar S-5! para nuevos techos solares en zonas de huracanes; a partir del cual, los proyectistas podrán tomar las mejores decisiones en sus diseños para la incorporación de abrazaderas, soportes, tornillos, entre otros componentes para fijación.
En tal sentido, S-5! desarrolló un “Catálogo Solar” a medida de las necesidades de instalaciones fotovoltaicas en techos metálicos. Entre su oferta para el mercado, este fabricante dispone de soluciones de sujeción sin rieles específicas para módulos, conocidas como PVKIT®; y, cuenta con anclajes específicos para diversidad de techos metálicos, tales como techos engargolados o de fijación expuesta, que son más comunes en la región del Caribe.
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. Dicha obra abastecerá de energía limpia al Polo de Desarrollo Energético, que incluye además el Parque de Actividades Económicas, y la Estación Transformadora de Energía de 132/33/13,2 Kv, al norte de la Provincia.
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.
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. 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.
La oferta recibida pertenece a la UT Mariana Solar – FCS Energía – Power China Argentina, y será evaluada por la Comisión de Preadjudicación, creada para tal fin en los días sucesivos. La licitación, impulsada por el Gobierno de La Pampa, PAMPetrol SAPEM y la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-COMEX), generó amplió interés, dada la venta de pliegos, para las empresas del sector.
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 En este sentido, María Roveda destacó a la Agencia Provincial de Noticias que : “PAMPetrol es un actor clave en la ejecución de la política energética pampeana, que impulsa la diversificación de la matriz provincial de manera planificada, con soluciones de abastecimiento al sistema, apostando al desarrollo productivo y a la radicación de más industrias, como ejes para transformar la Provincia, asumiendo medidas para combatir el cambio climático, en un contexto nacional disímil”.
La obra proyecta a mediano plazo, completar 50 MW de potencia renovable, a lo largo de las 100 hectáreas dispuestas en General Pico para tal fin, a través de iniciativas de inversión público-privadas. En esa línea, según analizó Matías Toso “la obra viene a promover proyectos de desarrollo productivo futuros, en zonas donde hay potencial de recursos naturales, de desarrollo industrial y agroindustrial.
«Es una invitación novedosa al sector privado, con reglas claras, no solamente para que venga a construir y aportar la tecnología sino también a que se asocie con la empresa del Gobierno provincial para juntos ir transitando esta senda de la transición energética. Hay un Gobierno que está pensando en el futuro, en resolver los problemas de hoy, en buscar precios de la energía más baratos, más bajos, más accesibles y más competitivos», agregó.
El antecedente directo de esta licitación, es el Parque Solar Fotovoltaico Antü Mamüll, instalado en Victorica, constituido como un hito en materia de soberanía energética, en el marco de la política pública que lleva adelante el gobernador Sergio Ziliotto. Hoy, La Pampa continúa dando pasos concretos en la decisión política asumida de ser una Provincia que genera su propia energía y que abre las puertas a inversiones innovadoras, con un Estado que acompaña el desarrollo local, resguarda y potencia los recursos pampeanos, en beneficio de toda la comunidad
En el contexto del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, llevado a cabo en octubre pasado, y que reunió a más de 500 líderes del sector energético, LONGi consolidó su liderazgo en la región al presentar sus últimos desarrollos tecnológicos. José Danilo Pacavita Ávila, Technical Manager Utility de la empresa, destacó durante su intervención: «Estamos trayendo nueva tecnología y ayudando a los clientes desde el diseño de proyectos hasta el desarrollo de software, ofreciendo más allá del producto, un acompañamiento técnico integral».
El módulo Hi-MO 9, lanzado en junio, representa un avance significativo en la tecnología fotovoltaica. Con una eficiencia del 24,5% y una potencia de 665 vatios pico, este módulo utiliza tecnología Back Contact (BC), la cual anteriormente estaba reservada para aplicaciones aeroespaciales debido a su alto costo. Pacavita enfatizó:«Esta tecnología, originada en los proyectos espaciales de la NASA, ahora está al alcance del mercado utility gracias a nuestra capacidad de reducir costos de producción».
Por su parte, el módulo Hi-MO X10 está diseñado para el mercado de generación distribuida y alcanza una eficiencia del 25,4%, posicionándose como líder en el sector. Pacavita señaló: «Somos la única marca que ofrece esta tecnología en términos comerciales competitivos, mostrando que LONGi es pionero en innovación tecnológica».
Ambos productos ya están disponibles en Latinoamérica, destacando su capacidad para satisfacer las demandas de eficiencia y competitividad de la región.
El contexto colombiano: desafíos y oportunidades
Colombia, con un objetivo de alcanzar los 6 GW de capacidad instalada en energías renovables, se enfrenta a desafíos regulatorios y de permisos que dificultan el avance del sector. Actualmente, el país ha logrado instalar 1,5 GW. Al respecto, Pacavita comentó: «De parte del gobierno se necesita más apoyo al mercado renovable.»
A pesar de estos obstáculos, LONGi ya ha implementado proyectos en el país utilizando su módulo Hi-MO 7, basado en tecnología Topcon, que sigue siendo una opción competitiva en precio. Sin embargo, la empresa está enfocada en posicionar tecnologías más avanzadas como el back contact en la región.
Además de sus módulos, LONGi ofrece servicios que complementan la implementación de proyectos fotovoltaicos. Durante el evento, Pacavita presentó el software Sinan Pioneer, una herramienta que permite diseñar plantas solares de manera eficiente y en tiempo récord. Según explicó: «Con este software, en tan solo 15 minutos, nuestros clientes pueden obtener un diseño general de un proyecto, incluyendo cálculos detallados como potencia pico y bill of quantity».
Adicionalmente, LONGi proporciona soporte técnico en sitio, capacitando a los equipos de instalación y asegurando que los módulos sean implementados bajo las mejores condiciones. «Esto garantiza que la instalación esté al 100% para entrar en operación comercial y permite a los clientes contar con respaldo total durante el commissioning del proyecto,» detalló Pacavita.
Compromiso global con la innovación
A nivel global, LONGi sigue rompiendo barreras en eficiencia. Recientemente, la compañía alcanzó un récord mundial del 34,6% en eficiencia de celdas solares en tándem de perovskita-silicio, certificado por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos (NREL). Este avance refleja su liderazgo en innovación tecnológica y su compromiso con la sostenibilidad.
Además, el lanzamiento del módulo Hi-MO X10 en Dubái, diseñado para climas extremos, reafirma su capacidad de adaptación a las necesidades específicas de cada región. Este módulo, con soluciones para mitigar el sombreado y reducir la temperatura en puntos calientes, se perfila como una herramienta clave en mercados emergentes.
En un esfuerzo por consolidar un mercado energético competitivo, el Gobierno argentino reglamentó el capítulo energético de la Ley Bases, destacando principios orientados hacia la libertad de mercado y la competencia, especialmente en el sector de los hidrocarburos. Esta medida busca alinear los precios internos con los valores internacionales, proporcionando certidumbre a inversores. Sin embargo, el sector de las energías renovables aún carece de señales claras sobre próximos pasos o incentivos.
Uno de los avances más significativos de esta reglamentación se centra en el Artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, que regula la comercialización de hidrocarburos y sus derivados. «Es fundamental reducir la intervención estatal y facilitar condiciones para que los actores privados lideren el sector», destacan desde el Gobierno. Este enfoque ha permitido implementar medidas clave, como la garantía de libre comercio exterior y la seguridad jurídica en las exportaciones, particularmente para productos como el gas natural licuado (GNL).
Además, se introdujo un marco regulatorio para actividades de transporte, almacenamiento y procesamiento de hidrocarburos, aspectos que previamente no contaban con reglas claras. Con ello, se busca maximizar inversiones en recursos estratégicos como Vaca Muerta, posicionando a Argentina como un referente global en producción de hidrocarburos.
Pese a los esfuerzos orientados hacia los hidrocarburos, el panorama para las energías renovables presenta una situación diferente. Argentina, en enero de este año, registró más de 5.800 MW de capacidad instalada en energías limpias, cifra que representó un crecimiento notable respecto a años anteriores. Este incremento reafirma el potencial del país en recursos como la energía eólica y solar, según datos reportados en enero de 2023.
Además, el interés en proyectos de energías renovables sigue en aumento. Durante el último llamado del Mercado a Término (MATER) en octubre, más de 30 proyectos compitieron para obtener contratos de suministro energético, demostrando un dinamismo considerable en este segmento. Sin embargo, los desarrolladores esperan políticas más decididas para consolidar su expansión.
Expertos señalan que el desarrollo de las renovables podría posicionar al país como un actor clave en la transición energética global. Pero hasta el momento, no se han anunciado nuevas licitaciones ni iniciativas para integrar más proyectos renovables al sistema energético nacional, dejando en incertidumbre a un sector que podría complementar los avances en hidrocarburos.
La oportunidad de un sistema energético diversificado
Con la reglamentación reciente, el Gobierno subraya que su rol será el de facilitador en lugar de obstáculo, priorizando un entorno de reglas claras que promueva la inversión. No obstante, los especialistas alertan sobre la necesidad de incluir a las energías limpias como un componente esencial del futuro energético argentino. «La transición hacia fuentes renovables no solo es una tendencia global, sino una oportunidad para diversificar la matriz energética del país», remarcan desde el sector privado.
En conclusión, mientras los hidrocarburos reciben un fuerte impulso regulatorio, las energías renovables aún esperan señales claras para avanzar. Con un mercado internacional que apuesta cada vez más por la transición energética, las decisiones estratégicas de hoy definirán el rol de Argentina en la agenda global de energía sostenible.
Recientemente, el proyecto fotovoltaico (PV) complementario de DAS Solar en Hainan ha superado la rigurosa inspección in situ de TÜV Rheinland, destacando en las pruebas de apariencia y fisuras inducidas por electroluminiscencia (EL).
Este proyecto, que utiliza los sistemas de montaje flexible de la empresa, enfrentó el supertifón Yagi de nivel 17 y demostró su extraordinaria fiabilidad en condiciones meteorológicas extremas, asegurando la estabilidad y rentabilidad a largo plazo del proyecto.
A medida que los proyectos solares evolucionan, las aplicaciones «PV+» están ganando popularidad. Esta tendencia ha llevado a configuraciones de proyectos más diversificadas, aumentando la complejidad en la selección de sistemas de montaje. El sistema de montaje flexible de cuarta generación de DAS Solar se destaca por su elevada distancia al suelo, gran amplitud y seguridad superior, posicionándolo como líder en la competencia de mercados diferenciados.
Este sistema ha demostrado su eficacia en diversos escenarios, incluyendo aplicaciones en acuicultura, agricultura, silvicultura y control de desiertos.
El proyecto fotovoltaico complementario de 70 MW es el primero en Hainan que adopta un sistema de montaje flexible para una configuración híbrida de pesca y energía solar. DAS Solar no solo proporcionó el sistema de montaje, sino que también ofreció servicios integrales de diseño, construcción e instalación. El sistema ya ha demostrado su resistencia al soportar múltiples condiciones meteorológicas extremas, incluido el supertifón Yagi en septiembre de 2024. Su desempeño en entornos adversos evidencia su durabilidad y sólidas características de seguridad.
El sistema de montaje flexible de DAS Solar cuenta con una estructura de red de cables espaciales. Utiliza tensión preestablecida en dirección este-oeste para controlar la deformación de la mitad del vano, mientras que la dirección norte-sur emplea un sistema de cables estable para reforzar la estructura. Este diseño único mejora la rigidez torsional y proporciona amortiguación efectiva, mitigando el impacto de las vibraciones inducidas por el viento en los módulos.
Además, el sistema ha superado rigurosas pruebas en túneles de viento realizadas por la Universidad de Aeronáutica y Astronáutica de Nanjing, demostrando estabilidad excepcional bajo velocidades de viento de hasta 46 m/s, equivalente a un tifón de nivel 14.
El sistema de montaje flexible está diseñado para manejar una variedad de cargas externas, incluyendo el peso de los módulos, carga de viento, carga de nieve y variaciones de temperatura, siendo la carga de viento el factor más significativo. El sistema de DAS Solar incorpora un diseño de bloqueo mecánico para evitar el aflojamiento de pernos causado por vibraciones inducidas por el viento, protegiendo contra posibles microfisuras.
Con un diseño pre-tensado y optimización estructural, el sistema controla la deformación fuera del plano, reduciendo así el riesgo de daño a los módulos. A diferencia de los montajes rígidos tradicionales, el sistema flexible de DAS Solar utiliza deformación elástica para absorber y amortiguar las cargas externas, garantizando una seguridad superior en condiciones climáticas extremas. Este diseño es fundamental para prevenir grietas en los módulos y mejorar su vida útil y eficiencia de generación de energía.
De cara al futuro, DAS Solar sigue comprometido con reforzar su ventaja competitiva al enfocarse en las demandas del mercado. A través del diseño innovador de productos y la fabricación de alta calidad, la empresa continuará proporcionando soluciones «PV+» para diversos sectores, facilitando el crecimiento económico sostenible y contribuyendo al objetivo global compartido de neutralidad de carbono.
En un contexto crítico con respecto a la disponibilidad suficiente del sistema eléctrico para satisfacer la previsible mayor demanda del iniminente verano, tal como lo reconoció el gobierno, se activan medidas en generación, transporte y distribución procurando limitar los riesgos en el suministro.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”, una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40 % más que el promedio anual.
El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30 % :
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8 %. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80 % más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5 % y un 10 % de la factura eléctrica.
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados. Evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa. Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda.
Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones.
Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos.
Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible, destacó la entidad.
Acerca de ADEERA
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
