El gobierno de Mendoza adjudicó a la petrolera Aconcagua Energía el área Payún Oeste, ubicada en Malargüe, por un plazo de 25 años. El gobernador Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, formalizaron la concesión en un acto realizado en la Casa de Gobierno.
La concesión conlleva un compromiso de inversión de ocho millones de dólares durante los primeros 10 años por parte de la compañía, de los cuales siete millones se invertirán en los primeros cinco años. Esto incluye trabajos de reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, perforación de un nuevo pozo, instalaciones de superficie y saneamiento de pasivos, según precisaron.
El gobernador Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el director ejecutivo de Aconcagua Energía, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso.
Impacto
Estas actividades permitirán poner en marcha la producción en un área que lleva 10 años de inactividad y generará un impacto positivo en la producción diaria de la provincia.
De igual manera, contribuirán a la certificación de nuevas reservas de hidrocarburos y a la expansión del horizonte exploratorio en formaciones geológicas clave, fortaleciendo el desarrollo del sector hidrocarburífero.
En el acto estuvieron presentes el director ejecutivo de Aconcagua, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso, y el gerente corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de la empresa, Juan Crespo. Además, participaron el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Cornejo expresó: “Hoy Aconcagua Energía ha comprometido su inversión en el área Payún Oeste tras ganar la licitación de esta concesión. Esto dinamizará la economía local mediante la generación de empleo y la producción incremental, lo que derivará en regalías adicionales y mayores reinversiones para la provincia. Este desarrollo reafirma el compromiso de Mendoza con un modelo de gestión eficiente y sostenible en el sector hidrocarburífero”.
El mandatario provincial destacó que “fuera de lo que exige el decreto que otorga la concesión, la empresa se ha comprometido a colaborar con el desrisqueo de la porción de Vaca Muerta que se encuentra en esta área, ayudando a la provincia a seguir explorando el potencial del no convencional”.
Trabucco manifestó: “Venimos erogando entre 50 y 60 millones de dólares por año en la provincia. Hoy venimos a comprometer esta importante inversión en Payún Oeste, pero también asumimos el compromiso técnico de empezar a ver cómo podemos colaborar con el desrisqueo de la parte de Vaca Muerta mendocina”.
En esa línea, el ejecutivo de Aconcagua Energía señaló que “el convencional de Mendoza es importante, pero el no convencional es el vector de desarrollo más importante y nosotros estamos dispuesto a acompañar ese proceso que necesita la provincia, buscando ser actores principales”.
Expansión
Con esa nueva área, la petrolera sumó unnuevo bloque a las cuatro áreas que ya opera en la provincia: Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur. Además, lainversión de 8 ocho millones de dólares para Payún Oeste se suma a los más de US$ 130 millones comprometidos en las áreas de oil and gas y a los US$ 135 millones de dólares comprometidos en energía renovable.
Future Energy Summit (FES) regresa a Santiago para su tercera edición los días 27 y 28 de noviembre, consolidándose como el evento clave de energías renovables en Hispanoamérica.
En el Hotel Intercontinental Santiago y con la participación de más de 500 asistentes, este encuentro reunirá a los actores más influyentes del sector energético latinoamericano y global, desde representantes del ámbito público hasta líderes gremiales y empresariales.
Con espacios exclusivos de networking, FES Chile se posiciona como una plataforma ideal para promover acuerdos y alianzas estratégicas que acelerarán la transición energética en la región.
Entre los participantes destacados de esta edición están líderes gremiales de peso en el mercado chileno y latinoamericano, como Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de ACERA; Bárbara Barbieris, Presidenta de ACESOL; Rosa Riquelme, Directora Ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad; y Pía Suárez, Presidenta de la Asociación de Mujeres en Energía. Sus intervenciones se centrarán en analizar los avances y desafíos que enfrenta la industria, abordando temas clave como la reforma a la distribución, la ley de cuotas, y el estado de las soluciones de generación distribuida en Chile, con el objetivo común de hacer posible una matriz eléctrica 100% renovable.
Ana Lía Rojas de ACERA profundizará en la relevancia de los proyectos de ley en el Congreso chileno, considerando las necesidades de la industria para alcanzar una matriz eléctrica completamente renovable. Además, compartirá los planes y objetivos del sector para consolidar la participación de las energías limpias en el mercado del Cono Sur, posicionando a Chile como un referente en la transición hacia fuentes de energía sostenibles.
Desde ACESOL, Bárbara Barbieris expondrá las prioridades en las que trabaja la asociación para impulsar el sector energético y acelerar la transición en el país. Entre estas se incluyen la importancia de la reforma de distribución para el desarrollo de la generación distribuida, así como el impacto de la ley de cuotas pendiente en el Congreso. Su participación ofrecerá una visión integral sobre el estado del sector de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y las implicaciones de los subsidios eléctricos en este segmento.
Rosa Riquelme, en representación de la Agencia de Sostenibilidad, aportará su visión sobre las oportunidades de financiamiento para el desarrollo de renovables y el hidrógeno verde, con una proyección específica para 2025.
La Directora Ejecutiva compartirá también su perspectiva sobre los segmentos del mercado chileno aún no atendidos por las actuales licitaciones y concursos, abriendo nuevas oportunidades de crecimiento y competitividad en el mercado.
Como en todas las ediciones de Future Energy Summit 2024, FES Chile será también un punto de encuentro para representantes de empresas de primer nivel a nivel local y global, quienes participarán en un ambiente diseñado para fomentar conexiones estratégicas y avanzar en contratos que transformen el escenario energético en Chile y más allá. La amplia representación de líderes y expertos, junto con los espacios exclusivos de networking, convertirán al FES en el lugar ideal para proyectar el futuro de la transición energética en Latinoamérica.
La conversación en redes sociales se podrá seguir con el hashtag #FESChile, uniendo a todos los interesados en un evento donde se definirán las claves para el futuro energético de la región.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, evento que reunió a más de 500 líderes del sector de las energías renovables, Natalia García, CEO de Enermant, compartió su experiencia sobre las barreras que limitan el avance de proyectos en el sector de las energías renovables en el país, en diálogo con Energía Estratégica.
Para la especialista, socia fundadora de Enermant, firma que se encuentra viabilizando más de 150MW en colaboración con desarrolladores y empresas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), los retos del sector requieren una combinación de análisis estratégico y conocimiento de las normativas y buenas practicas locales.
Uno de los principales obstáculos para el desarrollo de proyectos renovables en Colombia es la adjudicación de puntos de conexión, un proceso fundamental que, según García, define el inicio de los proyectos de energía limpia en el país.
“En Colombia, la piedra angular para iniciar el desarrollo es la conexión, tan importante como los predios”, asegura García, subrayando la importancia de este proceso y el retraso que afecta al desarrollo de proyectos “Greenfield” en el país. Según explica, los inversionistas enfrentan incertidumbre debido a la falta de continuidad en los mecanismos actuales de adjudicación, lo que añade complejidad y especulación a la etapa inicial de los proyectos.
En cuanto a la selección de terrenos, García detalla que la situación geográfica y ambiental de Colombia introduce desafíos únicos. “La selección del terreno en Colombia está llena de agua, entonces es muy importante que el inversionista sepa seleccionar el terreno de tal forma que las restricciones, tanto ambientales como técnicas, le permitan construir”, destaca la ejecutiva.
Además, el proceso de licenciamiento incluye consultas previas, lo cual, en su opinión, puede convertirse en una barrera considerable si no se cuenta con la asesoría y experiencia necesarias para navegar la relación con las instituciones y comunidades locales. Según García, “el problema no son las consultas previas, sino los tiempos que toma incluir a las comunidades que hacen parte del protocolo y las que no están, que buscan ser reconocidos por los proyectos”. “Necesitamos un marco juridico estable”, indicó.
Cabe recordar que este tipo de inconvenientes ha generado que algunas empresas decidan suspender obras en Colombia. Uno de los casos fue el de Enel, que en 2023 decidió suspender indefinidamente la construcción de su parque eólico Windpeshi (205 MW) en La Guajira.
Si bien la energética italiana aseguró que continuará invirtiendo en Colombia, con este proyecto enfrentó barreras significativas, incluida la detención en más del 60% de las jornadas laborales debido a bloqueos y otros asuntos vinculados con las comunidades locales.
En efecto, este caso demuestra el nivel de complejidad que atraviesan las empresas en el país, especialmente al enfrentar requisitos de consulta y compromisos sociales que, si no se gestionan con cuidado, pueden poner en riesgo la continuidad de los proyectos.
Acompañamiento de Enermant para alcanzar el «ready to finance» y «ready to build»
Enermant se ha especializado en apoyar a los inversionistas en cada fase del desarrollo, especialmente para alcanzar las etapas de “ready to finance” y “ready to build”. Natalia García describe la labor de la empresa en este sentido: “Somos el equipo externo de estas empresas. Si vemos que las oportunidades no se adaptan a lo que buscan, el inversionista puede decidir no invertir en los proyectos”. Este enfoque protege a los inversionistas, quienes avanzan en el proceso sólo cuando están seguros de la viabilidad de su inversión.
Para alcanzar estas fases, Enermant realiza estudios de estrategia que permiten a los inversionistas comprender si Colombia es el país adecuado para sus operaciones. “Les ayudamos a identificar proyectos que sean construibles, algo esencial para garantizar que el país alcance la transición energética,” puntualiza García.
Este acompañamiento incluye servicios de due diligence y asesoría en la estructuración de contratos, además de una metodología en embudo que ajusta progresivamente la inversión conforme se avanza en el proyecto hasta alcanzar COD. “El país ya ha pasado su curva de introducción a las renovables y en el ultimo año ha pasado de tener 420MW a 1,338MW en operación comercial. La meta de Colombia es alcanzar 6,000MW a 2026, estamos en un mercado en crecimiento”
Retos del marco regulatorio y recomendaciones para inversionistas
Otro obstáculo crítico que menciona la experta es el marco regulatorio en constante evolución en Colombia. Para García, esto implica un alto nivel de riesgo que no todos los inversionistas están dispuestos a asumir.
«Para entrar a Colombia necesitamos evaluar el perfil de riesgo del inversionista, porque nuestro mercado está en crecimiento y el marco normativo cambia constantemente, así que requerimos entender que tan consevadoras son sus posiciones», enfatiza. Asimismo, indica que informan a los inversionistas que a pesar de las oportunidades, los inversionistas deben estar preparados para un entorno de alta variabilidad.
Enermant sugiere a sus inversionistas no inviertir de manera prematura en solicitudes de conexión, pues en el país no se garantiza un punto de conexión solo por poseer una solicitud. “La inversión no tiene que ser hoy; puede ser en seis meses”, advierte García. Enermant recomienda paciencia y estrategia, pues cada proyecto debe analizarse cuidadosamente para asegurar que el capital invertido esté alineado con las oportunidades reales de desarrollo en el país.
Brasil tendrá en 2025 su primera subasta de reserva de capacidad para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”.
Tras recibir los comentarios y sugerencias durante la consulta pública del proceso (abierta hasta el pasado 28 de octubre), el gobierno ultima detalles del pliego de la convocatoria prevista para junio de 2025.
“Escuchamos las contribuciones del sector privado sobre las reglas y ahora empezamos a analizar y mejorar el diseño de la subasta. Estamos trabajando sobre las reglas, pero aún no tenemos una posición final sobre el monto y modelo de contratación”, indicó Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil, en conversación exclusiva con Energía Estratégica.
“También es importante destacar que la discusión sobre la subasta de almacenamiento, involucrará una visión de política industrial asociada y, por ello, estamos diseñando algo que pueda soportar el sistema y que se pueda desarrollar por parte de la industria”, añadió en el marco de la Semana de la Energía que llevó adelante la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
Si bien aún resta la definición de varios puntos, el documento preliminar de la LRCAP Almacenamiento prevé que los proyectos contratados en deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW) por el equivalente a cuatro horas diarias de despacho continuo en el sistema eléctrico, con un máximo de un ciclo diario de carga y descarga , a la vez. definido por el Sistema Nacional del Operador (ONS).
Además, está en análisis el modelo económico de la subasta, pero el titular del proyecto tendría derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.
“Es una iniciativa que con la baja de costos de las baterías, es una tecnología que estará cada vez más presente como una solución para los desafíos que tenemos, principalmente en cuanto a capacidad para los momentos de más demanda del sistema eléctrico y proveer con más flexibilidad al sistema en la medida que tengamos más fuentes renovables variables”, aclaró Barral.
Y cabe recordar que tanto el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación.
Por lo que las observaciones recibidas por el Ministerio de Minas y Energía podría colaborar tanto a la propia subasta de capacidad como a las regulaciones y condiciones necesarias para la inserción de las baterías a gran escala en el sistema eléctrico de Brasil, lo que ayudaría a reducir el uso de termoeléctricas fósiles de emergencia y salvar embalses hidroeléctricos.
Potencial de Brasil
La consultora Clean Energy Latin America (CELA) recientemente dio a conocer que se espera que el mercado brasileño de sistemas de almacenamiento de energía crezca un 12,8% anual hasta 2040, con un aumento de hasta 7,2 GW de capacidad instalada en el mismo período.
Y si bien la proyección depende de incentivos adecuados, regulaciones bien definidas y metas establecidas, el organismo determinó que, de mantenerse las condiciones actuales, Brasil podría generar más de USD 12500 millones en inversiones por año a partir de esta tecnología.
El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, abrió las puertas a que el proyecto de ley que amplía la cobertura del subsidio eléctrico también incluya un programa de financiamiento para sistemas de generación distribuida y autoconsumo para la clase media.
“La bancada del Partido por la Democracia (PPD) propuso utilizar los eventuales excesos de recaudación en un anhelo importante al momento de iniciar el gobierno: aumentar la cantidad de techos solares”, aseguró el titular de la cartera energética en conferencia de prensa.
“Con ello se entrega una solución definitiva al acceso a electricidad, particularmente para sectores de la clase media. Y de ese modo, conseguiremos extender la cobertura de las políticas que se incorporan en la expansión del subsidio eléctrico”, agregó.
De ese modo se buscará tanto la propia subvención a las tarifas, como también reducir el costo energético de los hogares y avanzar en la transición energética; aunque el financiamiento para los sistemas fotovoltaicos sólo llegaría en caso que las postulaciones a los subsidios finalmente resulten menores que las previstas en el proyecto de ley.
¿Por qué? Hasta el momento, las solicitudes no llegan a los 2.000.000 de familias tras dos convocatorias abiertas (poco más de 1.610.000 en primer término y cerca de 323.000 en segunda instancia). Es decir que aún está lejos de los aproximadamente 4.700.000 usuarios que estipuló el Poder Ejecutivo al momento de encarar la iniciativa que se tramita en el Congreso.
Por ende, el gobierno analiza prorrogar el proceso de inscripción a la subvención eléctrica, a la par de bajar sus expectativas de recaudación desde los USD 900.000.000 iniciales a alrededor de USD 650.000.000 y adecuar los mecanismos de recaudación sobre la base que posee disponible hasta la fecha.
“Genera la preocupación de qué ocurrirá si tenemos una postulación con un orden de magnitud a la que tenemos actualmente, y qué ocurriría en caso de que existan excesos de recaudación”, indicó DiegoPardow.
“Vamos a estructurar el paquete del proyecto de ley y cuantificar las finanzas del mismo. El plan A es una postulación extraordinaria y si son menores al millón y medio de nuevas postulaciones, la idea es avanzar con un programa de techos solares para la clase media que permitiría financiar del orden de 100.000 techos solares en el primer año, lo que sería el programa más ambicioso que hayamos tenido”, subrayó.
Cabe recordar que el Ministerio de Energía ya introdujo cambios a la iniciativa tras las críticas y advertencias por parte del sector energético del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los Pequeños Medios de Generación Distribuidas de concretarse ese cambio en las reglas de juego.
Puntualmente redujo el cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifas) que se cobraría a los PMGD, pasando de $1,8 x kWh a $1 x kWh en 2025, $0,8 x kWh al 2026 y $0,6 x kWh en 2027, a la par que incorporó un mecanismo de compensación a los PMGD a partir del 2028 en caso que se alargue dicho cargo, a fin de disminuir el impacto financiero y contempla un nuevo programa de créditos tributarios para PyMEs que adquieran paneles solares.
Entre esas modificaciones, se aclaró que se utilizará el cargo FET como un “crédito contra el sistema”, donde se contabilizarán aquellos menores montos no recibidos por concepto de compensación por precio estabilizado durante los años 2025 al 2027.
Modificaciones que, junto a la nueva indicación del programa de financiamiento para sistemas fotovoltaicos, aún deberán votarse de manera particular el próximo miércoles 20 de noviembre en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados tras la aprobación general dada a fines del mes pasado; para luego continuar con su proceso legislativo.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presenta su segunda Nota Técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur. Este documento forma parte de una serie de publicaciones mensuales de OLADE, con el objetivo de abordar temas actuales y contribuir con datos e información para el análisis crítico y la búsqueda de soluciones a los problemas y retos que enfrenta la región.
La publicación incluye información relevante sobre la infraestructura de interconexión y los intercambios de electricidad que se han producido entre los países de América del Sur los últimos años, así como un análisis sobre el impacto de estos intercambios en el abastecimiento de la demanda interna.
Entre los principales hallazgos de esta investigación se destacan los siguientes:
En cuanto a infraestructura, existen 1.679 kilómetros de líneas de interconexión internacional, y se han identificado 4.775 kilómetros adicionales en inventarios, estudios y proyectos pendientes de ejecución.
En 2023, los intercambios de electricidad entre los países de América del Sur aumentaron un 28% en comparación con 2022. El 95% de estos intercambios ocurrieron entre los países del Cono Sur.
En América del Sur, los intercambios de electricidad permitieron cubrir el 3,7% de la demanda. Sin embargo, a nivel individual, algunos casos destacan:
Uruguay abasteció el 11,1% de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde Argentina
Argentina abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile, y
Ecuador pudo cubrir el 4,4% de su demanda con importaciones desde Colombia y, en menor medida, de Perú.
También se incrementó el factor de utilización de las interconexiones internacionales. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó el 35,5%, frente al 28,4% registrado en 2022:
La estación conversora Garabí de la interconexión entre Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso del 45%, y en general, las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60% de la infraestructura de interconexión directa con Brasil.
En la Región Andina, este promedio llegó al 39,4%, un incremento respecto al 13,9% en 2022. El enlace con mayor utilización fue el de Colombia-Ecuador, con un 46,3%.
La ocurrencia de períodos de escasez hidrológica conjunta, como los registrados recientemente en Colombia y Ecuador, o los observados en 2020/21 en la cuenca del Paraná, o en gran parte del período 2020/23 en la cuenca del Río Uruguay, pone de manifiesto los problemas asociados a los fenómenos climáticos extremos a los que están expuestos los países de la región, con efectos como el incremento de los costos de generación, mayores emisiones e incluso racionamiento y, por ende, la importancia de las interconexiones internacionales como una de las soluciones para responde a la escasez de suministro.
Por ello, el Estudio concluye que los países con mayores niveles de integración física, aun cuando su utilización en períodos normales haya sido baja, han logrado amortiguar mejor o evitar los efectos más críticos.
Para reforzar el diálogo público-privado, abordar los criterios de evaluación y facilitar el trabajo conjunto para la implementación de proyectos de inversión, los directores titulares de Generadorasde Chile se reunieron hoy con la directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), ValentinaDurán.
Durante la sesión, Durán expuso sobre el rol del SEA en la creación de certezas para los distintos actores del sistema. «Tuvimos la oportunidad de explicar a la industria de generación energética, el rol del Servicio de Evaluación Ambiental en la construcción de certezas jurídicas y técnicas, tanto para los inversionistas como para la ciudadanía. Se trató de un espacio de diálogo muy positivo, que valoro profundamente. Nuestras puertas están siempre abiertas para quienes lo necesiten», señaló la autoridad.
“Tuvimos una interesante conversación respecto de la importancia de contar una institucionalidad acorde a los objetivos de carbono neutralidad del Estado de Chile, para seguir avanzando con los proyectos de energía renovables y almacenamiento energético que son determinantes para transición energética y el crecimiento del país”, afirmó CamiloCharme, Director Ejecutivo de Generadoras de Chile.
«Es clave seguir reforzando la predictibilidad jurídica y regulatoria, y aplicar medidas que optimicen la tramitación de proyectos, sin olvidar el cumplimiento de los estándares ambientales y sociales que requieren las comunidades y los territorios”, agregó.
Durante la actividad, a la que asistieron las y los gerentes generales de las empresas asociadas, se conversó sobre los principales desafíos de la transición energética para la industria de generación. En este contexto, entre otros, se revisaron temas como la coherencia y la predictibilidad regulatoria como pasos fundamentales para materializar los avances en la implementación de la estrategia de descarbonización como habilitante para la transición energética.
La directora del SEA abordó los esfuerzos que el servicio está realizando para mejorar la eficiencia en la evaluación ambiental, sin abdicar en el necesario cuidado del medio ambiente en Chile. «Hemos definido una serie de indicadores y
metas para la disminución de plazos, tanto en la evaluación de proyectos, en la resolución de las consultas de pertinencia y de los recursos de reclamación por parte de la Dirección Ejecutiva. Adicionalmente, desarrollamos un intenso trabajo de unificación de criterios, elaboración de guías y de capacitaciones 100% gratuitas y online, con el objetivo de orientar a la comunidad regulada y que ingresen mejores proyectos», precisó.
Con la activa participación de los representantes de la autoridad sectorial y del gremio, otros temas abordados fueron la reforma al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y el proyecto de ley de permisos sectoriales, como hitos fundamentales para que el país pueda seguir avanzando en la transición energética.
Según Camilo Charme, además de esas acciones, “el Gobierno tiene en sus manos la posibilidad, y la oportunidad, de impulsar mejoras de carácter administrativo y que no involucran modificación legal alguna, como la posibilidad de nombrar un delegado presidencial para la coordinación interministerial e interservicios, además de contar con los recursos necesarios para que los organismos técnicos puedan contratar personal, adquirir insumos y realizar los estudios necesarios que permitan evaluar en tiempo y forma”.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó este miércoles su nota técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur. En la jornada, advirtieron que América Latina y El Caribe enfrentan una realidad marcada por los efectos del cambio climático, con la presencia de fenómenos atípicos como sequías extremas hasta inundaciones que afectan a la infraestructura energética y que han puesto en grave riesgo el abastecimiento de la demanda. Frente a este escenario, remarcaron que esta situación fuerza a buscar alternativas que permitan crear condiciones acordes a la realidad de cada país para enfrentar estos efectos y que una de ellas radica en la integración energética.
Desde OLADE advirtieron que esto no sólo involucra la construcción de infraestructura de interconexiones o aprovechamientos entre países que comparten frontera, sino también la creación de espacios favorables para compartir experiencias, buenas prácticas y desarrollar un trabajo conjunto para la planificación de la región. Es por esto que destacaron que “el incremento en la disponibilidad de gas natural de la cuenca neuquina, que se seguirá profundizando en los próximos años con las ampliaciones en la infraestructura de transporte y las inversiones en upstream que se están llevando adelante, sugieren que la Argentina podría cumplir un rol como respaldo térmico regional para la generación intermitente, así como oficiar de garantía de suministro ante eventos hidrológicos extremos en los países limítrofes”.
Esto es así porque el país, gracias a las abundantes reservas de gas natural que posee en la formación, podría abastecer a centrales para que utilicen este recurso para generar energía, en reemplazo de los combustibles líquidos, lo que tendría un impacto económico y también ambiental, puesto que al mismo tiempo permitiría reducir las emisiones.
Aún así, anticiparon que este horizonte requeriría del desarrollo de nueva infraestructura de interconexión con países como Brasil y Chile, en los que existen también gasoductos o proyectos de gasoductos que podrían cumplir el mismo rol.
Presentación
En la presentación del documento, que fue realizado por los especialistas Medardo Cadena, Fabio García y Esteban Kiper, bajo la dirección de Andrés Rebolledo Smitmans, secretario ejecutivo de OLADE, y Fitzgerald Cantero Piali, director de Estudios, Proyectos e Información, se resaltó que en lo que respecta a la integración eléctrica en los países de América del Sur hay una fuerte presencia de la bilateralidad.
García aseguró que “los intercambios que se dan entre los países surgen por acuerdos bilaterales. Se han promovido iniciativas para el logro de una integración energética subregional, pero no se han registrado avances significativos en materia de políticas y marcos regulatorios subregionales que permitan materializar estas aspiraciones en infraestructura y operatividad”.
Es por esto que el especialista también marcó que el establecimiento de un sistema de integración regional, con institucionalidad, políticas y normativa, permitiría acceder de mejor manera a la inversión para nueva infraestructura.
Cantero consideró: “El calor, las inundaciones y las sequías afectan a nuestros países. Esto genera muchas complicaciones para el manejo de nuestras matrices energéticas. Por eso, queremos que se den soluciones para garantizar el suministro y que eso llegue a todos los habitantes. Debemos generar buenas prácticas e intercambios para que todo eso sirva de aporte para nuestros gobiernos para las planificaciones energéticas”.
Iniciativas de integración eléctrica
García exhibió que dentro de la región existen varias iniciativas de integración que han logrado consolidar un mercado subregional con obras de infraestructura, e institucionalidad.
¿Cuáles son los proyectos de integración que están en construcción y desarrollo? Por un lado, se encuentra el Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA) que reúne a Chile, Colombia, Ecuador y Perú. También, el Sistema de Integración Energética de los países del Cono Sur (SIESUR), que involucra a la Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay -que además contempla la incorporación de Bolivia- y el Arco Norte que busca la interconexión de Brasil con los países de la costa norte de Sudamérica -Guyana y Surinam- al que se incorporaría Guayana Francesa.
Intercambios de electricidad entre los países de la región
Los especialistas detallaron que los intercambios en la región muestran fluctuaciones que responden a diferentes causas. En algunos casos, están marcados por una hidrología cambiante, con comportamientos que se apartan de los comportamientos históricos. También, por las olas de calor que se han presentado en algunos países y que han incidido en un crecimiento de la demanda que está por sobre la media histórica.
A su vez, destacaron que otro de los factores a considerar es la mayor incorporación de energías renovables no convencionales que sustituyen a la producción con hidrocarburos. En el caso del Cono Sur plantearon que también haber impactado en los flujos el surgimiento de nueva normativa introducida mediante la Portaria Normativa MME nº 49/2022 por parte de Brasil que facilita la exportación de vertimientos turbinables y de energía eléctrica proveniente de excedentes renovables no hidroeléctricos.
Respecto a los países del Cono Sur, informaron que los intercambios son permanentes, utilizando la infraestructura de interconexiones existente, al margen de las transacciones que surgen de los acuerdos vinculados con centrales de generación binacionales Itaipú, Yacyretá y Salto Grande.
Dejando de lado a Paraguay, puesto que se ha consolidado como un exportador neto de energía eléctrica, los intercambios entre los demás países de esta región han permitido que todos actúen en su momento como exportadores o importadores, ya sea para atender su demanda interna o bien para aprovechar condiciones de precio más favorables.
De los resultados se desprende también que, por el lado de uso de la infraestructura, el factor de utilización de las interconexiones muestra un incremento en el 2023 con relación al año anterior, con excepción de la interconexión entre Argentina y Uruguay.
Los intercambios de la Argentina con el resto de los países
Además de destacar el rol que podría ocupar la Argentina para asegurar el suministro eléctrico a nivel regional gracias a sus abundantes recursos provenientes de Vaca Muerta, en el estudio se hace un análisis de los intercambios que se efectuaron entre el país con las naciones vecinas.
Entre 2020-2023 los intercambios entre la Argentina y Brasil fueron crecientes, alcanzando los 900 MW-medios anuales en 2023 y un factor de uso de las conversoras de frecuencia (ya que la Argentina y Brasil tienen una frecuencia distinta) del 45%. Esto fue así porque en ese periodo la situación hidrológica de Brasil comenzó a mejorar sensiblemente mientras que el mercado eléctrico argentino debió sortear diversos obstáculos como la bajante histórica del Río Paraná que afectó la generación de Yacyretá, los bajos aportes de Salto Grande y de las centrales del Comahue, los altos precios de los combustibles líquidos y del Gas Natural Licuado (GNL) (por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania) y las olas de calor que pusieron en jaque y llevaron al límite al sistema.
En cuanto a la represa hidroeléctrica de Salto Grande, los intercambios de excedentes fueron acotados en los últimos años, con una distribución promedio 50/50 entre la Argentina y Uruguay, según precisaron. El mayor desvío en la distribución de la generación se observó sobre fines de 2023 y principios de 2024, con un aumento en la participación argentina.
Respecto al intercambio con Paraguay por la central binacional Yacyretá, se destacó que la Argentina consumió la mayor parte de la generación de la central, con una participación del 90% para el período 2017-2024. Mientras que Paraguay incrementó su participación desde mediados de 2019, fenómeno que se explica por la menor generación total de la central.
Resultados
Medardo Cadena resaltó que “entre 2022 y 2023 se registró un incremento del 28% en el intercambio que se dio entre países. Estos intercambios han dado la posibilidad de ver cuáles eran las barreras para que se puedan dar de la mejor manera. Estamos prontos a que se consolide el mercado regional andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú. SINEA ha motivado a un mercado regional”.
En el 2023, los intercambios internacionales de electricidad entre países de América del Sur alcanzaron los 39.755 GWh, frente a los 31.045 GWh que se intercambiaron en el 2022. El 95,3% de esa energía se intercambió a nivel de países del Cono Sur, y tan solo el 4,7% entre países de la Región Andina. Además, a nivel general de América del Sur, en el 2023 los intercambios de electricidad representaron apenas el 3,7% de la demanda.
En el caso de Uruguay, el país abasteció el 11,1% de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde la Argentina. Y nuestro país abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay y en menor medida desde Bolivia y Chile; y también Ecuador, que cubrió el 4,4% de su demanda interna con importación principalmente desde Colombia.
Otro de los aspectos a destacar fue que durante el año pasado se incrementó el factor de utilización de los enlaces internacionales con relación al 2022. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó 35,5% frente al 28,4% del 2022. Asimismo, la estación conversora Garabí de la interconexión entre la Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso de 45% y las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60% de la infraestructura de interconexión directa con Brasil.
“Cuando hay excedentes se producen estos intercambios. Frente a la presencia de fenómenos climatológicos, los países que lo pudieron sobrellevar de mejor manera son los que tuvieron las mejores conexiones de interconexión e intercambio con vecinos. Esto debe servir para marcar el nuevo rumbo de la región. Hay una necesidad de avanzar y fortalecer la infraestructura”, concluyó Medardo Cadena.
A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina, se informó.
Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37 % respecto al segundo trimestre y un 111 % respecto a igual período del año anterior.
El volumen exportado por YPF representa un 15 % de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.
El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha del Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó 36 % su producción interanual neta en el tercer trimestre.
En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman como mercados de destino los Estados Unidos y Holanda.
La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de perforación de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.
Este objetivo forma parte del Plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur.
En línea con el plan de crecimiento y evolución de Calfrac WS Argentina, Adrián Martinez ha sido designado como Director General de Argentina.
Adrián Martinez nacido en México, Chihuahua, se inició en la Industria en 2008 en México. Con 26 años de trayectoria en la Industria y ocupando diferentes roles de Liderazgo, ha sido clave en la Compañía desde su ingreso en 2008, llegando en 2017 a Neuquén como Gerente de Distrito Sur de Calfrac Well Services Argentina.
En sus roles más recientes ha desempeñado un papel fundamental en el crecimiento y consolidación de las operaciones de la compañía en la región.
Al mismo tiempo Marco Aranguren, quien era el Director General de Argentina, pasa a ocupar la posición de Presidente de Operaciones en Estados Unidos,
En 2023, los intercambios de electricidad entre los países de América del Sur aumentaron 28 % en comparación con 2022, y el 95 % de estos intercambios ocurrieron entre los países del Cono Sur. En éste contexto, Argentina abasteció el 10 % de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile.
Los datos fueron aportados por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), al presentar su segunda Nota Técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur.
Este documento forma parte de una serie de publicaciones mensuales de OLADE, con el objetivo de abordar temas actuales y contribuir con datos e información para el análisis crítico y la búsqueda de soluciones a los problemas y retos que enfrenta la región.
La publicación incluye información relevante sobre la infraestructura de interconexión y los intercambios de electricidad que se han producido entre los países de América del Sur los últimos años, así como un análisis sobre el impacto de estos intercambios en el abastecimiento de la demanda interna.
Entre los principales hallazgos de esta investigación se destacan los siguientes:
En cuanto a infraestructura, existen 1.679 kilómetros de líneas de interconexión internacional, y se han identificado 4.775 kilómetros adicionales en inventarios, estudios y proyectos pendientes de ejecución. En América del Sur, los intercambios de electricidad permitieron cubrir el 3,7 % de la demanda. Sin embargo, a nivel individual, algunos casos destacan. Uruguay abasteció el 11,1 % de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde Argentina. Argentina abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile. Ecuador pudo cubrir el 4,4 % de su demanda con importaciones desde Colombia y, en menor medida, de Perú. También se incrementó el factor de utilización de las interconexiones internacionales. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó el 35,5 %, frente al 28,4 % registrado en 2022: La estación conversora Garabí de la interconexión entre Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso del 45 %, y en general, las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60 % de la infraestructura de interconexión directa con Brasil. En la Región Andina, este promedio llegó al 39,4 %, un incremento respecto al 13,9 % en 2022. El enlace con mayor utilización fue el de Colombia-Ecuador, con un 46,3 por ciento. La ocurrencia de períodos de escasez hidrológica conjunta, como los registrados recientemente en Colombia y Ecuador, o los observados en 2020/21 en la cuenca del Paraná, o en gran parte del período 2020/23 en la cuenca del Río Uruguay, pone de manifiesto los problemas asociados a los fenómenos climáticos extremos a los que están expuestos los países de la región. Est deriva en efectos como el incremento de los costos de generación, mayores emisiones e incluso racionamiento y, por ende, la importancia de las interconexiones internacionales como una de las soluciones para responde a la escasez de suministro. Por ello, el Estudio concluye que los países con mayores niveles de integración física, aun cuando su utilización en períodos normales haya sido baja, han logrado amortiguar mejor o evitar los efectos más críticos.
El estudio completo se encuentra en el link: https://www.olade.org/publicaciones/nota-tecnica-2-situacion-integracion-electrica-america-sur/
En septiembre de 2024 el balance comercial de minerales de Argentina presentó un superávit de USD 257 millones, según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera.
Según destaca la Secretaría de Energía de la Nación, este monto representa un crecimiento mensual interanual del 61,2%, y es un 30,6% superior al superávit promedio de los últimos 24 meses.
Así el sector minero, uno de los más consentidos por las políticas del ministerio de Economía, le sigue dando buenas noticas al gobierno nacional. Y más importante aún, le entrega dólares frescos a las arcas públicas.
La falta de diésel amenaza de manera grave la seguridad alimentaria en Bolivia, afectando tanto la cosecha como la siembra de productos agropecuarios, alertó hoy lunes el presidente de la Asociación de Productores de Oleaginosas y Trigo (Anapo), Fernando Romero.
En entrevista con Xinhua, Romero afirmó que cientos de empresas en el oriente boliviano están en riesgo de quiebra y puso como ejemplo que solo el 20 por ciento de los productores de arroz ha iniciado la siembra.
“La falta de diésel paraliza los trabajos agrícolas. Tenemos mucha soya lista para cosechar, que podría echarse a perder si no contamos con diésel. La siembra también está en peligro; por eso estamos en emergencia”, explicó.
El presidente de la Anapo señaló que, sin diésel, “no habrá producción y, por tanto, tampoco habrá comida”.
Enfatizó que los ciclos agrícolas no esperan y que el sector atraviesa dos momentos críticos: la cosecha de invierno, paralizada por la falta de combustible, y la siembra de verano, que debería realizarse en noviembre y diciembre.
“La falta de diésel puede afectar gravemente ambas temporadas y lógicamente a la seguridad alimentaria del país”, agregó.
El presidente boliviano, Luis Arce, declaró la víspera que en un plazo de 10 días se normalizará el suministro de carburantes en el país y que los precios de los alimentos, afectados por un bloqueo de carreteras de 24 días, comenzarán a estabilizarse.
“Poco a poco vamos a empezar a regularizar esos precios, ya van a ir cayendo los precios de los principales productos de la canasta familiar en los mercados, para alivio de las amas de casa”, aseguró durante el acto de la firma de convenios para la ejecución de proyectos de agua potable, saneamiento básico y manejo de cuencas en el departamento de Potosí (suroeste).
Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, arremetió contra la reciente decisión de la Secretaría de Ambiente de Neuquén de eliminar la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las locaciones petroleras. Rucci calificó la medida como un retroceso ambiental y social, y advirtió sobre las consecuencias laborales para cientos de trabajadores.
En una entrevista en LU5, Rucci no escatimó críticas al referirse a la resolución. “Sacar las mantas oleofílicas para seguir con las viejas prácticas del pasado, que han dejado un desastre ecológico en la provincia, me parece una aberración”, declaró.
El dirigente subrayó la importancia de las mantas oleofílicas en la industria como una herramienta clave para mitigar el impacto ambiental. “Si hubiera algo nuevo que fuera mejor que las mantas oleofílicas, yo estaría de acuerdo, pero lo que hicieron no mejora nada, al contrario, volvemos a prácticas que ya demostraron ser nocivas para el medio ambiente”, añadió.
El impacto social: 500 familias en riesgo
Rucci alertó sobre el impacto laboral que esta decisión podría tener. “Hoy hay más de 500 familias ligadas directamente a las mantas. La mitad de esas personas son mujeres, entre 250 y 300 mujeres directas. ¿Alguien pensó en ellas? Nadie nos dijo qué va a pasar con esas personas si cierran las empresas de mantas oleofílicas”, expresó con preocupación.
El dirigente cuestionó la falta de planificación por parte de las autoridades: “No se habló de reubicación, no hay un plan. ¿Cómo se puede tomar una decisión tan apresurada sin considerar el impacto social? Creo que se equivocaron y se apuraron”.
Dudas sobre la motivación de la medida
Durante la entrevista, Rucci también puso en duda las motivaciones detrás de la resolución. “La secretaria de Ambiente ni siquiera estaba en el país cuando se tomó esta decisión. Entonces, la pregunta es: ¿a quién beneficia esto? Porque claramente no es al medio ambiente ni a los trabajadores”, enfatizó.
“Esto favorece únicamente a las empresas productoras. Se eliminó una herramienta que ayudaba a contener los derrames, y ahora estamos retrocediendo. ¿Cuál es el beneficio aquí? No lo entiendo”, agregó.
El líder sindical hizo un llamado a las autoridades provinciales para que reconsideren la medida. “Si se utiliza el sentido común, esto tiene que retrotraerse. Lo que se está implementando no es beneficioso para el medio ambiente, ni para la gente que depende de este trabajo”, afirmó.
Además, advirtió que, de no haber una rectificación, el sindicato tomará medidas: “Si no, sí vamos a reclamar. ¿Cómo no vamos a reclamar? Estamos hablando de cientos de familias que dependen de esta actividad para vivir”.
MarceloRucci envió un mensaje contundente: “Esperamos que la Secretaría de Ambiente tome acciones y revierta esta situación. No podemos permitir que se juegue con el medio ambiente ni con el trabajo de nuestra gente”.
El pasivo ambiental en la mira
Rucci también aprovechó la entrevista para reflexionar también sobre la problemática del pasivo ambiental en la provincia. “No podemos ignorar los desastres ecológicos que ya hemos tenido en Neuquén. Esta resolución nos lleva de vuelta a un tiempo en el que no se controlaban los derrames como se debe. No es un avance, es un retroceso”, subrayó.
Una medida controvertida
Un recurso presentado por los representantes legales de una de las empresas afectadas ante el Ministerio de Energía de la provincia argumenta que la Secretaría de Ambiente carece de facultades para modificar normativas ambientales relacionadas con actividades hidrocarburíferas. Según la Ley 3420, la autoridad competente en esta materia es el Ministerio de Energía y Recursos Naturales. La emisión de la resolución por parte de un órgano no autorizado viola los principios de jerarquía administrativa.
La inversión en el Gasoducto Vicuñas, que transportará gas natural desde Vaca Muerta hasta los principales salares del norte argentino, representa un hito en el desarrollo de la región. Este proyecto, impulsado por Transportadora de Gas del Norte, permitirá abastecer de energía a los proyectos mineros de litio y estimular la actividad económica en la zona.
La construcción del Gasoducto Vicuñas, de 304 kilómetros de extensión, fortalecerá la infraestructura energética del país y permitirá conectar los recursos de Vaca Muerta con los proyectos mineros de litio en el norte. Según informó El Tribuno, esta obra que representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria minera en la región, se prevé que esté operativa en 2027.
Transportadora de Gas del Norte avanza en la construcción del Gasoducto Vicuñas
TGN anunció el inicio de los estudios de impacto ambiental para el Gasoducto Vicuñas, un proyecto clave para conectar los yacimientos de Vaca Muerta con los salares de litio en el norte argentino. Con una inversión estimada de 370 millones de dólares, este ducto de 304 kilómetros permitirá garantizar el suministro de gas natural a 17 proyectos mineros y estimular el desarrollo de la región.
La reelección de Donald Trump podría desencadenar importantes cambios en la economía global, con implicaciones significativas para la industria petrolera. Según un informe de Wood Mackenzie, la imposición de nuevas tarifas por parte de la administración Trump podría desacelerar el crecimiento económico en Estados Unidos y el mundo, reduciendo la demanda global de petróleo en hasta 500,000 barriles diarios (bpd) en 2025.
Un cambio radical en políticas económicas y climáticas
Simon Flowers, analista jefe de WoodMac, señaló que el regreso de Trump a la Casa Blanca marcaría un giro radical en temas clave como aranceles, política climática y relaciones internacionales. Si bien se espera que un gobierno republicano apoye un aumento en la producción de combustibles fósiles y retroceda en compromisos de carbono cero, las tarifas podrían generar costos adicionales para las empresas de petróleo y gas.
Este impacto potencial representa un tercio del crecimiento esperado en la demanda global de petróleo para 2025, según WoodMac. Flowers indicó que esta reducción en la demanda podría llevar a una disminución de los precios del petróleo de entre 5 y 7 dólares por barril, suponiendo que no surjan otros riesgos geopolíticos, como un aumento de las tensiones entre Israel e Irán.
La industria refinera en Estados Unidos, un posible beneficiario
A pesar de la posible caída en la demanda global de petróleo, los refinadores estadounidenses podrían beneficiarse de una mayor protección arancelaria. Según Flowers, “la protección mediante tarifas podría permitir que los refinadores de Estados Unidos superen en desempeño a sus competidores internacionales”.
Sin embargo, el panorama podría cambiar drásticamente si Israel ataca la infraestructura nuclear y petrolera de Irán. En tal escenario, los precios del petróleo podrían subir bruscamente hasta que se activen las capacidades productivas disponibles, que actualmente rondan los 6 millones de bpd.
El papel de la OPEP en la estabilización de los mercados
Goldman Sachs, en un informe reciente, proyectó que una interrupción de 2 millones de bpd en el suministro iraní podría llevar temporalmente el precio del Brent hasta los 90 dólares por barril si la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) compensa rápidamente la escasez. Sin la intervención de la OPEP, los precios podrían superar los 95 dólares.
“Gran parte de la capacidad de producción adicional del mundo está concentrada en Medio Oriente”, señaló Daan Struyven, de Goldman Sachs. Esto plantea dos preguntas clave: ¿podrán los productores de la región llevar ese petróleo al mercado, y estarán dispuestos a hacerlo?
Producción petrolera en Estados Unidos bajo Trump
A pesar del apoyo de Trump a la expansión de la producción petrolera y gasífera en Estados Unidos, WoodMac anticipa que esto no impulsará un crecimiento inmediato.“Para las grandes empresas de exploración y producción (E&P), que controlan la mitad de los equipos en la región de Lower 48, las decisiones de inversión seguirán dictadas por marcos de retorno de capital”, explicó Flowers.
Además, las tarifas podrían exponer a la industria a una mayor inflación de costos. Si bien se espera que la administración de Trump suavice las regulaciones sobre emisiones, muchas empresas ya han implementado medidas voluntarias para reducir sus emisiones de alcance 1 y 2.
Por otro lado, simplificar los procesos de permisos podría alentar una mayor perforación en tierras federales. Flowers también destacó que un entorno favorable para el capital podría mejorar las condiciones para nuevas inversiones en la industria.
Escenario de incertidumbre y oportunidades
El regreso de Trump podría traer consigo una combinación de riesgos y oportunidades para el sector petrolero. Mientras que las tarifas amenazan con frenar la demanda mundial de petróleo y aumentar los costos operativos, la política pro-energética de Washington podría fortalecer la posición de los productores estadounidenses, especialmente en un mercado global cada vez más volátil.
El futuro de la industria dependerá de cómo se equilibren estos factores y de la capacidad de los actores internacionales, como la OPEP, para responder a los desafíos emergentes.
YPF está intentando cerrar el traspaso de varias de los yacimientos convencionales que puso en venta bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa con la que la petrolera bajo control estatal apunta a desprenderse de campos maduros en varias provincias a fin de concentrar su inversión en Vaca Muerta. La medida es un pilar estratégico del plan 4×4 que diseñó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que aspira a cuadriplicar la producción de hidrocarburos de la empresa hacia fines de esta década.
YPF firmó a fines de octubre la cesión de cuatro bloques en Chubut a manos de Pecom e intenta avanzar con su salida de otras provincias como Río Negro, Mendoza y Neuquén, aunque para eso necesita del aval de las gobernaciones provinciales, que deben aprobar el ingreso de las nuevos operadoras y en muchos de esos casos, autorizar una extensión por 10 años de las concesiones en cuestión. Ese proceso podría demandar aún de varias semanas.
A la mayor petrolera del país le queda, sin embargo, un duro hueso de roer, uno que incluso, si no obtiene los resultados deseados en los tiempos previstos, podría contaminar todo el proceso de salida de reservorios convencionales. Se trata de Santa Cruz, donde YPF opera unos 25 bloques hidrocarburíferos en el flanco norte de la provincia, dentro de la cuenca del Golfo San Jorge.
En esos campos, la petrolera perderá unos US$ 300 millones por el plan de inversiones realizado en 2023, según datos publicados por este medio en mayo de este año. Para purgar sus costos operativos, es clave poder traspasar esas áreas a compañías independientes que estén enfocados en la eficientización de esos yacimientos. El propio Marín declaró en marzo que una vez que YPF logre salir de Santa Cruz, el costo de producción de la empresa se reducirá a la mitad. Eso permitirá mejorar su balance y en consiguiente, amplificar su ratio crediticio.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, podría venir a Buenos Aires a negociar por las áreas en Santa Cruz.
Estrategias
En lo que va del año, YPF ensayó tres estrategias diferentes para intentar ceder la operación de sus concesiones santacruceñas, entre las que se destacan áreas como Los Perales–Las Mesetas, Cañadón León–Meseta Espinosa, y Cañadón La Escondida-Las Heras. Hasta el momento, ninguna logró sentar en una mesa de negociación realista al gobernador Claudio Vidal, que en su carácter de titular de los bloques debe validar formalmente el traspaso de las áreas.
La primera, lanzada en el primer trimestre, consistía en revertir las áreas directamente a Fomicruz, la empresa del estado santacruceño, y costear el pago de una serie de obras de infraestructura en la provincia, así como también reconocer un monto para remediar a futuro los pasivos ambientales remanentes en los yacimientos. La segunda, que se empezó a bosquejar cuando se frustró la primera porque las partes no se pusieron de acuerdo económicamente,exploró la posibilidad de incluir las áreas de Santa Cruz en una segunda ronda del Proyecto Andes que la petrolera puso en cabeza del banco Santander.
Allí se cristalizó el interés por los campos de otros privados. No son muchos, pero en esa lista figuran Pecom, brazo petrolero del Grupo Perez Companc, que desembolsó más de US$ 120 millones para adquirir las áreas que vendió YPF en Chubut; Roch, la petrolera fundada por Ricardo Chacra, que visualiza a los campos santacruceños como una oportunidad de reinvención tras algunos años complicados en el plano financiero; Patagonia Resources, de los hermanos Juan y Patricio Neuss, que busca retomar el camino iniciado en la industria de Oil&Gas en los ‘80 a través de Glacco, una firma del grupo familiar que operó unos 10 bloques en la cuenca del Golfo en los ’90 que luego vendió a Petrolera San Jorge; y Crown Point, petrolera del Grupo ST, que lideran los empresarios Pablo Peralta y Roberto Domínguez. Los bloques de YPF en Santa Cruz también podrían ser del interés de Capsa, la mayor petrolera independiente del país, aunque la empresa quiere estudiar a fondo la estructura operativa y el potencial de los bloques antes de tomar una decisión.
La segunda estrategia no pudo avanzar, en parte, por la dificultad de YPF para atomizar la negociación entre varios actores cuando, históricamente, la explotación de la veintena de campos que posee en Santa Cruz está fue diseñada como una sola unidad operativa, por lo que las facilities (plantas de tratamiento, instalaciones de agua y electricidad y red logística, entre otras) son compartidas por la mayoría de los bloques. Eso dificulta la posibilidad de particionar y subdividir las áreas.
Posiciones en pugna
A raíz de eso, YPF empezó a explorar hace dos o tres meses una tercera alternativa: negociar una cesión de las áreas a CGC, la petrolera que preside Hugo Eurnekian, para que sea la empresa de Corporación América la que lidere el proceso de readecuación operativa de los campos maduros junto con el resto de las petroleras interesadas.
Horacio Marín, CEO de YPF, y Vidal no se pusieron de acuerdo por las áreas de YPF en la provincia.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que CGC, el mayor productor de hidrocarburos en la provincia, venía estudiando un proyecto técnico y un modelo contractual para hacerse cargo en forma conjunta con otras empresas de los yacimientos en Santa Cruz, pero advirtieron que ese proceso se interrumpió en la última semana al constatar que el gobernador Vidal no termina de validar el proceso de achicamiento de la estructura productiva en los bloques.
El mandatario santacruceño podría arribar a Buenos Aires mañana jueves o el viernes para retomar el contacto con YPF, aunque aún no hay certezas sobre el rumbo que tomarán esas conversaciones. Aunque directivos de la compañía llevan meses intentando acercar posiciones para encontrar una solución sistémica que viabilice una salida lo menos traumática posible de la provincia, Vidal mantiene una postura crítica del rol de la petrolera. “YPF no puede salir así como así. No es tan fácil. Tiene que discutir la remediación de los pasivos ambientales en la provincia. No puede irse de un día para otro”, afirmó ayer por la noche en comunicación telefónica con este medio.
La posición de YPF es clara: la petrolera dejará, de una u otra manera, la operación petrolera en Santa Cruz. Marín reconoció ayer, en una videoconferencia disponible para todos los empleados de la empresa, que la organización pierde millones de dólares en la provincia patagónica, por lo que necesita encontrar una válvula de salida antes de que finalice el año. Si la cesión se concreta de manera ordenada, mejor. Pero si no, la empresa tiene decidido forzar un traspaso, dejando de cubrir los costos de los contratos de servicios que hoy están en ‘stand by’ desde el primer cuatrimestre del año, lo que motivó que entre 1500 y 2000 empleados directos e indirectos de YPF estén cobrando un sueldo sin realizar tareas en los campos petroleros.
Fecha de vencimiento
Esa realidad tiene fecha de vencimiento: el 1º de enero de 2025 dará de baja los contratos de servicios que no tengan una contraprestación efectiva. Sobre lo que existe un consenso unánime es que, con los costos operativos que tiene hoy YPF, no es rentable seguir perforando pozos nuevos en las áreas santacruceñas porque la mayoría pierde plata.
Sí se podría, en caso de optimizar la estructura de gastos, realizar trabajos de reparación (workover) y pulling de perforaciones existentes. Pero todo el personal asignado a los equipos de perforación —YPF posee unos cinco en la provincia— debería ser desafectados en los próximos meses. Esa es la agenda que a Vidal y a Rafael Güenchenen, secretario del sindicato petrolero santacruceño, les cuesta digerir.
Mientras tanto, el tiempo sigue corriendo y los comicios de medio términos, que hasta hace algunos meses parecían lejanos, empiecen a configurarse en el horizonte. Ingresar a una carrera electoral con la agenda petrolera convulsionada en la provincia no parece ser un buen negocio para ninguno de los actores involucrados. Salvo, tal vez, para Pablo González, ex presidente de YPF y principal responsable de la pérdida de competitividad de la empresa durante el gobierno de Alberto Fernández, que quiere encabezar la lista de disputados nacionales por el peronismo y podría beneficiarse si la descomposición de YPF en Santa Cruz que él mismo contribuyó a crear termina por descarrilarse.
La deuda que las distribuidoras eléctricas mantienen con CAMMESA, la empresa que se encarga del despacho de energía en todo el país, trepó desde enero de 394.708 millones a 1.041.413 millones de pesos, un 163%. En dólares al tipo de cambio oficial pasó de US$ 475 millones a unos US$1000 millones. El dato sorprende, sobre todo luego de la fuerte recomposición tarifaria que recibieron Edenor y Edesur, las dos principales deudoras del sistema. Si bien ambas compañías han comenzado a regularizar sus pagos a partir de abril, todavía no abonaron sus deudas, mientras que hay otro grupo de distribuidoras más chicas que siguen sin pagar.
Los peores índices de cobrabilidad se registraron en el primer trimestre. En enero Edesur y Edenor pagaron en promedio solo el 33,9% de su factura, en febrero apenas el 16,3% y en marzo 34,1%. A partir del segundo trimestre la situación cambió. Luego del fuerte aumento del Valor Agregado de Distribución que les otorgó el gobierno, las dos compañías comenzaron a pagar el 100% de su factura, pero la deuda continúa pendiente.
Edesur debe 267.076 millones y Edenor 157.760 millones. Entre las dos concentran el 41% de la deuda que las distribuidoras concentran con CAMMESA. Ambas firmas le reclaman al Estado Nacional ingresos que no cobraron por incumplimientos en los contratos de concesión. Por lo tanto, la deuda que mantienen con CAMMESA será parte de esa negociación donde se pondrán sobre la mesa los activos y pasivos regulatorios.
Las distribuidoras que operan en el interior de la provincia de Buenos Aires también comenzaron a regularizar sus pagos corrientes. EDEA había pagado en enero el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. Desde entonces, viene pagando entre el 70% y el 85% de su factura mensual. El mismo patrón se observa en los casos de Edelap, EDEN y EDES.
Varias de las cooperativas que operan en la provincia también comenzaron a normalizar el pago de sus gastos corrientes con CAMMESA. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, también están las que siguen sin pagar, como las cooperativas de Villa Gesell, 3 Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores.
Con la Cooperativa de Villa Gesell Cammesa arrastra un conflicto por falta de pago desde 2018 y la deuda acumulada es de 14.132 millones de pesos. En marzo, el Juzgado Federal de Dolores dio lugar a una demanda presentada por esa cooperativa contra el Poder Ejecutivo Nacional y ordenó el cese de los embargos y la ejecución de deudas. Ese fallo incluso había extendido el amparo a otras cooperativas, como las de Las Flores y Mariano Moreno, pero el gobierno apeló y la Cámara Federal de Mar del Plata revocó la decisión en agosto.
Otras distribuidoras provinciales
Distribuidoras de otras provincias comenzaron a pagar su factura en los últimos meses. Servicios Energéticos del Chaco Empresa del Estado Provincial (SECHEEP) había pagado solo el 6,5% de su factura en febrero, el 29,6% en marzo y el 6,3% en abril, pero en los últimos cinco meses pagó entre el 77% y el 100% de su consumo corriente.
Edesa de Salta no había llegado a pagar ni el 25% de su consumo en el primer trimestre y ahora regularizó sus pagos corrientes, aunque debe 38.142 millones de pesos.
La Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPE) también comenzó a pagar. En enero no había pagado nada, en febrero el 11,3% de su factura y en marzo el 55,2%. Desde abril comenzó a cumplir, aunque en septiembre pagó solo el 65,8% de la boleta. La deuda que acumula trepa a 39.820 millones de pesos
El caso de La Rioja
El camino inverso siguió Edelar de La Rioja. Hasta mayo venía cumpliendo con el 100% de su factura, pero en los últimos tres meses promedió pagos apenas por encima del 30% de su consumo y acumula una deuda de 13.717 millones de pesos.
El default eléctrico se debe a una decisión inédita del gobernador Ricardo Quintela, quien por medio del Decreto 370 y de la resolución 133/24 del Ente Regulador de Servicios Públicos provincial, ambas publicadas de abril, le ordenó a Edelar desconocer el precio estacional de la energía eléctrica (PEST) fijada por el Ministerio de Economía y no trasladarlo a los cuadros tarifarios que pagan los usuarios residenciales de la provincia
En respuesta, Cammesa presentó en septiembre un recurso de amparo en la Corte pidiéndole que deje sin efecto las dos normas provinciales.
Cooperativas de Chubut
Donde también sigue sin normalizarse la situación es en Chubut. Las cooperativas de Trelew, Puerto Madryn, Rawson y Sarmiento no le pagaron nada a Cammesa en lo que va del año. La cooperativa de Trelew acumula una deuda de 25.211 millones de pesos, la de Puerto Madryn suma un rojo de 23.602 millones de pesos, la de Rawson debe 11.156 millones y Cooperativa Sarmiento 8580 millones. Las que sí comenzaron a pagar son la Cooperativa Comodoro Rivadavia y la Cooperativa 16 de octubre.
Los que sí pagan
El listado de distribuidoras también incluye a una serie de empresas que pagaron normalmente su factura durante todo el año y no acumulan deuda, como EPE de Córdoba, Energía Entre Ríos S.A., EJESA de Jujuy, EDESTE, EDEMSA y Cooperativa Godoy Cruz de Mendoza, Cooperativa Gaiman de Chubut, EMSA de Misiones, EPEN de Neuquén, Edersa de Río Negro, Energía San Juan S.A., EDESAL de San Luis, SPSE de Santa Cruz, EDESE de Santiago del Estero y EDET de Tucumán.
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Los líderes mundiales de las principales economías, incluidos Estados Unidos, la Unión Europea y Brasil, no asistirán a la cumbre sobre cambio climático de las Naciones Unidas COP29, en Bakú, Azerbaiyán. Ursula von der Leyen, Presidenta de la Comisión Europea, no asistirá a la cumbre climática COP29 debido a los acontecimientos políticos en Bruselas, dijo a Reuters un portavoz de la Comisión, donde los legisladores de la UE están examinando a los miembros de su nueva Comisión Europea, que liderará la formulación de políticas de la UE durante los próximos cinco años. “La Comisión está en una fase de transición […]
Future Energy Summit (FES) celebra su tercera edición en Chile, consolidándose como el evento más importante de energías renovables en Hispanoamérica.
Este 27 y 28 de noviembre, más de 500 asistentes de las principales empresas del sector en Latinoamérica se reunirán en el Hotel Intercontinental Santiago, en la Región Metropolitana de Chile, para discutir y proyectar el avance de la transición energética. Con un formato que equilibra sesiones de paneles y espacios exclusivos de networking, el FES 2023 se posiciona como el escenario ideal para promover sinergias y consolidar proyectos que transformarán el panorama energético de la región.
Entre los invitados destacados se encuentran figuras clave del sector energético chileno, quienes expondrán sus visiones y estrategias en políticas de sostenibilidad, regulación y expansión de energías limpias.
Luis Felipe Ramos, Subsecretario de Energía de Chile, abrirá el debate sobre el estado actual del sector energético en el país y las políticas clave de su gestión para fortalecer el desarrollo de energías renovables.
Ramos detallará el objetivo de avanzar en la transición energética con metas cuantitativas para incrementar la capacidad renovable y mejorar el almacenamiento de energía. Su intervención también abordará los cambios previstos en la regulación del mercado de distribución, impulsados por la reforma integral que se espera implementar antes de marzo de 2025.
Otro de los protagonistas será Ernesto Huber, Director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, quien junto a otros líderes de la industria compartirá perspectivas sobre los avances necesarios para que Chile transite a un mercado eléctrico basado en ofertas. Las futuras licitaciones de transmisión para 2025 y los mecanismos para regularizar procesos licitatorios serán temas clave que Huber abordará, explorando así los próximos pasos en la evolución del mercado eléctrico chileno.
La discusión sobre sostenibilidad y tramitación ambiental estará a cargo de Valentina Durán, Directora Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). Durán analizará los desafíos recientes en la aprobación de proyectos renovables de gran escala y ofrecerá recomendaciones a desarrolladores y contratistas para mejorar sus procesos de tramitación. Asimismo, se proyectará el número de aprobaciones esperadas para 2025, subrayando el papel crítico de la evaluación ambiental en el avance de la infraestructura renovable en Chile.
En representación de la Agencia de Sostenibilidad, Rosa Riquelme, Directora Ejecutiva, expondrá los programas y oportunidades de financiamiento para el sector de renovables y el hidrógeno verde en 2025.
Riquelme resaltará aquellos segmentos de mercado que aún no han sido atendidos por convocatorias y licitaciones, proponiendo nuevos caminos para una mayor inclusión de energías limpias en Chile. Este enfoque permitirá a los participantes del FES entender los espacios aún disponibles para el crecimiento de la inversión en sostenibilidad y transición energética.
Por su parte, Marta Cabeza, Superintendenta de la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) de Chile, destacará los cambios regulatorios más recientes que impactan directamente en la expansión de proyectos renovables. Estos cambios no solo facilitarán la transición energética, sino que también crearán oportunidades para incentivar la inversión privada en el sector.
En un contexto más amplio, Cabeza ofrecerá su perspectiva sobre los pasos que el Cono Sur debería tomar para alinearse con los avances globales en sostenibilidad, asegurando así la competitividad de la región en el mercado de energías limpias.
Con la participación de altos funcionarios y líderes estratégicos, el Future Energy Summit 2023 no solo promete ser un espacio de aprendizaje e innovación, sino que también se distingue por sus sesiones de networking. Estos espacios reunirán a ejecutivos de empresas líderes, promoviendo así la creación de alianzas y acuerdos que acelerarán el desarrollo de proyectos renovables en América Latina. Para seguir el evento, el público podrá unirse a la conversación en redes sociales bajo el hashtag #FESChile.
La OPEP rebajó su previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2024 y 2025 debido a las revisiones a la baja de la demanda en China y otros mercados asiáticos.
China representó la mayor parte de la rebaja para 2024. La OPEP recortó su previsión de crecimiento de China a 450.000 bpd desde 580.000 bpd y dijo que el uso de diésel en septiembre cayó interanualmente por séptimo mes consecutivo.
Según el informe de la organización, la demanda mundial de petróleo en 2024 alcanzará los 104,03 millones de barriles diarios (mb/d), lo que supone un incremento de solamente 1,82 mb/d respecto del consumo de crudo correspondiente a 2023, lo que implica un ajuste a la baja de 107.000 barriles diarios respecto del pronóstico de octubre.
Si bien la entente espera que la demanda de petróleo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) crezca en 0,2 mb/d en 2024, el doble estimado el mes anterior, anticipa que el consumo entre los países ajenos a la OCDE aumentará en 1,7 mb/d interanual, por debajo del incremento de 1,8 mb/d previsto anteriormente.
En cuanto a 2025, la OPEP anticipa que la demanda global de crudo alcanzará un promedio de 105,7 mb/d, cifra que supone un crecimiento de 1,5 mb/d respecto a la estimada para 2024, pero que implica un debilitamiento de 103.000 barriles diarios respecto del incremento del consumo previsto en octubre.
El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública el nuevo plan de descarbonización, correspondiente al segundo tiempo de la transición energética del país, en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico.
El proceso de consulta estará abierto hasta las 23:59 horas del lunes 16 de diciembre de 2024 y el plan da continuidad al compromiso establecido en el primer acuerdo de retiro y/o reconversión de centrales a carbón (suscrito en 2019) y la ley marco de cambio climático (publicada en 2022).
El plan traza una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón en Chile, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.
El primer eje está vinculado con el desarrollo “urgente” de proyectos que aporten al cumplimiento de las metas climáticas nacionales y fortalecer instrumentos para su inserción territorial sostenible.
Por lo que entre las principales se destacan la incorporación de incentivos en las licitaciones de terrenos fiscales para aquellos proyectos en zonas de transición energética por retiro o reconversión de centrales a carbón, que permitan mantener o compensar la actividad económica, y en áreas planificadas por el estado a través de instrumentos de planificación energética sometidos a Evaluación Ambiental Estratégica.
Asimismo, dicho eje contempla que para el 2030 esté lista la primera unidad de generación eléctrica a carbón reconvertida a tecnologías con combustibles sostenibles (hidrógeno / amoníaco verde vía co-combustión o mezcla) y condensadores síncronos; o mismo la implementación de sistemas de almacenamiento de energía puros o aislados en la planificación urbana
El eje N°2 tendrá el foco puesto en la transmisión eléctrica, mediante el refuerzo de la señal de localización en los instrumentos de largo plazo (a partir de 2027), un esquema de inversiones privadas en la materia, exenciones de estudio de impacto ambiental para ciertas obras (Modificación DS N°40 – reglamento del SEIA) e incentivos económicos en el modelo de remuneración, relacionada con los esquemas de control basados en automatismos (cambios al DS N° 125).
También abarca la identificación de una cartera de “obras estratégicas” (OOEE) que requieran participación más activa del Estado para su ejecución a partir de los escenarios de proyección de oferta y demanda energética y a través de una modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos entre 2025 y 2026.
“Las obras de expansión que surjan del Plan de Expansión de la Transmisión (PET) desarrollado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) seguirán su curso actual, pero el PET incorporará automáticamente en su cartera a aquellas OOEE que la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) determine”, señala el documento.
El tercer eje proyecta una operación altamente renovable junto a mejoras de mercado para los servicios complementarios (SSCC), a fin de lograr un sistema eléctrico a corto plazo seguro y flexible y con perfeccionamiento en la conformación de precios mayoristas.
Por tal motivo es que el Ministerio de Energía de Chile propone modificar el diseño actual del mercado SSCC para incentivar mayor competencia y número de players en las subastas, pasando desde la opción de mercado «pay as bid» (precios diferenciados) hacia «pay as clear (precio uniforme).
Además, se evaluarán nuevos requerimientos normativos y mecanismos que permitan habilitar la participación de la demanda en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios; a la par que se prevé poner en práctica acciones adicionales tales como la revisión de los mecanismos actuales de participación de la demanda en dicho mercado (Cargas Interrumpibles, Desconexión Automática de Cargas y Desconexión Manual de Cargas), mediante modificaciones en la ley de servicios eléctricos, el reglamento de potencia y el de SSCC.
Mientras que el eje N°4 está compuesto por la optimización del abastecimiento de clientes finales, la modernización del mercado de servicios complementarios hacia el largo plazo y la compensación de carbono.
Como consecuencia, plantea la reformulación de las licitaciones de suministro, que incluirá un sistema de ponderación que priorice los atributos de flexibilidad, seguridad y sostenibilidad, requisitos técnicos específicos para cada fuente de energía y distintos modelos de contrato con diversos periodos de duración e inicio de prestación.
Y entre otras de las grandes novedades del nuevo plan de descarbonización resalta la creación de un sistema de comercio de emisiones (ETS) de gases de efecto invernadero, basado en un esquema de cap and trade en el sector energético a partir de 2025.
El récord de generación renovable en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Panamá ha sido bien recibido ya que permitió desplazar generación térmica para cubrir la demanda local y generar excedentes para exportar al mercado regional. No obstante, también ha dejado en evidencia la influencia que estas tecnologías tienen en la dinámica del mercado spot y la necesidad de licitaciones abiertas de largo plazo que brinden mayor estabilidad.
Tras aquel hito de renovables y mirando la otra cara de la moneda, se advierte que las empresas de generación que no tienen contrato a largo plazo o que tienen una razonable exposición al mercado de oportunidad, estarían enfrentado una baja en sus ingresos y por ende riesgo de incumplimiento de indicadores financieros.
¿A qué precio se vende su energía en el mercado Spot? Según pudo relevar Energía Estratégica, en estos primeros días de noviembre los valores fueron variando entre los $ 0 MWh y $ 52 MWh con precios promedios diarios menores a $ 30 MWh. Mientras que un precio de energía más acorde de acuerdo con generadores debiera estar en una banda entre $ 60 a $ 70 MWh.
Esta baja impactó en los cálculos económicos de generadoras operativas a partir de tecnologías renovables con menor o nula participación en el mercado de contratos.
Según comentó un agente del mercado, el hito de este día lunes no es la primera vez que sucede y, si bien trajo beneficios para el intercambio regional al país, repercutió de manera negativa en algunas centrales renovables; sobre todo en aquellas tecnologías que por su naturaleza no participan en el mercado de Potencia Firme.
«Accionistas han recobrado poco o casi nada de su inversión inicial», advirtió la fuente consultada.
Y amplió: «La capacidad de repago de deuda que está teniendo muchas empresas actualmente, sobre todo hidroeléctricas y fotovoltaicas, dependen de una contratación de largo plazo urgente para refinanciar sus préstamos bancarios».
¿Qué podría mejorar el escenario actual? Una rápida respuesta que encuentra consensos entre agentes del mercado es convocar a una licitación de largo plazo mejorando las condiciones de participación para que participen centrales nuevas como existentes de diversas fuentes de generación.
Al respecto, es preciso recordar que en Panamá actualmente está en marcha una licitación de corto plazo impulsada por la administración actual para cubrir el suministro de las distribuidoras.
Sin embargo, la cancelación de la licitación de 500 MW de potencia y energía que había sido lanzada a mediados de este año podría ser la respuesta para mejorar la rentabilidad de centrales existentes y una oportunidad de brindar estabilidad de largo plazo.
Sobre este punto, el agente del mercado consultado, concluyó que el correcto funcionamiento en un mercado privatizado solo se da con una competencia amplia y justa, con contratos de largo plazo que permitan una mejor estructura de financiamiento para el proyecto, sin posición dominante de algún agente y que se hagan respetar las reglas del juego en forma imparcial. Desde su perspectiva, la diversificación de la matriz debería ser producto de las ventajas y mejores precios que se puedan obtener de cada tecnología, tanto en época de bonanza como en época de escasez.
Desde la Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) han expresado optimismo ante la estrategia en materia eléctrica presentada por la nueva administración de México, especialmente en el ámbito de la generación de energías limpias.
Carlos Aurelio Hernández, presidente de la Comisión Nacional de Energía de Coparmex, la calificó como una gran oportunidad para las inversiones, señalando que, tras años de estancamiento, podría reactivar el sector.
«Es un banderazo de salida para las inversiones principalmente en la parte de generación renovable. Recordarás que en los últimos seis años se detuvieron arbitrariamente los proyectos de la iniciativa privada», introdujo Hernández.
Este nuevo impulso, según Hernández, refleja que el gobierno ha tomado en cuenta varias propuestas que circularon por parte de sindicatos, ONGs y asociaciones civiles y empresarias, y estaría buscado reactivar al sector.
Una de las propuestas más destacadas en el plan del nuevo gobierno es la inversión en transmisión y distribución, áreas clave para mejorar la capacidad del sistema eléctrico. Solo la mediante la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se prevé 4,600 MDD en 60 proyectos de transmisión y 278 MDD en 41 proyectos de distribución.
Ahora bien, también se contemplan obras de refuerzo a la red nacional de transmisión por un total de 7,403 MDD entre 2025 y 2030 para acompañar las metas de transición energética.
Coparmex ve con buenos ojos esta iniciativa, pero advierte que se deberá hacer un seguimiento a su concreción. «Nos parece fundamental que se puedan cumplir los objetivos para tener la mayor cantidad de interconexiones de centrales eléctricas y centros de carga», mencionó Hernández.
Por otro lado, sobre el campo de la generación el presidente de la Comisión Nacional de Energía de Coparmex advirtió que aún quedan dudas sobre cómo se implementarán los porcentajes de participación para las inversiones privadas. Por lo pronto, queda claro que esta se limitaría para no superar el 46% del mercado, sin embargo dicho porcentaje plantea interrogantes sobre los esquemas como APP y participación en los distintos segmentos del mercado.
Al respecto es preciso indicar que, si bien la nueva estrategia de gobierno plantea que los privados podrán concretar entre 6.400 MW y 9.550 MW de energía renovable para 2030 no se sabe si esta será excluyente para el segmento de gran escala interconectado a redes de transmisión o si también incluirá generación distribuida o abasto aislado.
Sobre estos segmentos del mercado, también hay elementos a favor y en contra ante los cambios planteados por la nueva estrategia del sector eléctrico. Por ejemplo, se menciona el aumento del límite para la generación distribuida de 0,5 MW a 0,7 MW; no obstante, desde Coparmex señalan que se esperaba un incremento mayor.
«Vemos con buenos ojos el aumento a 0,7 MW, pero nuestra propuesta era llegar al menos a 1 MW», señaló Hernández. Desde su perspectiva, una mayor capacidad sería relevante principalmente para las empresas que buscarían optar por estas alternativas de generación sostenibles que les permitan ser más competitivas en sus actividades productivas.
La Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener SA (Transener) busca llevar adelante el plan de expansión del sistema de transmisión y distribución troncal (publicado el año pasado mediante la Resolución SE 507/23) que permita resolver uno de los principales cuello de botella para el ingreso de más parques renovables en Argentina.
Dicho plan prevé cerca de USD 9.800.000.000 de inversiones para ampliar la red y sumar más de 7800 de capacidad, de los cuales alrededor de 3500 MW serían para generación eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto; las cuales podrían amortizar el costo de las obras.
“Llevado adelante el plan y permitiendo que las nuevas líneas de transmisión y distribución troncal vinculen la generación renovable más eficiente con los principales nodos de demanda, producirá ahorro en los costos de despacho”, indicó Carlos Borga, director técnico de Transener, durante un evento organizado por la Universidad Austral.
“Una vez llevada adelante las primeras obras lanzándose desde la actualidad a tres años, pueden generar beneficios que igualan el costo de esa infraestructura. Es decir que en 10 años se pueden tener un ahorro de despacho de aproximadamente USD 1.000.000.000 por año que repagará los proyectos, por lo que se debe comenzar con ellos para llevar a cabo la eficientización del sistema”, agregó.
Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año y que sumaría más de 2100 MVA de capacidad de transformación; o mismo la interconexión Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.
Mientras que para la expansión del sistema por distribución troncal, se contemplan 4994,95 kilómetros de líneas y 79 nuevas estaciones transformadoras, por un total de inversión cercano a los MMUSD 3630 a lo largo de 17 jurisdicciones del país.
¿Cómo sería el financiamiento?
Transener le propuso a la Secretaría de Energía de la Nación que se implemente un mecanismo de “estampillado” por el cual se traslade el costo de los primeros proyectos a la demanda, considerando que beneficiaría a todo el sistema. Esto quiere decir que cobraría un “plus” para juntar dinero que termine repagando la infraestructura.
“Para el caso de AMBA I, en aproximadamente seis meses ya se podría juntar el dinero para las primeras compras de equipamiento del proyecto si se inicia el proceso ya mismo, considerando tres años de obra y empezando a recaudar a través de la tarifa”, aseguró Borga.
“Y se debería juntar hasta que concluya la obra; por lo que, pensando en un estampillado a tres años, el costo de sistema tendría un incremento promedio de aproximadamente 3,4%, lo que significaría un aumento de 1,4% promedio en la tarifa en tres años y sólo 0,2% en el índice de precios al consumidor (IPC)”, detalló.
La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) celebrará la 8va edición del evento líder en el segmento de energía solar en la isla, el SESA Summit, los días 18 al 20 de noviembre en el Centro de Convenciones de Puerto Rico.
Dicho evento reunirá a más de 50 expertos locales y nacionales para la discusión y actualización de una amplia variedad de temas relacionados con la industria, así como la importancia de continuar expandiendo los esfuerzos en pro de una mayor penetración de energía solar y almacenamiento en Puerto Rico. Esto, en alineación con las metas de transición a energía renovable según lo establece la política pública energética local.
Como parte de las conferencias de esta edición del SESA Summit, se discutirán temas tales como proyecciones regulatorias del segmento, oportunidades de otorgación de fondos federales para la expansión de proyectos de energía solar, perspectivas sobre el mercado de energía solar distribuida y de almacenamiento en Puerto Rico; el impacto de la medición neta, y el caso en corte federal para proteger la medición neta.
El evento también presentará temas de innovación como plantas virtuales de energía (“virtual power plants”) y el surgimiento del “Negawatt”, un concepto poco conocido mediante el cual se examinará cómo las medidas de eficiencia energética contribuyen a la reducción de la demanda y los potenciales beneficios para la red en la isla.
El miércoles, 20 de noviembre, en horario de 10:00am a 4:00pm, el público en general tendrá la oportunidad de asistir de forma gratuita al área de exhibidores, donde se llevará a cabo una feria de empleos por empresas del sector energético. Además, podrán conocer las últimas innovaciones en productos solares y baterías.
Javier Rúa Jovet, director de Política Pública de SESA, expresó que “es importante seguir informando y educando sobre el rol fundamental de la energía solar y almacenamiento. Cada vez son más los puertorriqueños que encuentran en la energía solar una opción asequible para asegurar el suplido de energía en sus hogares. Este evento ofrece una oportunidad para que todos los componentes del segmento energético se mantengan actualizados en un tema que cobra más y más importancia tanto a nivel individual como colectivo. También queremos que la comunidad en general sepa que hay empleos en el sector de energía, y se den cita en la feria de empleos que tendremos”.
Para más información sobre el SESA Summit, agenda y conferenciantes, puedes acceder sesapr.org/summit.
Un camión cisterna de YPF, cargado con combustible para aeronaves, colisionó contra un vehículo estacionado en Puerto Iguazú, Misiones, provocando un derrame de material altamente inflamable. El incidente, ocurrido el lunes por la noche, activó la intervención de Bomberos Voluntarios, quienes controlaron la situación y limpiaron la zona para evitar riesgos mayores.
El siniestro ocurrió detrás del estacionamiento de camiones próximo a la Opessa, cuando un camión cisterna de la empresa YPF, cargado con combustible, colisionó contra un vehículo Volvo de patente brasileña que se encontraba estacionado.
El choque provocó graves daños en el contenedor del camión de la petrolera, lo que derivó en el derrame de JP1, un combustible altamente inflamable utilizado en aviación. La situación generó preocupación tanto en el conductor del transporte, identificado como Sergio S. como en los vecinos del lugar.
Ante la gravedad del derrame y el riesgo de un posible incendio, personal de Bomberos Voluntarios de Puerto Iguazú se presentó rápidamente en la zona. Como medida de prevención, se procedió a limpiar el material derramado y a controlar el tránsito vehicular para evitar mayores riesgos. Según informaron fuentes policiales, no se reportaron heridos ni daños materiales adicionales.
El conductor de YPF relató que el impacto ocurrió mientras maniobraba el camión, cuando la parte trasera de su tanque cisterna chocó con el camión estacionado. El impacto generó una fisura en el tanque, por la cual comenzó a derramarse el combustible en la vía pública.
Para garantizar la seguridad en la zona y evitar incidentes mayores, la empresa YPF envió otro camión cisterna al lugar. Este vehículo se encargó de realizar el traspaso del combustible restante del tanque dañado, con el objetivo de reducir el riesgo de un nuevo derrame.
RP Global, el desarrollador, operador e inversor en el sector de las energías renovables, y GIZ, empresa internacional del gobierno federal alemán, celebrarán el próximo jueves 21 de noviembre la firma del acuerdo de cooperación público-privada (PPP) para el “Proyecto Gaucho de Hidrogeno Verde y Amoniaco Verde”.
El encuentro se llevará a cabo en la sede de la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina), en Buenos Aires, y estarán presentes funcionarios del gobierno nacional y del gobierno de la provincia de Santa Cruz, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y representantes de diversas empresas relacionadas con el sector de las energías renovables y el hidrogeno verde. Con el apoyo de la AHK Argentina, se brindará información sobre los objetivos y líneas de acción de dicho acuerdo, según precisaron las empresas.
Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, las embajadas de Alemania de Austria y de los Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.
El proyecto
El proyecto estará ubicado en Puerto Deseado y Puerto Punta Quilla, Santa Cruz. Contará con tres fases de desarrollo. La primera contempla la producción de 4330 MW de Energía eólica para producir 1,88 Mton/año de amoníaco (NH3). La segunda 5000 MW para producir 2,10 Mton/año de NH3. Y la tercera 4720 MW para producir 2,08 Mton/año de NH3.
Este acuerdo se enmarca dentro del Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania promueve proyectos y el desarrollo del mercado del hidrógeno verde en determinados países en desarrollo y emergentes como parte de la Estrategia Nacional del Hidrógeno.
A su vez, el espacio reunirá a los principales actores del sector, generando así el lugar propicio para continuar desarrollo del sector del Hidrogeno en el país y avanzar en lineamientos concretos para la promoción del desarrollo de la industria del hidrógeno en la Argentina.
La inscripción previa es a través del siguiente link: registration form
El intendente de Neuquén, Mariano Gaido, presentó el presupuesto 2024 del distrito ante el Consejo Deliberante y aseguró que el 45% del total será destinado a obras en la Ciudad para impulsar el crecimiento y acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. El presupuesto de este año presentó un superávit de $40.740,7 millones, con ingresos por $132.405,2 millones y erogaciones por $91.664,5 millones. En diálogo con EconoJournal, Gaido destacó: “El superávit que nosotros logramos desde el primer día generó una buena administración que nos permitió tener un buen plan de obras que estamos implementando y relanzando”.
“Se trata de un plan que está vinculado al crecimiento de la ciudad de Neuquén, que crece cuatro veces más de lo que crece el país. Esto es producto de la oportunidad que brinda Vaca Muerta. El sector privado necesita de ciudades como Neuquén que tiene las cuentas ordenadas y superávit. Tenemos la obligación y la responsabilidad de darle sustentabilidad y garantía a las empresas, de que las inversiones que realizan tengan el acompañamiento de la ciudadanía”, destacó el mandatario distrital.
El intendente de Neuquén, Mariano Gaido
—¿Cuáles son las estrategias que impulsaron desde el Municipio para acompañar el crecimiento de la ciudad de Neuquén?
–Como intendente estoy acompañando el desarrollo de la ciudad producto de las 25 familias que llegan por día a Neuquén. Son personas que llegan a trabajar o en busca de un futuro, tal como pasaba en los ‘70. Hoy es una realidad que Neuquén le brinda una posibilidad al país, a profesionales, a técnicos que buscan trabajo. Vaca Muerta significa una Pampa húmeda sin riesgo climático. En 2029 o 2030 vamos a tener los mismos recursos que la Pampa húmeda, o quizás antes. Esto tiene que ver con un gobierno nacional que está tomando decisiones positivas e importantes para que el desarrollo de la formación suceda. El superávit que nosotros logramos desde el primer día generó una buena administración que nos dio un buen plan de obras que estamos implementando y relanzado. Es un plan que tiene que ver con un 45% de presupuesto destinado a las obras públicas. Está vinculado al crecimiento de la ciudad de Neuquén, que crece cuatro veces más de lo que crece el país. Esto es producto de la oportunidad que brinda Vaca Muerta.
—¿Cuáles son los pasos a seguir? ¿Qué es lo que hace falta para aprovechar todo el potencial de la cuenca Neuquina?
–Tenemos la obligación y la responsabilidad de darle sustentabilidad a las empresas y la garantía que las inversiones que realizan tengan el acompañamiento de la ciudadanía. La paz social, el equilibrio del crecimiento de nuestras ciudades, con servicios y con oportunidades, son la garantía para el sector privado. Ese sector necesita de las ciudades como Neuquén que tiene las cuentas ordenadas, superávit. Estamos preocupados y ocupados en que las inversiones que lleguen a Vaca Muerta no tengan inconvenientes, sino que se viabilicen y que potencien la industria.
Por eso, tenemos que tener la responsabilidad de generar servicios para que la ciudadanía no vea que el gas le llega a Buenos Aires y a los barrios de Neuquén no. Debemos corregir los errores del pasado. Nosotros durante los primeros cuatro años fuimos por debajo de la inflación. La inflación de esos años fue de 2100% y las tasas se incrementaron en un 718%. Claramente, le pusimos el hombro al pulmón económico de la Ciudad. Había que corregir esa situación. Todo esto tenía que ver con la macroeconomía. Ahora que está corregida la economía tenemos que actuar rápido y brindar obras y servicios para que llegue la inversión a la industria. Por eso, creamos la tasa ambiental y herramientas necesarias para acompañar el crecimiento.
Potencial neuquino
Gaido también se refirió al potencial que tiene Vaca Muerta y las oportunidades que poseen los neuquinos para poder desarrollarse profesionalmente teniendo en cuenta los desafíos que traerá aparejado el incremento en la producción y la posibilidad de que la Argentina se convierta en un exportador global de hidrocarburos. También, dio cuenta de los trabajos que se deben impulsar desde la provincia para apuntalar todo ese crecimiento.
—¿Cómo gestionar la sobre expectativa?
–Me encanta tener este problema. Me pone feliz y me enorgullece que Vaca Muerta sea la posibilidad del país, que sea la gran oportunidad. Los neuquinos nos tenemos que hacer cargo de poner condiciones justas de desarrollo y planificar nuestra región, trabajando en equipo. Tenemos que pensar qué hacemos para que los neuquinos estén mejor cuando muchas veces fueron dejados de lado. Los gobiernos anteriores plantearon situaciones en nuestra región que no cumplieron nunca. Somos responsables de plantear cuál es el desarrollo y cuál es la planificación para acompañar ese crecimiento, algo que no es fácil. Neuquén está dentro de las ciudades que más crecen. Tiene 300.000 habitantes de día y 700.000 de noche porque vienen de todas las ciudades comerciales, educativas, de salud, a la capital. Tenemos que acompañar el crecimiento con obras.
—¿Hasta qué punto su gestión y su equipo pueden resolver estas cuestiones respecto a las obras que son necesarias para potenciar el desarrollo y en qué momento se necesita de una coordinación a nivel nacional o provincial?
–El desarrollo urbanístico es una de las aristas de la ciudad. Nosotros tenemos un plan de obras basado en avenidas para que Neuquén se transforme en la ciudad de los 10 minutos. Inauguramos más de 20 avenidas para conectarla y hacerla más dinámica. Además, planteamos un plan de obras de servicios. El asfalto llega con los servicios. Hay que trabajar en equipo con el gobierno provincial, algo que ya estamos haciendo. Tenemos una relación excelente con el gobernador y eso ayuda muchísimo para poder plantear las obras que necesita la provincia.
Nosotros no tenemos jurisdicción para hacer las obras nacionales y eso es lo que nos está faltando. Estoy de acuerdo con el superávit, con administrar bien. Pero tenemos que ser responsables. Nosotros tenemos la autovía norte que está colapsada. Necesitamos que esas obras sucedan. Eso es viabilidad nacional y se debe resolver. Una de las cuestiones importantes de Vaca Muerta tiene que ver con los ductos, con la logística, pero también es importante el cómo se llega a los pozos, a las zonas petroleras, y en eso las rutas son fundamentales. Creo que fue una gran decisión que el gobernador destinara 700 millones de dólares al plan de obra vial a la provincia. Él llevó un ordenamiento importante a nivel provincial.
—¿La provincia o el municipio pueden gestionar este tipo de obras de forma autónoma?
–La responsabilidad era de Vialidad nacional. Ahora se deben dar las herramientas. El Estado debe estar presente en las situaciones en las que se lo necesitan. Las rutas son prioritarias para el traslado de recursos, de personal. Deben ser seguras, como pasa en el mundo. Fuimos a Houston, al polo tecnológico, y me gustó mucho entender la economía de allá. Era una ciudad que estaba mirando al petróleo y ahora cambió a un distrito médico y tecnológico. Debemos copiar esos modelos. Nosotros inauguramos un polo tecnológico y estoy convencido de que esto va a ayudar a Vaca Muerta, al desarrollo. Esa es una opción que nos puede servir para diversificar nuestra economía y ser un distrito médico. Creo que Neuquén capital tiene las posibilidades de ser un distrito médico de investigación científica de punta a nivel nacional e internacional.
Receptividad de la industria petrolera
Gaido también analizó la postura de la industria petrolera respecto a la posibilidad de diversificar la economía de la provincia y sumar a otros sectores independientes del sector energético.
—¿Cómo ve la receptividad de la industria del Oil & Gas?
–En la inauguración del polo tecnológico, que fue una inversión privada de SIMA y Sancor, estuvo presente el presidente de YPF, Horacio Marín, y dijo que en ese lugar se necesita incorporar un centro de capacitación con salida laboral inmediata y corregir los accidentes que suceden en la industria. Creo que las empresas tienen toda la decisión de invertir en becas y que lo hacen a nivel provincial. Las veo predispuestas. La cuestión vial no tiene que ver con algo de hace un año atrás. Tener este problema vial habla de una falta de planificación desde hace por lo menos 10 años. Falta una corrección drástica. Esto tiene que ver con inversiones que nunca llegaron.
Hubo contratos firmados por lo de la Ruta N°7 y el gobierno nacional paralizó la obra pública. Yo creo que lo que estaba firmado había que continuarlo. No comparto esa decisión. Pero lo que sucedió en Neuquén es que con presupuesto propio continuamos todas las obras y las finalizamos. No podíamos tomarnos la posibilidad de perder el tiempo porque tenemos problemas de infraestructura desde hace muchos años. El gobierno provincial lanzó este programa y convocó a las empresas para que se desarrollen las obras viables ante la falta de previsibilidad. Estamos interesados en que eso suceda.
—¿Cree que el gobierno nacional tiene que hacer una cesión de las rutas nacionales a la provincia?
–Creo que el gobierno nacional, ante la imposibilidad y falta de interés de realizar las obras, debería ceder las rutas, pero junto con los impuestos que recaudan.
—¿Se puede dar esa discusión?
–Necesitamos las rutas con prioridad. Queremos que esta gran oportunidad empiece por Neuquén. Las rutas tienen que estar puestas en condiciones. Si ceden las rutas también se deben ceder los recursos que se recaudan por esas rutas. Sería injusto que nos den las rutas y no los recursos.
Crecimiento
—¿Cómo puede evitar que el desarrollo de la ciudad sea caótico?
–El primer barrio de Neuquén, hace 120 años, nació de un asentamiento. A Neuquén siempre le faltó planificación. Pero nosotros tenemos cuatro ejes para la gestión: que sea planificada, moderna, inclusiva y participativa. Incorporamos y creamos nuestro Instituto de Urbanismo. Fue un instituto fundamental para que se terminen los asentamientos. En la actualidad, no hay asentamientos. Esto es así desde que yo estoy en la gestión. No hubo toma ni de un metro cuadrado. Eso tiene que ver con medidas que tomamos favoreciendo al sector privado en el desarrollo urbanístico, dando beneficios. Por esto, se llevaron adelante inversiones vinculadas al desarrollo de loteos, edificios. Hoy Neuquén tiene 127 edificios en construcción. Después de Buenos Aires estamos nosotros a nivel de metros cuadrados. Es un desarrollo urbanístico tremendo. Neuquén tiene 400.000 metros cuadrados anuales de construcción. Creamos una herramienta que tiene que ver con el desarrollo de loteos con servicios que financia la Municipalidad con el superávit.
—¿Eso para contener el asentamiento?
–Algunas familias llegan con trabajo, pero muchas otras no. Las que llegan con trabajo se incorporan al sector privado, pero las que no, llegan, se instalan y tienen un plan ordenado vinculado con el desarrollo de loteos con servicio. Hay loteo social que implica que nosotros los vamos acompañando en ese proceso para que puedan instalarse en Neuquén. Eso lo hemos implementado en la Ciudad para poder acompañar a los sectores que están en situaciones más difíciles.
El loteo que nosotros hacemos cuenta con todos los servicios (luz, agua, gas, cloacas) y lo hemos ampliado a la sociedad en su conjunto. Ya firmamos 40 convenios con distintas instituciones, por ejemplo: el Colegio de Abogados, de Ingenieros, con sindicatos, cooperativas, con la Policía de Seguridad Aeroportuaria (PSA). Ya llevamos seis barrios inaugurados con 5.000 lotes con servicios entregados. Cada vez que inauguramos un barrio, este se divide por cada sector. Todos participan de ese barrio. Todos tienen un porcentaje y saben que hay un programa que es eficiente porque la Municipalidad con el superávit lo sostiene económicamente, pero además el 91% paga los lotes. El Instituto de Urbanización cobra la cuota.
Ahora estamos desarrollando dos barrios de 800 lotes cada uno. Vamos a entregar uno en abril y otro en junio. Los lotes se asignan por sorteo. También tenemos el “Plan Joven”. Esta iniciativa la desarrollamos porque Neuquén tiene un 60% de jóvenes y ellos nunca tenían acceso a un lote para tener una vivienda y también necesitan una oportunidad. Cada vez que hay un nuevo loteo, hay un cupo para los jóvenes.
—Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos, ¿hubo algún modelo a seguir?
–No. Fue nuestro. Cuando lo implementamos se nos decía que íbamos a fundir la Ciudad. Yo dije que sería lo contrario, que íbamos a invertir y que esto iba a ser un motor de desarrollo laboral y económico fundamental. Esta es una de las herramientas que necesita Vaca Muerta. La formación precisa paz social, que los gobiernos demos las condiciones para que las empresas lleguen, se desarrollen y no tengan conflicto. Y para que no haya conflicto debe haber un crecimiento sustentable. Esto significa un incremento en infraestructura, caños, perforaciones.
Se necesitan las inversiones de las empresas y que la Ciudad crezca con desarrollo equilibrado desde el punto de vista del sistema de salud, de educación, más la cuestión recreativa. Se necesita de una ciudad en donde la gente pueda caminar, ir al supermercado, al shopping, una ciudad para vivir. Esto es lo que estamos desarrollando. También, se precisa generar nuevas economías. La economía del turismo llegó para quedarse en la ciudad de Neuquén, con los centros de convenciones que inauguramos, con los paseos costeros que desarrollamos. El estado tiene que ser la chispa que encienda al sector privado. Hay que apoyar y generar infraestructura.
Nosotros desarrollamos infraestructura, avenidas. El 80% de la ciudad tiene iluminación led, todo eso fue con inversión municipal. Hay barrios en la capital a los que les faltan los servicios. Tenemos que ir mucho más rápido para corregir los errores del pasado. Esto se logra siendo eficientes en la administración de los recursos.
Minas Argentinas, una empresa del grupo AISA y operadora del proyecto de oro Gualcamayo, anunció una ambiciosa inversión de US$ 1.000 millones en San Juan para ingresar en los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que lanzó este año el gobierno. La iniciativa primero fue presentada por directivos de la empresa al gobernador sanjuanino Marcelo Orrego. Luego se presentó formalmente como VPU (Vehículo de Proyecto Único) al Ministerio de Economía de Luis Caputo para ingresar al régimen. Es el primer proyecto del RIGI en San Juan.
Oro
Se trata de un plan de inversiones que involucra a distintos proyectos: por un lado, una inversión de US$ 485 millones en la mina de oro Proyecto Carbonatos Profundos, donde planea completar durante 2025 el estudio de factibilidad e ingenierías que permitan definir un plan de producción y el inicio de la construcción de la nueva mina subterránea, un sistema de molienda y una planta de flotación con capacidad para 4.000 toneladas diarias. Carbonatos Profundos podría producir 120.000 onzas de oro anuales durante más de 17 años, detalló el comunicado de Minas Argentina del grupo AISA, liderado por el empresario español Juan José Retamero.
Además, el plan prevé una inversión de US$ 52 millones en cinco años para avanzar en exploración y obtener mayores recursos y reservas. Esta campaña de exploración no sólo pondrá el foco en el oro, sino que también la compañía “encontró fuertes indicios geoquímicos del potencial de uno o más pórfidos de molibdeno y cobre”.
Cales
Otra inversión que presentará Minas Argentina para ingresar al RIGI es el proyecto de producción de cales industriales. Gualcamayo es un gran yacimiento de calizas de alta pureza y cuenta con más de 400 millones de toneladas ya extraídas y trituradas.
La ubicación geográfica de la mina permite tener una ventaja logística para llegar con la cal a quienes serán grandes consumidores de este producto, como son los proyectos de cobre del norte de San Juan, Catamarca y Salta; los desarrollos mineros del norte chileno y las plantas de litio del norte argentino, señalaron en la compañía. Este proyecto requerirá de la construcción de un gasoducto que vaya desde la ciudad de San Juan hasta Jachal y luego Gualcamayo. El monto de la inversión sería de US$ 75 millones.
Parque solar
El proyecto (VPU) que Minas Argentinas presentará para ingresar a los beneficios del RIGI incluye la construcción de un parque fotovoltaico en Gualcamayo que tendrá una capacidad instalada de 50 MW que serán utilizados para uso exclusivo de las necesidades eléctricas de la mina. La inversión de este parque será de US$ 37 millones a iniciarse en 2025.
La empresa aclaró que “más adelante se deberá avanzar en la construcción de un enlace de 500 kV (kilovolt) que se vincule con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) que permita vender la energía a cualquier punto del país”. Esto será parte de un segundo VPU que el grupo AISA estima presentar para ingresar con nuevas inversiones al RIGI.
Lixiviación
El plan de inversiones de Minas Argentinas completa la ampliación y repotenciación de su actual sistema de lixiviación, que permitirá a partir de 2025 producir oro y plata durante los próximos años de áreas que ya se consideraban agotadas. La inversión para este proyecto será de US$ 350 millones y se iniciarán en el primer trimestre del año que viene.
“Estamos muy felices por el avance que estamos teniendo en Gualcamayo. Esta era una mina en proceso de cierre hace un año y hoy está alumbrando inversiones millonarias que nos darán, por lo menos, tres décadas más de trabajo. Cuando se crean las condiciones adecuadas, se forman los equipos correctos y, sobre todo, se cuenta con el empuje y compromiso de una familia como la de Juan José Retamero, decidida a invertir para generar más desarrollo, el único camino es el del crecimiento sostenido, y a eso apostamos en Minas Argentinas”, afirmó Ricardo Martínez, director Ejecutivo de Minas Argentinas.
“El grupo están ya analizando la presentación de un segundo VPU para los próximos meses, una vez aprobado este primer RIGI. El mismo podría llegar a comprometer otros US$ 1.000 millones en inversiones en temas de generación fotovoltaica y construcción o mejoras del sistema de transmisión en alta tensión”, resalta el comunicado de Minas Argentinas.
Eletrobras obtuvo en los nueve primeros meses del año un beneficio neto de US$ 1.607,7 millones, un salto del 164,7% frente al del mismo período de 2023.
La compañía explicó en un comunicado que el fuerte salto en las ganancias obedeció al reconocimiento por parte del Gobierno de la revisión de la dimensión de los activos de transmisión que tuvieron ajuste tarifario este año. Esa revisión tuvo un impacto de US$ 937 millones en el resultado.
Según su balance financiero, los ingresos brutos de Eletrobras entre enero y septiembre sumaron US$ 5.865 millones con un aumento del 3,7% frente a los nueve primeros meses del año pasado.
A pesar del leve crecimiento de las ventas, el aumento de la eficiencia permitió que el beneficio bruto de explotación recurrente (Ebitda) de Eletrobras se elevara un 30,1% en los nueve primeros meses, hasta US$ 3.679 millones. El aumento de los recursos disponibles permitió que la empresa elevara sus inversiones entre enero y septiembre de este año en un 12,5% frente al mismo período del año pasado, Igualmente permitió que la deuda bruta ajustada de la empresa privatizada en junio de 2022 se redujera en un 0,4% en el último año, hasta US$ 12.270 millones a finales de septiembre pasado.
La empresa informó que su capacidad instalada de generación en septiembre era de 44.191 megavatios, el 22% de toda la capacidad de generación de Brasil, de los que el 97% procede de fuentes renovables.
Eletrobras posee u opera actualmente 47 centrales hidroeléctricas, 31 plantas eólicas, un parque solar y solo 7 plantas térmicas.
La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) informó este lunes que el incendio que se produjo en horas de la mañana, en el Complejo Operativo Muscar, en el oriental estado Monagas, “lo perfilan como un ataque a nuestra industria”.
“Hasta el momento, se han atendido en centros de salud a cinco trabajadores con lesiones a causa de la explosión; garantizándoles la atención médica especializada y brindando todo el apoyo requerido”, detalló la petrolera estatal en un comunicado difundido en su canal de la red social Telegram.
Indicó que un equipo conformado “por diversas organizaciones de la industria petrolera, Protección Civil, Guardia Nacional Bolivariana, Bomberos del estado Monagas y de PDVSA, se mantienen en el sitio desde el momento en que fue reportado el incidente para llevar a cabo las labores pertinentes y mitigar el evento”.
Agregó que se realizan las maniobras para resguardar a las personas, conforme con los protocolos de seguridad, y que el equipo técnico trabaja para el control de la emergencia y determinar las circunstancias del incendio.
El gobernador de Río Negro,Alberto Weretilneck, y la secretaria de Energía provincial, Andrea Confini, recorrieron las instalaciones de la primera exploración no convencional de la parte rionegrina de Vaca Muerta.
Los funcionarios visitaron Confluencia Norte, el área a cargo la empresa Phoenix Global Resources, que puso recientemente en producción el primer PAD de tres pozos shale en la provincia patagónica.
La visita, guiada por el CEO de la compañía Pablo Bizzotto, tuvo como principal objetivo recorrer las instalaciones y mostrar los aprendizajes de esta primera experiencia, remarcó la empresa.
El primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros según el compromiso asumido, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno. Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.
Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de esa área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte. Hasta el momento, la producción asciende a 4.000 barriles diarios de petróleo dentro del período de flowback y well testing.
Phoenix informó que como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, se procedió además a registrar y procesar 228 km2 de sísmica 3D, actualmente en fase de interpretación. “Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona”, destacaron en un comunicado de prensa enviado a Energy Report. En esas dos áreas ingresó como socia días atrás la empresa latinoamericana GeoPark Limited con una participación del 50%.
“Los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”, expresó Bizzotto.
Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con la provincia, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los u$s85 millones.
Actualmente, Phoenix posee unos 500 km2 de productividad comprobada, con una producción alcanzada de 15.500 barriles de petróleo no convencionales. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.
El expresidente de YPF, Pablo González, cuestionó la decisión del Gobierno de Javier Milei de renombrar el gasoducto Néstor Kirchner como Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, afirmando que la medida tiene como objetivo “tapar e invisibilizar” las obras impulsadas durante la gestión peronista.
Consultado por AM750, González explicó que el gasoducto es una obra que “se ejecutó en el Gobierno anterior” y que permitió “monetizar el incremento de gas de Vaca Muerta desarrollado durante el Gobierno de Cristina Kirchner”, en un proyecto liderado por YPF.
En la última gestión se avanzó considerablemente con la primera de las dos etapas del proyecto, completando 573 kilómetros de tendido, lo cual posibilitó transportar 11 millones de metros cúbicos de gas y contribuir a mejorar la balanza energética de Argentina.
Sin embargo, González alertó que, bajo la nueva administración, la segunda etapa —que se prevé conectar Salliqueló con San Jerónimo, un tramo clave por su potencial para la exportación de gas a Brasil— no está recibiendo las inversiones necesarias.
“El Gobierno la viene chocando toda. Si hubieran invertido 40 millones de dólares en la ampliación del gasoducto, no habrían tenido que salir a comprar barcos de GNL por 500 millones de dólares”, sentenció González.
El expresidente de YPF también expresó incertidumbre sobre el futuro de la segunda etapa del gasoducto, ahora rebautizado. “Dicen que lo van a financiar con capitales privados, pero aún no hay nada concreto al respecto”, comentó.
En un posicionamiento claro, González subrayó: “Para nosotros, YPF debe cumplir el rol de Mosconi (primer presidente de la empresa). Debe ser el motor de la industria nacional, un vector de crecimiento mediante la explotación de recursos no renovables, que pertenecen a todos los argentinos”.
Por último, señaló el cambio de enfoque del Gobierno actual: “Milei deja de lado el paradigma del autoabastecimiento, que siempre fue un objetivo nacional. El Gobierno quiere que el país sea una plataforma de exportación de crudo y que volvamos a ser simplemente un exportador de materias primas”, concluyó.
Tras anunciar la millonaria inversión en el otoño del 2022 y llevar adelante su construcción a lo largo del 2023, la empresa de energía Genneia confirmó que el parque eólico La Elbita del partido de Tandil entrará en operaciones comerciales.
El proyecto representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía y es el más grande de la firma en territorio bonaerense.
Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, el parque La Elbita está equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura con una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el mercado a término de energías renovables.
Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales.
En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.
El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares.
Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo al propósito de luchar contra el cambio climático.
“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el parque eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza el compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada y, con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil, consolida su liderazgo en el sector de energías renovables: a la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.
Entró en operación comercial el primer módulo del Complejo de Energías Boaventura, con capacidad para procesar 10,5 millones de metros cúbicos de gas por día que pertenece a Petrobras.
Ese volumen equivale al 11,5 % de todo el gas natural distribuido por Petrobras en septiembre, cuando colocó en el mercado un récord de 91,4 millones de metros cúbicos del energético por día.
El segundo módulo de este complejo ubicado en Itaboraí, municipio en el litoral del estado de Río de Janeiro, debe entrar en operación en diciembre próximo y le permitirá a la empresa agregar otros 10,5 millones de metros cúbicos diarios.
En total serán agregados diariamente 21 millones de metros cúbicos de gas natural por el llamado Proyecto Integrado Ruta 3, una red de gasoductos submarinos por los que Petrobras transporta hasta tierra el gas natural que produce en algunos de sus ricos yacimientos de la cuenca marina de Santos.
Este último es considerado estratégico por permitirle colocar en el mercado gran parte del gas natural producido en los campos petroleros de Tupi, Búzios y Sapinhoá, que cuentan con gigantescas reservas en la cuenca de Santos. Ruta 3 es “esencial para el país porque aumenta la competitividad de Petrobras en el nuevo ambiente dinámico y competitivo del mercado de gas nacional”.
El proyecto también le permite a Petrobras reducir sus importaciones de gas para atender la demanda del mercado brasileño.
De los 91,5 millones de metros cúbicos de gas que distribuyó por día en septiembre, tan solo 41,7 millones fueron procedentes de sus propios pozos, principalmente de los ubicados en la cuenca de Santos.
Otros 31,5 millones de metros cúbicos por día fueron importados desde Bolivia por el gasoducto entre ambos países y los restantes 18,2 millones fueron importados en navíos y procesados por las plantas de regasificación que la empresa tiene en los estados de Ceará y Río de Janeiro.
Con la entrada en operación de las dos unidades procesadoras, Petrobras podrá reducir significativamente el volumen de gas natural que tiene que reinyectar en sus reservas por la incapacidad para procesarlo.
Según la Agencia Nacional de Petróleo, las empresas que operan en Brasil, incluyendo Petrobras, produjeron en septiembre un récord de 169,9 millones de metros cúbicos de gas natural por día, pero tuvieron que reinyectar 93,5 millones en los yacimientos por falta de gasoductos o de navíos para embarcar el combustible.
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A dos meses de la aprobación del proyecto CAN-107 y CAN-109, el puerto de Mar del Plata se prepara para intensas actividades de exploración sísmica a menos de 200 km de la costa. La iniciativa, liderada por Shell y aprobada oficialmente el 9 de septiembre, plantea interrogantes sobre el impacto en la biodiversidad marina y la operatividad portuaria. A dos meses de la aprobación del proyecto de prospección sísmica en las áreas marítimas concesionadas CAN-107 y CAN-109, ubicadas a 198 kilómetros de Mar del Plata, el puerto de la ciudad se prepara para una inminente reactivación de actividades. La iniciativa, […]
El evento “La Energía Nuclear en la Transición Energética”, organizado por el diputado nacional Pablo Cervi, de la UCR Neuquén, junto a las diputadas Gabriela Brouwer de Koning y Margarita Stolbizer, se llevará a cabo este martes 12 de noviembre a las 11:00 en el Salón Blanco del Congreso de la Nación. La iniciativa tiene como fin analizar el rol estratégico de la energía nuclear en la transición hacia un modelo energético más sustentable en la Argentina y el mundo, explorando su desarrollo, beneficios y los desafíos que enfrenta el sector.
El evento contará con la participación de expertos en el tema, legisladores, y referentes de instituciones públicas y privadas que ofrecerán un análisis multidimensional sobre la relevancia de la energía nuclear en el contexto actual.
Según precisaron, entre los disertantes se destaca el Dr. Diego Guelar, ex embajador en Estados Unidos, la Unión Europea, Brasil y China, y consejero del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Guelar abordará el tema desde una perspectiva geopolítica, subrayando cómo la energía nuclear puede consolidar el posicionamiento de Argentina en el escenario internacional.
Pablo Cervi, diputado nacional.
También participará el Ing. Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), quien expondrá sobre los beneficios de las diversas aplicaciones de la energía nuclear en sectores clave como la medicina, con centros de diagnóstico y tratamiento, así como la producción de radioisótopos. Lavalle resaltará el potencial de estos proyectos no solo para la economía, sino también para el desarrollo científico-tecnológico de Argentina.
Otro de los oradores será el Ing. Diego Garde, gerente de los sitios nucleares Atucha I y II y responsable del equipo que en 2022 solucionó un incidente en Atucha. Garde profundizará en el capital humano y la solidez técnica con la que cuenta Argentina en el sector nuclear, destacando el profesionalismo de los equipos y el valor del conocimiento acumulado en la industria nacional. Asimismo, enfatizará la importancia de fortalecer las capacidades locales para afrontar los retos del futuro.
El encuentro
El encuentro contará además con una perspectiva desde los trabajadores, presentada por representantes de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE). Estos expositores abordarán el rol de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y de Diositek S.A., subrayando la importancia de la energía nuclear para la generación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor en Argentina, así como el rol crucial de la Agencia de Regulación Nuclear en la seguridad de estos proyectos.
El objetivo general de esta jornada es visibilizar la infraestructura y experiencia acumulada en el país en el campo de la energía nuclear y reflexionar sobre el potencial de Argentina para convertirse en un actor destacado a nivel mundial. Con un enfoque en las ventajas económicas, la sostenibilidad, y el aprovechamiento de su capital humano, el evento busca reunir a la comunidad interesada en delinear el futuro de la energía nuclear en el contexto de la transición energética.
El diputado Pablo Cervi manifestó que “la energía nuclear se está consolidando como una fuente de energía de transición, al igual que el gas natural, en el camino hacia un sistema basado en energías renovables”.
Explicó que, “este enfoque ha ganado interés en varios países, incluidas empresas tecnológicas como Google y Amazon, que han explorado acuerdos para emplear energía nuclear como una fuente confiable y constante, esencial para sus operaciones y el soporte de la inteligencia artificial. En ese contexto, Argentina, con su experiencia y capacidad en energía nuclear, se posiciona como un proveedor confiable”.
La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) ha propuesto mejoras sustanciales al borrador de reglamento de generación distribuida propuesto por la Superintendencia de Electricidad (SIE). El mismo, vendría a sustituir a la normativa actual de Medición Neta, propuesta bajo la Ley 57-07 en vigor desde el año 2011.
Tras la consulta pública en el 2022, ASOFER ha estado dando seguimiento a que se genere una actualización normativa y reglamentaria que observe las necesidades del subsector eléctrico en la República Dominicana, y que dicha actualización permita un mayor uso de las energías renovables, en consonancia con las leyes dominicanas y la Estrategia Nacional de Desarrollo (END) 2030, cosa que no persigue la propuesta de Reglamento actual, ya que limita y entorpece aún más el desarrollo efectivo de las energías renovables en hogares y empresas en el país.
Algunas de las preocupaciones de la Asociación radican en que esta propuesta de Reglamento añadiría fuertes limitaciones para la implementación de proyectos que se desarrollan actualmente bajo el Reglamento de Medición Neta. Con la propuesta de la SIE se presentan barreras de inversión, administrativas, técnicas, de verificación, entre otras cosas. La Asociación ve que la propuesta de reglamento aumenta la burocracia, ignorando la ley 167-21 de Mejora Regulatoria y Simplificación de Trámites.
En ASOFER entendemos que esta Superintendencia de Electricidad (SIE) está buscando cómo favorecer la implementación de proyectos de autoconsumo renovables en hogares y empresas. Es por ello que hemos socializado con la SIE y hemos remitido un documento con todos los puntos que se deben revisar para lograr un Reglamento de Generación Distribuída más inclusivo, bajo un esquema de equidad, visión y justicia, basado en el marco reglamentario, legal y constitucional vigente, que favorezca el cumplimiento de los objetivos nacionales e internacionales de obligado cumplimiento que tiene el país.
La Asociación cree firmemente que cualquier regulación debe:
Fomentar la Participación Ciudadana: Permitir a los ciudadanos participar activamente en la generación de energía desde sus hogares y empresas, promoviendo la autogeneración y la cooperación entre los distintos actores.
Incentivar la Inversión y Competitividad: Crear un marco regulatorio que ofrezca garantías a los inversionistas, tanto nacionales como internacionales, para atraer capital que impulse la innovación y el desarrollo tecnológico en el sector.
Promover la Sostenibilidad: Alinear la regulación a lo indicado en las políticas públicas,END y los objetivos de desarrollo sostenible (ODS), garantizando que la transición energética beneficie a toda la población y respete el medio ambiente.
Priorizar la Equidad: Asegurar que todos los sectores de la población, tengan acceso a las ventajas de la energía renovable y que se evite cualquier forma de discriminación en el acceso a estos recursos.
Para poder alcanzar estos objetivos es imprescindible que las autoridades puedan reconsiderar la propuesta de Reglamento de Generación Distribuida, y trabajen en conjunto con todos los actores del sector para construir un marco regulatorio que realmente promueva el crecimiento equitativo y justo de las energías renovables distribuidas en nuestro país.
Aunque no llegaron a presentarlos oficialmente porque la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo interrumpió forzosamente el proceso, los requerimientos de ingresos económicos que Edenor y Edesur habían empezado a discutir en agosto con el Ente Regulador de Electricidad (ENRE) para el período 2025-2029 contemplaban un aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) cercano al 60% a partir del 1º de enero de 2024. Una suba de esa envergadura tendría un impacto final en la factura que pagan los hogares de Buenos Aires y GBA superior al 30% desde el arranque del año que viene. El Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, no está dispuesto a avalar un salto tarifario de ese tipo y menos a instrumentarlo en un solo movimiento, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. La misma lógica aplica para distribuidoras y transportistas de gas. La Casa Rosada no quiere autorizar incrementos tarifarios que pongan en jaque el programa antiinflacionario que diseñó el Palacio de Hacienda.
Accionistas y altos directivos de compañías reguladas ya están al tanto de esa decisión, según un relevamiento realizado por este medio entre directivos de empresas gasíferas y eléctricas. Lo concreto es que la nueva conducción energética que responde a Daniel González, viceministro de Energía y Minería y hombre de confianza de Caputo, no avalará el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) en los términos en los que lo venía llevando adelante la administración de Rodríguez Chirillo. Seguir por ese camino implicaría aceptar una suba real de las facturas residenciales de gas y electricidad del orden del 30-40% en 2025.
Consistencia macroeconómica
La nueva secretaria de Energía, María Tettamanti, buscará priorizar, como criterio guía de su gestión, la consistencia de las decisiones en materia de energía con las premisas macroeconómicas que defina el Palacio de Hacienda. En esa clave, la primera decisión táctica del gobierno es ganar tiempo con la expectativa de que la inflación termine de converger con el crawling peg —la devaluación del 2% mensual trazada por el BCRA— en los próximos tres meses.
A raíz de eso, si el plan original del equipo de Rodríguez Chirillo era finalizar la RQT en 2024 y convocar a audiencias públicas durante el último bimestre del año para que las nuevas tarifas de gas y electricidad comiencen a regir a partir de enero de 2025, ahora la idea es llamar a audiencias recién en febrero para que los nuevos cuadros se apliquen en marzo o abril próximo. Hasta llegar a ese punto, Economía seguirá autorizando subas nominales mensuales que espejen la inflación proyectada para el mes siguiente —en diciembre la actualización rondaría entre un 1,8% y un 2,5%—, a fin de que las distribuidoras y transportistas no erosionen sus ingresos. La clave es evitar que se empiece a resentir la cadena de pagos tanto hacia dentro del sector eléctrico —donde Cammesa funciona como amortiguador del sistema absorbiendo las deudas de las distribuidoras— como del gasífero.
“Nuestro objetivo es recuperar el valor real de las tarifas que nos habían autorizado en abril. Como el gobierno pisó la actualización por IPC durante algunos meses del año, desde marzo a noviembre perdimos cerca de un 15% de nuestros ingresos reales. Con recuperar ese porcentaje estaríamos satisfechos”, reconoció a EconoJournal un alto directivo de una empresa gasífera.
María Tettamanti reemplazó a Rodríguez Chirillo al frente de la Secretaría de Energía.
Gas natural vs. electricidad
La negociación tarifaria de empresas gasíferas y eléctricas difiere en un punto en particular: la Ley Bases aprobada este año en el Congreso autoriza a las primeras a solicitar una extensión por 20 años de sus concesiones de distribución y transporte, que vencen entre 2026 y 2027. Las segundas ya tienen asegurada la continuidad de sus contratos, dado que sus licencias, otorgadas a principios de los ’90, tienen una duración de 99 años. Eso quiere decir que el gobierno cuenta, en el caso de las compañías de gas natural, una herramienta diferencial para negociar una moderación en la discusión tarifaria a cambio de extender el control de las concesiones de distribución y transporte hasta 2047. Esa alternativa ofrece un horizonte temporal para recomponer de forma gradual y por etapas en el tiempo el flujo de fondos que recaudan las empresas reguladas.
“Es una negociación totalmente diferente. En la revisión tarifaria de las empresas gasíferas está en juego la extensión de las licencias por 20 años. Por eso, los privados podrían estar dispuestos a postergar sus requerimientos de ingresos si eso contempla asegurar sus concesiones en el futuro. Las compañías eléctricas no necesitan extender sus licencias”, explicó uno de los principales consultores energéticos del país. Frente a ese contexto, las compañías distribuidoras y transportistas de gas natural aspiran a cerrar el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) con el Enargas durante el primer cuatrimestre del año que viene.
Para las eléctricas, el escenario es diferente. No sólo por lo referido a la titularidad de las concesiones, sino también en lo vinculado a las inversiones que demanda la infraestructura eléctrica para mejorar la calidad del servicio, que son mucho más urgentes y onerosas que las que requiere la red de gas natural. Por eso, las empresas eléctricas no descartan la posibilidad de que el proceso de Revisión Tarifaria se postergue en el tiempo, incluso hasta después de las elecciones legislativas del año que viene.
“Si no hay margen para realizar una RTI en serio, discutiendo las inversiones reales que demanda el sistema eléctrico, quizás lo mejor para el Ejecutivo sea ganar tiempo e ir llevando las tarifas eléctricas durante un año de transición hasta poder tener más certezas en cuanto a qué sucederá con la macroeconomía”, admitió un alto ejecutivo del sector eléctrico. La respuesta se conocerá en las próximas dos semanas cuando funcionarios del Ministerio de Energía terminen de cuantificar qué pauta tarifaria puede absorber el programa macroeconómico de 2025.
Las energías renovables continúan dando qué hablar en el mercado panameño. Las noticias son buenas y llegan para destacar la importancia de estas tecnologías en la matriz energética local y regional.
Este lunes 11 de noviembre, Panamá logró que la generación de energías renovables cubran la totalidad de la demanda requerida a nivel local. Entre 1300 y 1500 MW de potencia real brindó suministro durante las 24 horas del día.
Aquello no solo permitió abastecer al mercado interno, sino además poder exportar energía proveniente de más de 200 MW de capacidad instalada renovable en territorio panameño a través de interconexiones en las subestaciones Changuinola, Dominical y Progreso.
De acuerdo con el Sistema de Información en Tiempo Real del Centro Nacional de Despacho (CND) las centrales hidroeléctricas fueron las principales responsables de este hito (+80%), seguidas de las plantas solares fotovoltaicas (+10%) y eólicas en menor proporción (-10%).
Tal es así que Panamá no requirió producción de centrales térmicas ni para consumo propio ni para entrega de excedentes al mercado eléctrico regional mediante transacciones comerciales adicionales.
La situación se repite tras lo ocurrido a inicios de este mes. El 2 de noviembre, Panamá había anunciado que un 100% de renovables logró cubrir la demanda interna de 1,437 MW, generando un excedente exportable de 226.47 MW para suplir el déficit de otros países en la región.
“Desde que inició en noviembre prácticamente hemos estado generando casi el 100% de nuestra generación renovable. Esperemos que esto se mantenga”, declaró Felix Moulanier, vicepresidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES).
Al respecto, desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE) sostuvieron que la combinación basada en los recursos naturales disponibles en el país está permitiendo mantener un sistema eléctrico estable y con capacidad de respuesta ante variaciones en la demanda.
“Panamá está en condiciones de contribuir a la seguridad energética de la región sin comprometer su propio abastecimiento, siendo un ejemplo de eficiencia en el uso de nuestros recursos renovables,” afirmó Juan Manuel Urriola, Secretario de Energía.
Las empresas detrás de este récord
Más allá de ser un hito destacable para la Secretaría Nacional de Energía (SNE) y el Centro Nacional de Despacho (CND) parte de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), el trabajo de las centrales generadoras operadas por la iniciativa privada es de subrayar.
“Es una noticia positiva para nosotros los panameños porque sentimos que si las instituciones públicas que rigen en el sector eléctrico siguen trabajando de la mano del sector privado creando políticas públicas que promuevan la inversión privada para seguir generando energía renovable y para participar en distintos procesos de licitación que incentiven la construcción de plantas renovables cada vez más competitivas y eficientes, como país podremos aprovechar aún más el gran potencial que tenemos generando energía por medio del agua, por medio del sol y por medio del viento”, añadió el vicepresidente de CAPES.
Entre las principales hidroeléctricas que estuvieron operativas el día de ayer se encontraron Changuinola, Estí y Fortuna. Por el lado de las solares, Penonomé, Chame Solar y Jagüito Solar. Mientras que en el caso eólico, Toabré, Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres.
¿Cuáles son las empresas detrás de estos proyectos? A continuación, se detalla la empresa responsable de cada central, discriminando su tecnología y su ubicación en el podio de mayor aporte al mercado panameño en el día de ayer.
TOP3 de Hidroeléctricas que aportaron en el orden de 200 MW a 30 MW:
Rosa de los Vientos: Unión Eólica Panameña SA. cedida a UEP Penonomé II S.A., subsidiaria de InterEnergy Holdings
Nuevo Chagres: UEP Penonomé II S.A., subsidiaria de InterEnergy Holdings
Ahora bien, otras grandes empresas como Ecoener, Electron Investment SA (EISA) y Panasolar Green Energy Corp que cuentan con proyectos operativos en este tipo de tecnologías han sido parte durante las últimas dos semanas de este gran récord para el mercado panameño.
En el auditorio de la Contraloría Regional se reunieron -cerrando el pasado mes- actores y representantes del sector marítimo portuario y logístico de Magallanes para participar del taller (presencial-telemático) de incubación de consorcio para impulsar un futuro corredor naviero verde en la región, el que podría sumarse a otras tres rutas marítimas del país previamente identificadas.
Convocados por la Secretaría Regional Ministerial de Energía de Magallanes, junto al Maersk McKinney Moller Center for Zero Carbon Shipping (MMMCZCS), el encuentro atrajo a más de cuarenta stakeholders del área logística y del transporte marítimo portuario, quienes participaron en el taller con el propósito deidentificar intereses y oportunidades para la creación de un futuro corredor verde en la región y, de esta manera, descarbonizar el transporte marítimo con miras al 2030.
Resultados de pre-factibilidad
El taller -apoyado por la Embajada de Dinamarca-, contó con la activa participación de Johan Byskov Svendsen y Manuel Gissler, representantes del MMMCZCS, quienes expusieron la metodología de trabajo, los resultados de la pre-factibilidad y el mapa de la iniciativa.
El estudio de pre-factibilidad del 2022 identificó en su momento 18 rutas a lo largo de todo el país que podrían ser descarbonizadas, y se encuentra publicado en el sitio web del MMMCZCS. Posteriormente, a la fecha han avanzado a etapa de factibilidad tres posibles corredores verdes: concentrado de cobre desde Mejillones a Asia, Ácido sulfúrico de Mejillones a Perú u otros puertos chilenos y Piscicultura en el fiordo de Aysén; esto, por medio de la conformación de un consorcio de empresas que abarcan toda la cadena de valor de cada corredor, de manera de tener análisis y resultados realistas.
“Considerando que a nivel global el transporte naviero es el responsable del 3% de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), Chile suscribió durante la COP26 la Clydebank Declaration, con el objetivo de establecer corredores verdes al 2030, los cuales son rutas marítimas en las que operan embarcaciones que utilizan exclusivamente combustibles alternativos”, sostuvo el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, quien agregó:
“Este compromiso se ha reafirmado en el Gobierno del Presidente Gabriel Boric con la firma en el 2023 de un Memorando de Entendimiento con el Maersk McKinney Moller Center for Zero Carbon Shipping [de origen danés], que ha permitido que este centro realice estudios de pre-factibilidad y factibilidad de corredores verdes en Chile”.
Esto es relevante considerando que, de acuerdo con cifras de la Subsecretaría de Relaciones Económicas Internacionales (Subrei), entre enero y septiembre del 2024, el 91% de las exportaciones del país se han hecho por vía marítima.
Proyecciones de una posible ruta comercial verde
La autoridad regional de Energía precisó que los corredores marítimos verdes, “son rutas comerciales en las que operan buques con combustibles alternativos y bajas emisiones, diseñadas para reducir hasta en un 100% las emisiones de CO2 en el futuro”, añadiendo que “estos proyectos están en fase de estudio de factibilidad y diseño metodológico para analizar su impacto en la cadena de valor, costos y emisiones, con el fin de implementar soluciones cero emisiones que posicionen al país como un líder en el transporte marítimo sostenible, lo que además está contemplado en la acción N° 81 del Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030”, subrayó Cuitiño.
En este sentido, el titular regional del ramo proyectó el taller como “altamente positivo para el país y para Magallanes, por la disposición e interés mostrados por los stakeholders del sector marítimo portuario local, lo que, por cierto, incluye a toda la cadena logística y de transporte naviero”, dijo; asimismo, Cuitiño aprovechó de agradecer a la Embajada de Dinamarca en Chile, al Centro Maersk McKinney Moller y a los funcionarios del Ministerio de Energía por el apoyo brindado “para el exitoso desarrollo del taller”.
Finalmente, Johan Byskov, Head of Program – Catalyze Ecosystem Transition, apuntó que el sur de Chile goza de “una de las mejores capacidades eólicas del mundo. Como consecuencia natural, varios promotores de proyectos, entre otros HIF y el proyecto Haru Oni, han puesto sus ojos en esta prometedora región. Esto significa también que podrían desarrollarse corredores verdes en la región”.
Byskov complementó con optimismo que “las ideas de corredores verdes se pusieron a prueba en el Taller de Incubación de Consorcios realizado en Punta Arenas el 25 de octubre, en el que se evaluaron como opciones más prometedoras un crucero antártico, las rutas de transbordadores nacionales y la exportación de amoníaco a Europa. El taller puso de relieve el interés genuino de las partes interesadas, tanto públicas como privadas. La acción clave es, como para todos los demás proyectos de corredores verdes, identificar el tamaño y la fuente de la financiación necesaria”.
SERC Chile (Solar Energy Research Center) impulsa en Chile el primer proyecto en utilizar energía fotovoltaica junto al cultivo de alimentos en latinoamérica, el cual contempla 32 hectáreas: 22 hectáreas con un sistema agrovoltaico y 10 con un cultivo de cerezos tradicional e intensivo.
Así lo informó el director de SERC Chile, Rodrigo Palma, quien entregó más detalles de la iniciativa. “Ayla Solar es un proyecto que inició en febrero de 2023, ubicado en Rancagua, que implica una inversión de USD 12 millones y es desarrollado y construido por Grupo oEnergy para generar beneficios para la agricultura local y la sostenibilidad energética de la región de O´Higgins”, dijo Palma.
Por su parte, Pablo Thomas, jefe de Explotación de Activos de oEnergy y líder del Equipo Agrícola, indicó que el proyecto es capaz de producir 12.012 MW de energía en peak, y de inyectar 9 MW peak por ser PMGD.
“El proyecto no solo promueve la producción de energía limpia, sino que además potencia la agricultura local, demostrando cómo es posible integrar diferentes industrias para el beneficio mutuo y la sostenibilidad”, especificó Thomas.
Además, señaló que el uso combinado del terreno en una instalación agrovoltaica permite aumentar su eficiencia hasta un 186%, según datos del Instituto Fraunhofer, lo cual favorece la generación distribuida y el autoconsumo, ya que la electricidad puede destinarse a suministrar la energía necesaria para el funcionamiento de estas explotaciones, reduciendo su dependencia energética y los gastos asociados.
Agricultura inteligente
Asimismo, Ignacio Barraza, Ingeniero Agrónomo en oEnergy y encargado del Diseño y Operación de Ayla Solar, indicó que el proyecto es una muestra de agricultura inteligente, ya que los paneles solares mantienen protegidos los cultivos ubicados bajo ellos, además de conservar la humedad y reducir la evaporación y huella hídrica de las explotaciones agrícolas. “A nivel técnico, el proyecto está compuesto por 18.480 paneles canadian solar fotovoltaicos 650 W bifaciales, que se agrupan en 616 string de 30 paneles, además de 6 centros de transformación Rhona 1800Kva, 45 inversores Huawei y 124 estructuras tipo tracker”, especificó Barraza.
En esta misma línea, afirmó que cuentan con sensores climáticos generales que permiten calcular factores como la humedad relativa, temperatura ambiental, velocidad de viento y pluviometría. También posee telemetría para riego, que permite la eficiencia del 90% del agua que se ocupa. El proyecto también cuenta con telemetría para riego, lo que permite una eficiencia del 90% en el uso del agua. Además, el sector con paneles consume un 17% menos de agua en comparación con el sector sin paneles, gracias a la disminución en la radiación.
Finalmente, los representantes del proyecto comentaron que se encuentran en etapa de formación de la planta para que soporte la fruta durante los próximos 30 años, con una proyección de producción, a diciembre 2026, de 12 toneladas de fruta de exportación con certificación global GAP por hectárea.
Genneia reafirma su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la reciente entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía.
Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales. En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.
El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo a nuestro propósito en la lucha contra el cambio climático.
“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el Parque Eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza nuestro compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque eólico en la localidad de Tandil, en la provincia de Buenos Aires, representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible.” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada, y actualmente continúa consolidando su liderazgo en el sector de energías renovables con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil. A la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.
Risen Energy, uno de los líderes globales en la fabricación de módulos fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía (BESS), refuerza su presencia en Europa con la apertura de su sede en Madrid. La elección de la capital española como centro estratégico refleja el compromiso de la compañía de atender al creciente mercado de la energía solar en la región, aprovechando el contexto favorable de políticas orientadas a la descarbonización y la transición energética.
En una entrevista exclusiva, Daniel Martínez Ezquerra, Director General de Risen Energy EU, declara: «Madrid fue elegida por su centralidad y excelente conectividad, lo que la convierte en un punto estratégico tanto para las operaciones nacionales como internacionales de Risen».
Sobre el panorama actual del mercado de la energía solar en España, Daniel destaca: «El mercado está en transición, no solo en los módulos fotovoltaicos, sino también en el sector del almacenamiento de energía, que será crucial para garantizar la estabilidad del mercado.» También señala que un volumen significativo de nuevos proyectos está esperando la implementación de regulaciones específicas para el almacenamiento de energía, lo que debería desbloquear un potencial considerable para nuevas instalaciones en el país.
Daniel Martínez Ezquerra, Director General de Risen Energy EU
Respecto al crecimiento del mercado europeo, Daniel es optimista: «Con el compromiso de Europa de alcanzar sus objetivos climáticos para 2030, Risen Energy está alineada con los principios ESG y las exigencias regulatorias, lista para liderar este desafío a través de la innovación tecnológica.» La compañía se destaca por avanzar de manera constante en tecnologías como HJT, una innovación que ofrece mayor eficiencia y fiabilidad en los módulos solares, lo que ha sido clave para diferenciarse en el mercado europeo.
Mediante una combinación de innovación tecnológica, como la inversión continua en HJT, y una estrategia alineada con los objetivos medioambientales de Europa, Risen Energy está preparada para liderar la transición energética del continente. «Estamos listos para satisfacer las necesidades a largo plazo de nuestros clientes y garantizar un crecimiento sostenible», concluye Daniel.
Al establecer su sede en Madrid, la compañía refuerza su posición como socio estratégico para gobiernos, empresas y consumidores que buscan soluciones sostenibles y de alta eficiencia en el sector de la energía solar. Enfocada en satisfacer la demanda de un mercado en rápido crecimiento, Risen Energy se compromete a seguir innovando y ofreciendo productos que promuevan un futuro más limpio y sostenible para todos.
Culminó el Primer Simposio Internacional SIBiogás, que se llevó a cabo los días 6 y 7 de noviembre en la localidad de Río Cuarto (Córdoba) y fue organizado por empresas de renombre como Bioeléctrica, BGA, Cleanenergy, DREICON, Eittor, Grupo IFES y Tecnored.
El evento reunió a más de 700 líderes del sector energético del plano nacional e internacional, bajo un programa dinámico integrado por más de 90 disertantes entre conferencias magistrales, paneles de debate, presentaciones de casos de éxito y análisis de las tendencias para esta industria.
Más allá de la generación de energía eléctrica, el SIBiogás puso especial énfasis en el potencial del biometano como solución para la descarbonización de la matriz energética.
Los asistentes coincidieron en que el biometano puede inyectarse en la red de gas natural, utilizarse como combustible vehicular o en la industria, abriendo un abanico de posibilidades para diversificar su uso y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. De hecho, ya existe una propuesta legislativa para incorporarlo gradualmente en las redes de gas, con la meta de alcanzar un 5% en el corto o mediano plazo.
Además, las personas que asistieron al SIBiogás tuvieron la oportunidad de recorrer proyectos en funcionamiento y explorar, de primera mano, el potencial transformador del biogás y el biometano, tanto en nuestra región como a nivel global; a la par de contar un espacio para el intercambio de experiencias entre empresas, productores, investigadores, estudiantes, autoridades gubernamentales y representantes del ámbito privado a fin de impulsar colaboraciones estratégicas.
“Hubo un gran clima social y de expectativas. Grandes empresas del sector abrieron el Simposio y coincidieron en que el biogás es una tecnología madura que está al servicio de aportar en la sostenibilidad de la matriz energética y ambiental, dando potencia de base y brindando disposición final al resolver la problemática de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos u orgánicos-industriales”, indicó Javier Schifani, gerente general de Bioeléctrica y uno de los organizadores del simposio.
Por ejemplo, Naturgy y Ecogas informaron que tienen factibilidades otorgadas para inyectar biometano en la red de gas natural, mientras que YPF anunció que su primer proyecto en la materia estará operativo en 2025”, indicó
Asimismo, grandes demandantes manifestaron interés por comprar biometano para desfosilizar su matriz, ya sea para uso en el transporte y movilidad, como también para consumir energía eléctrica y térmica con fuentes más limpias y renovables.
“La Liga Bioenergética (conformada por las provincias de Santa Fe, Entre Ríos, Córdoba, Jujuy, Tucumán y Salta) consensuó la oportunidad de aprovechar la red de distribución y transporte de gas natural para ofrecer moléculas sostenibles a las industrias que lo demanden”, complementó Schifani.
“También remarcó la necesidad de trabajar con los gobiernos locales en monetizar las externalidades del biogás, lograr la viabilización de los proyectos a través de la energía eléctrica y de los beneficios ambientales que acarrea, como la reducción de huella de carbono y el reemplazo de generación forzada”, agregó.
Del mismo modo, a lo largo de las dos jornadas se abordaron diversas temáticas vinculadas a la maximización en la producción de biogás, aditivos y tecnologías, bonos de carbono, herramientas de financiamiento, mecanismos de certificación de cara a la transición energética y cumplimiento de los compromisos ambientales de la región.
Incluso, la provincia de Córdoba ya incursionó en una subasta de certificados de carbono desplazado a fin de monetizar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en donde generadores renovables y biodigestores (entre otros actores) tomaron parte como oferentes y la demanda llegó por el lado de constructoras y contratistas.
Por lo que el Primer Simposio Internacional SIBiogás se consolidó como un llamado a empresarios, productores, gobernantes, funcionarios y público en general para multiplicar por diez, en una primer etapa, la cantidad de centrales de biogás en el país, construyendo entre 300 y 350 nuevas instalaciones. Expansión que podría movilizar inversiones del orden de 2000 a 3000 millones de dólares y generar miles de empleos de calidad durante su construcción y operación.
“Es importante consolidar la industria del biogás y el biometano dentro de un esquema de corte del gas natural, en el marco de la transición energética y, por qué no, dentro de proyectos vinculados a la temática que hoy tienen estado parlamentario”, manifestó Schifani.
Phoenix Global Resources, compañía que es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders de energía del planeta, puso en producción el primer PAD de tres pozos no convencionales en Confluencia Norte, el bloque concesionado el año pasado por la provincia de Río Negro. Este primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno, según informaron desde la compañía. Luego de la puesta en producción, la empresa recibió a autoridades de Río Negro. El gobernador Alberto Weretilneck y la secretaria de Estado de Energía, Andrea Confini, visitaron el área y recorrieron las instalaciones junto a Pablo Bizzotto, CEO de la compañía.
Perforación
Desde la empresa precisaron que estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.
“Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de dicha área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte”, advirtieron.
A la fecha, la producción asciende a 4.000 bbl/d de petróleo dentro del período de flowback y well testing. Como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, la empresa procedió a registrar y procesar 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, que en la actualidad se encuentra en fase de interpretación. Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona, detallaron.
Resultados
Bizzotto aseguró que “los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”.
Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con Río Negro, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los 85 millones de dólares. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.
Phoenix concretó una alianza con Geopark, una de las principales petroleras independientes de Latinoamérica, para la adquisición de una participación no operada en cuatro bloques adyacentes no convencionales en la cuenca Neuquina. La participación de Geopark se hizo efectiva a través de un 45% en el bloque Mata Mora Norte y en el bloque exploratorio Mata Mora Sur, localizados en Neuquén, y también en una participación del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.
Una explosión en una importante instalación de producción de gas natural dirigida por la empresa estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA) ha limitado en más del 60% el suministro de combustible al país.
La explosión tuvo lugar en la planta Muscar, ubicada cerca de la ciudad de Punta de Mata, en el estado de Monagas y dejó a 5 personas heridas y provocó que se detuviera el procesamiento de petróleo en la zona para controlar el incendio resultante, dijeron dos personas con conocimiento de la situación que no estaban autorizadas a hablar públicamente.
#VENEZUELA: Explosión en gasoducto de Muscar en Punta de Mata.
Una explosión en el gasoducto de Muscar en Punta de Mata, Venezuela, ha dejado múltiples heridos y desaparecidos, según reportes de usuarios en redes sociales. Las autoridades aún no confirman cifras oficiales. pic.twitter.com/aL62X0TREI
Según publicó la agencia Bloomberg, no hubo detalles disponibles sobre qué proporción de la producción petrolera se verá afectada. PDVSA no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.
El lugar de la explosión, el Centro de Operaciones Muscar en el este de Venezuela, suministra el 63% del gas natural que se consume en el país, incluso para la red eléctrica, la petroquímica y la producción de mineral de hierro, según otra persona con conocimiento del asunto.
Otras instalaciones de PDVSA suman un 11% al suministro, mientras que empresas privadas, incluidas la española Repsol y Cardon IV de la italiana Eni, representan más del 26% del suministro.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro emitió la resolución que aprueba el Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) del Proyecto Minero “Calcatreu”, autorizando la fase de explotación. Este proyecto, desarrollado por Minera Calcatreu S.A.U., permitirá la extracción de oro y plata en un área de 16.291 hectáreas en el suroeste de la provincia, específicamente en los departamentos de 25 de Mayo y Ñorquinco.
La resolución establece una serie de observaciones y compromisos ambientales que la empresa deberá cumplir rigurosamente. Entre estos, destacan los planes de revegetación progresiva, la gestión de residuos peligrosos y el monitoreo continuo de los factores ambientales. Estos requisitos tienen el objetivo de asegurar la sostenibilidad del proyecto y minimizar su impacto sobre el ecosistema local, abarcando la calidad del agua, aire, flora y fauna circundante.
El proyecto tiene una capacidad de procesamiento de 2.500 toneladas diarias y una vida útil inicial de cinco años, con posibilidad de extenderse. Las operaciones implicarán el uso de un proceso de lixiviación en pilas con soluciones cianuradas, lo que demandará un estricto control y cumplimiento de las normativas ambientales vigentes en Argentina.
Como parte fundamental del proceso de evaluación, se llevó a cabo una audiencia pública presencial el 30 de agosto en Ingeniero Jacobacci, donde la comunidad y otros actores interesados expresaron sus posturas sobre el proyecto Calcatreu. Con una participación de 247 oradores inscriptos, se consiguió promover un diálogo abierto y plural, en el que se escucharon opiniones tanto a favor como en contra del desarrollo minero. La audiencia fue un espacio clave para la transparencia y el consenso, integrando así la perspectiva social en la evaluación ambiental del proyecto.
La aprobación de Calcatreu refuerza el compromiso de la provincia con el desarrollo minero responsable, alineado con los estándares nacionales e internacionales en cuanto a sostenibilidad y control ambiental.
Río Negro avanza así en su posicionamiento estratégico en el ámbito minero, con un enfoque en la promoción de proyectos que generen desarrollo económico y empleo sin comprometer el entorno natural.
China y la Unión Europea (UE) han avanzado en las negociaciones sobre un plan de compromiso de precios propuesto para los vehículos eléctricos chinos, informó hoy viernes un portavoz del Ministerio de Comercio del país asiático.
Los equipos técnicos de China y la UE sostuvieron cinco rondas de conversaciones en Beijing del 2 al 7 de noviembre, participando en discusiones en profundidad sobre los detalles del plan que fue presentado por la Cámara de Comercio de China para la Importación y Exportación de Maquinaria y Productos Electrónicos, confirmó un portavoz de la cartera en un comunicado en línea, en respuesta a preguntas de los medios.
La parte china cree que el avance general de las negociaciones sobre la base del plan de la cámara, que se ha propuesto en nombre de la industria, ayudará a mantener la confianza mutua, facilitar la creación de consenso y resolver las diferencias por medio de consultas, para evitar así una escalada de las fricciones comerciales, dijo el vocero.
Las dos partes han acordado continuar las negociaciones a través de videoconferencias u otros medios, agregó.
El equipo de perforación del pozo LLL-1861(h) de YPF, ubicado en el yacimiento de Loma Campana, ha alcanzado un nuevo récord al perforar una rama lateral de 4948 metros, la más larga registrada en el proyecto No Convencional en Vaca Muerta.
Este hito no solo resalta la destreza del equipo, sino también la eficiencia y la integración de tecnologías avanzadas, como el sistema de monitoreo “Real Time”. Esta tecnología permitió realizar ajustes en tiempo real al diseño original del pozo, optimizando el proceso de perforación. Con una longitud total del pozo que alcanzó los 8264 metros, YPF demuestra su capacidad para realizar perforaciones más largas y complejas en tiempos más cortos y con menores costos.
La operación, que se completó en un tiempo récord de 27 días, forma parte de los esfuerzos continuos de la compañía para incrementar la producción en la Cuenca Neuquina, un objetivo clave para aumentar la oferta de petróleo en el mercado interno y fortalecer las reservas del país. Con este logro, YPF reafirma su liderazgo en la explotación de recursos no convencionales, evidenciando mejoras sustanciales en los costos operativos y los tiempos no productivos, factores críticos en el negocio del shale oil.
Este avance, parte de la campaña de perforación más importante de la historia reciente de YPF, subraya el compromiso de la empresa en el desarrollo de nuevas tecnologías para optimizar las operaciones en Vaca Muerta, un campo clave para la industria energética argentina.
La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.
El Gobierno nacional imputó a 95 empresas por cobrar tasas municipales dentro de las facturas de servicios públicos, modalidad que se prohibió a partir de la resolución 267/2024 del Ministerio de Economía y que podría implicar multas de hasta $2.130 millones.
La Secretaría de Industria y Comercio abrió 244 expedientes, uno por cada localidad donde las empresas incumplieron la norma e incluyeron en las facturas tasas o cargos ajenos al contrato entre el proveedor y el consumidor.
Las actuaciones corresponden a facturas con vencimiento posterior al 11 de octubre, aunque el Gobierno anunció que continuará con la instrucción de sumarios para los próximos vencimientos de noviembre y diciembre. Hasta el momento se recibieron 2.705 denuncias en el correo electrónico habilitado para reclamos.
Las empresas imputadas operan en la Ciudad de Buenos Aires y en las provincias de Buenos Aires, Misiones, San Juan, Entre Ríos, Santa Fe, Córdoba, Santa Cruz, Chubut, Chaco, Jujuy, Neuquén, Río Negro, Mendoza, Corrientes, Tierra del Fuego, Salta, San Luis, Santiago del Estero y Tucumán.
En el listado figuran las distribuidoras de electricidad Edenor, Edesur, Edelap, EPE (Santa Fe), EPEC (Córdoba) y EDEMSA (Mendoza); Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Metrogas, Ecogas y Litoral Gas; y Aguas Cordobesas, Aguas Santafesinas y Aguas del Norte, entre otras.
Las empresas tendrán cinco días hábiles para hacer su descargo a partir del momento en que reciban la notificación. Cumplido ese plazo, la Secretaría de Industria y Comercio las sancionará de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor, que contempla multas de hasta $2.130 millones.
Genneia reafirmó su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía.
Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales.
En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.
El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo a nuestro propósito en la lucha contra el cambio climático.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que “nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el Parque Eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza nuestro compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque eólico en la localidad de Tandil, en la provincia de Buenos Aires, representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible”.
A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada, y actualmente continúa consolidando su liderazgo en el sector de energías renovables con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil. A la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20 % en términos de potencia instalada solar y eólica.
Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.166 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 946 MW en energía eólica. Actualmente, la empresa está avanzado en la construcción del parque solar Malargüe I (anteriormente conocido como Los Molles), con una capacidad de 90 MW, y ha iniciado la obra del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia ya cuenta con 220 MW de capacidad solar instalada en tres parques operativos, que suman un total de 520.000 paneles solares.
A través de la resolución de la Secretaría de Energía 326/2024 el gobierno nacional decidió cambiarle el nombre al Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK) en el marco de su política de eliminación de cualquier referencia positiva a los gobiernos y obras realizadas durante las gestiones presidenciales de Néstor Kirchner, Cristina Fernández y Alberto Fernández.
La decisión oficializada el 11 de noviembre, a través de la resolución firmada por la cuasi flamante secretaria María Tettamanti, vino a ocurrir pocos días después de que la Administración de Javier Milei concretara también el cambio de nombre de Centro Cultural Kirchner (CCK) que también alude al ex presidente constitucional fallecido en el año 2010.
Para cambiar la denominación del CCK, una importante obra ejecutada sobre la estructura del que fuera el Palacio de las Telecomunicaciones (Ex Correo Central) se apeló a la figura de Domingo Faustino Sarmiento.
Ahora, se optó por el perito Francisco Pascasio Moreno. De manera que el GPNK ahora derivó en el GPFPM.
El 7 de febrero de 2022 la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA declaró de Interés Público Nacional la construcción del “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural en la REPÚBLICA ARGENTINA.
La obra del citado gasoducto se enmarca en el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, que tiene como objetivo generar las condiciones necesarias para que el gas disponible en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge, y Austral abastezca a los centros de consumo nacional y posibilite la exportación de gas natural a la REPÚBLICA DE CHILE y a la REPÚBLICA FEDERATIVA DE BRASIL.
El inicio, la construcción y la ejecución de la infraestructura necesaria para evacuar el gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral, encuentran antecedentes normativos desde principios de 2019 (gobierno de Mauricio Macri).
Al respecto, en julio de 2019 “se instruyó” la convocatoria de la licitación pública nacional e internacional, a los fines de adjudicar una licencia para la prestación del servicio de transporte de gas natural que contemple como obligación el diseño y la construcción del citado gasoducto, siendo efectivizada tal convocatoria (Resolución 437 del M.H) a fin de julio de 2019.
El proceso licitatorio se demoró y resultaron infructuosas las gestiones de ésa Administración en procura de financiamiento para avanzar con el proyecto. Poco después se iniciaría un proceso de transición hacia un cambio de gobierno nacional.
La pandemia del Covid-19 afectó, entre otras cuestiones esenciales, retomar el proyecto en el 2020. Así, la Resolución de la S.E. 448 de diciembre del 2020 derogó la Resolución 437/2019 e instruyó a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS “a llevar a cabo una evaluación técnica y legal, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral”.
La S.E. emiitió la Resolución 1036/2021 aprobando los “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030” y posteriormente la Resolución 67/22, anunciando ambas, el nombre seleccionado para su denominación.
El proyecto de construcción del GPNK se diseñó considerando dos etapas. Y en 2022 se activó la construcción de la Etapa I entre Tratayén (NQN) y Salliqueló (PBA), Se financió en recursos estatales y también con 500 millones de dólares provenientes de una Ley que requirió un aporte voluntario de los tenedores de grandes fortunas en la Argentina.
Su construcción fue coordinada por la estatal Enarsa, estuvo a cargo de las empresas Techint, Sacde y BTU. Se realizó en tiempo récord para una obra de esta envergadura a nivel mundial.
Se coordinó la importación de chapas para la fabricación de la cañería de acero a nivel local, su transporte hasta las zonas de zanjeado de la traza, y se utilizó la mas moderna tecnología para la soldadura y el tendido del ducto. Se trabajó en tres frentes en simultáneo, y se emplearon ingenieros, técnicos y trabajadores muy especializados en este tipo de obra.
Se inauguró en julio de 2023, comenzando a transportar unos 11 millones de metros cúbicos día. Tal volúmen se ampliaría progresivamente con la instalación de dos plantas compresoras ya diseñadas pero no finalizadas al momento del cambio de gobierno nacional en diciembre de 2023.
Resta saber ahora si la Administración Milei encarará la licitación para construcción de la etapa 2 del ex GPNK o si deja de lado el proyecto diseñado originalmente para llegar con el ducto troncal hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe. En el invierno de 2024 el ex GPNK llegó a transportar más de 20 MMm3/día de gas natural proveniente de Vaca Muerta, lo que significó un gran ahorro de divisas para el país por el reemplazo progresivo del GNL importado.
Ausente de argumentos sólidos, en los considerandos de la resolución ya oficializada por el gobierno se apela a que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.
“Por ello, corresponde relacionar de otra manera al gasoducto (GPNK) de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la REPÚBLICA ARGENTINA”, señala el resolución que firmó Tettamanti.
PCR, empresa de capitales argentinos especializada en Oil&Gas, cemento y energías renovables, publicó su segundo Reporte de Sustentabilidad, documento que presenta las políticas, acciones, programas y resultados en materia económica, social, ambiental y de gobernanza para todas sus operaciones en la Argentina, Ecuador, Chile y Estados Unidos. “Este reporte, que fue elaborado bajo las normas del Global Reporting Initiative (GRI), presenta la relación de las acciones alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas (ODS) demostrando así el compromiso de PCR para con la sociedad en todas las dimensiones de la organización”, destacaron desde la empresa.
Del informe se desprende que, durante 2023, PCR logró consolidar su posición en todas sus unidades de negocios a través de la adquisición de nuevas áreas hidrocarburíferas en la Argentina y Ecuador, la puesta en marcha de tres nuevos parques eólicos permitiendole llegar a los 527,4 MW de capacidad instalada y el liderazgo en la fabricación y venta de cemento en la Patagonia.
Principales indicadores de impacto de 2023
Presencia internacional en Argentina, Ecuador, Chile y Estados Unidos
Tres nuevos parques eólicos puestos en marcha en 2023
Cinco nuevas áreas de producción de Petrólo & Gas adquiridas en Mendoza
Más de 458.000 dólares de inversión en la comunidad
Más de dos millones de dólares en inversión ambiental
Más de 467 millones de dólares en ventas netas
Más de 143 millones de dólares de inversión en bienes de uso y otros activos
1.425 proveedores
Más del 67% de las compras realizadas a proveedores locales
La tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, uno de los eventos de referencia para el sector del litio en América Latina, se llevará a cabo del 20 al 21 de noviembre, en el Golden Center de Buenos Aires. La jornada reunirá a los líderes de la industria, representantes gubernamentales, reguladores, empresas mineras, energéticas, inversionistas y proveedores clave, con el objetivo de impulsar la innovación, la colaboración y nuevas oportunidades en este mercado.
La Argentina en el epicentro del mercado global de litio
Con la Argentina posicionada como un destino clave para la inversión y el crecimiento de la producción de litio, el evento llega en un momento fundamental para el país, que aspira a convertirse en el tercer mayor productor mundial de litio para 2030.
La cumbre proporcionará una plataforma para analizar cómo las políticas actuales están fortaleciendo un entorno regulatorio favorable para el liderazgo global de la Argentina en el sector.
Durante el evento, se profundizará en las políticas visionarias de la Argentina que están atrayendo inversión y creando marcos regulatorios que aceleran el crecimiento de la industria del litio. Los asistentes podrán participar en debates sobre cómo este desarrollo está posicionando a Argentina para aprovechar el aumento de la demanda global de este mineral crítico.
Oportunidades de inversión y proyectos estratégicos
Proyectos de alto perfil como Cauchari-Olaroz y Salar del Hombre Muerto serán puntos clave de análisis, demostrando cómo estas iniciativas responden a la creciente demanda mundial y abren significativas oportunidades para los inversionistas interesados en el mercado latinoamericano de litio.
Innovación tecnológica y avances en producción
Con un enfoque en la eficiencia y sostenibilidad, se presentarán tecnologías disruptivas como la Extracción Directa de Litio (DLE) y soluciones de automatización avanzada, destacando cómo estos avances optimizan la producción en el triángulo del litio de Argentina y desbloquean nuevas posibilidades para el sector.
Este año, el evento contará con la participación de importantes líderes del sector público y privado, entre ellos:
Jorge Matías González, director Nacional de Promoción y Economía Minera, Ministerio de Economía de Argentina
Carlos Galli, VP Global Lithium & Innovation, Lithium Argentina Corp
Ignacio Celorrio, vicepresidente Ejecutivo, Lithium Argentina Corp
Diego Calonje, Senior Corporate Counsel, Rio Tinto
Ing. Pablo A. Bergese, coordinador de Sustentabilidad Minera, Gobierno de Jujuy
Guillaume Legare, Head South America, TSX (Toronto Stock Exchange)
Lucia Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios, Aggreko
Dean McPherson, Head of Global Mining, TSX
Romina Parquet, CEO & Fundadora, CIMC WETRANS
Sergio Ferrari, director de Segmento – Minería, Minerales y Metales, Schneider Electric
Fernando Villaroel, Chief Operating Officer, Lithium South Development Corp
Estos y otros expertos compartirán sus perspectivas sobre sostenibilidad, políticas mineras y los avances tecnológicos que están dando forma al futuro del litio en Argentina.
“Esta cumbre representa una oportunidad única para aquellos interesados en el futuro de la energía limpia y el desarrollo del mercado del litio en América Latina. Con la proximidad del evento, el momento de asegurar su lugar es ahora”, destacaron desde la organización.
Para más información y registro, se puede visitar el sitio web oficial del evento o contactarse con luana@in-vr.co.
El Gobierno Nacional oficializó este lunes el cambio de nombre del gasoducto “Néstor Kirchner”. A partir de ahora, su nuevo nombre será gasoducto “Perito Francisco Pascasio Moreno”.
La medida se oficializó en el Boletín Oficial Nacional, a través de la resolución 326. La misma fue firmada por la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti.
“La denominación y/o identificación de obras de infraestructura pública, monumentos históricos, edificios y afines en ningún caso debería responder a intereses políticos, atento a que se desvirtuaría la finalidad y el significado cultural de estos, confundiendo lo público con lo partidario y le harían perder la neutralidad propia de estos bienes, excluyendo a aquellos que no comparten una misma mirada política y conspirando contra el objetivo de constituir la unión nacional, señalada en el Preámbulo de la Constitución Nacional”, señalaron en los considerandos de la norma.
Agregaron que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.
El “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” cambia su nombre: a partir de ahora se llamará “Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno”.
“Corresponde relacionar de otra manera al gasoducto que transporta gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro y La Pampa, pasando por Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la República Argentina”.
Y marcaron sobre el nuevo nombre, al asegurar que el trabajo del Perito Francisco Pascasio Moreno “contribuyó al desarrollo y consolidación de la soberanía argentina, a la integración de todo el territorio nacional, así como a la creación y fortalecimiento de instituciones trascendentes para la Nación”.
El cambio de nombre ya lo había anunciado el vocero presidencial, Manuel Adorni este fin de semana. “El ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner’ cambia su nombre: a partir de ahora se llamará ‘Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno’. Fin.”, escribió el funcionario en su cuenta de la red social X
La compañía anunció avances significativos en Vaca Muerta, donde los pozos del Bloque Mata Mora Norte alcanzaron niveles récord de producción. GeoPark, la compañía de capitales colombianos presentó sus resultados operativos del 3Q, en el que destacó su presencia en Vaca Muerta, en donde mantiene una asociación con Phoenix. Según información oficial, el trimestre marcó un hito para la compañía con la adquisición efectiva de cuatro bloques no convencionales la formación, que comenzó a operar el 1 de julio. Los pozos del Bloque Mata Mora Norte, donde tiene un 45% de participación, entregaron una producción promedio de 12,621 barriles equivalentes […]
Burford Capital, el mayor accionista en el caso, aceptaría títulos argentinos en lugar de efectivo, ante la escasez de reservas, consignó la agencia Bloomberg. Los inversores que ganaron el juicio por USD 16.000 millones contra la Argentina por la nacionalización de YPF hace más de una década están abiertos a recibir el pago en bonos en lugar de efectivo, según fuentes cercanas a los fondos, indicó la agencia Bloomberg este viernes. Burford Capital, un fondo de litigios que es el mayor accionista en el caso, aceptaría bonos soberanos u otros títulos negociables, considerando las agotadas reservas internacionales del Banco Central […]
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro reiteró que está abierta la convocatoria para participar en la audiencia pública sobre el proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) en el Golfo San Matías. Esta audiencia se llevará a cabo el miércoles 4 de diciembre a las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este. El objetivo es dar a conocer el proyecto presentado por Southern Energy S.A., abordar su Estudio de Impacto Ambiental y considerar los aportes de la comunidad en el análisis final. La audiencia pública se celebrará de […]
A partir de ahora, la megaobra de tuberías que conecta Vaca Muerta con la provincia de Buenos Aires llevará el nombre del célebre naturalista argentino. El vocero presidencial, Manuel Adorni, anunció este sábado que el gasoducto “Néstor Kirchner” cambiará su denominación y a partir de ahora llevará el nombre de un reconocido científico y naturalista argentino. “El ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner’ cambia su nombre: a partir de ahora se llamará ‘Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno’. Fin.”, escribió el funcionario en su cuenta de la red social X. La megaobra del gasoducto tiene una capacidad para transportar 11 millones de metros […]
La petrolera argentina registró un aumento del 36% en la producción de petróleo en el tercer trimestre de 2024, mientras las exportaciones se duplicaron. YPF fortaleció su presencia en Vaca Muerta y alcanzó niveles récord de producción. El crecimiento de la industria hidrocarburífera argentina mantiene su ritmo ascendente con resultados que superan las expectativas del mercado. La actividad en la cuenca neuquina se transformó en el motor principal del desarrollo energético del país, con números que marcan un antes y un después en la historia del petróleo. Durante el tercer trimestre de 2024, la compañía alcanzó un promedio de 126 […]
Así lo manifestó el Gobernador Cornejo durante la celebración anual de la Camara Argentina de Constructores delegación Mendoza. El Gobernador Alfredo Cornejo fue uno de los oradores en la celebración anual del Día de la Industria de la Construcción, que realizó la Cámara Argentina de Constructores (Camarco) delegación Mendoza en el Gran Hotel Potrerillos. También participaron en el festejo los intendentes de Ciudad, Ulpiano Suarez; Luján de Cuyo, Esteban Allasino; Malargüe, Celso Jaque, y Santa Rosa, Flor Destéfanis. Además, el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema; la subsecretaria de Infraestructura y Desarrollo Territorial, Marité Badui; el presidente […]
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, dio detalles sobre las acciones que lleva adelante la provincia hacia energías limpias, además de la importancia de minerales clave para su desarrollo. Por su parte, el presidente de Emesa, Pablo Magistocchi, expuso sobre las políticas para la atracción de inversiones en el sector de hidrocarburos. La ministra de Energía y Ambiente mendocina, Jimena Latorre, y el presidente de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), Pablo Magistocchi, fueron invitados por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi a exponer las políticas energéticas que lleva adelante Mendoza. Fue en el seminario que […]
Hace una década era un ejemplo en la región. Exportaba gas a niveles récord y acumulaba reservas. Pero todo se derrumbó. Hace diez años, en 2014, Bolivia era un ejemplo para Latinoamérica. Especialmente para el progresismo interesado en los buenos modales con el mundo financiero. El 12 de octubre de ese año, Evo Morales era reelecto por el 61,3% de los votos, obteniendo mayorías legislativas envidiables. En medio de dudas por sus intenciones socializantes, había llegado a la presidencia en enero de 2006. Sin embargo, en aquel 2014 mostraba, orondo, que no solo era reelecto, sino que tenía a los […]
El país tiene la oportunidad, muy cercana de alcanzar rápidamente grandes saldos exportables de productos primarios como GNL o elaborados a través del Polo Petroquímico de Bahía Blanca. Argentina tiene en el mediano plazo un panorama de oportunidades en el mundo exportador. Las dos más nítidas son importancia estratégica mundial, en un mundo convulsionado por una impensada guerra que afecta directamente a los insumos: agroalimentos y energía. En el campo energético, como productor de hidrocarburos, se presenta una enorme oportunidad para desarrollar la exploración, producción, agregado de valor y comercialización de gas y petróleo. Sólo con Vaca Muerta el país […]
España produjo 127.548 gigavatios hora (GWh) de electricidad con energías renovables entre enero y octubre de 2024, un 16,4% más que a estas alturas de 2023, con lo que su aportación al ‘mix’ energético se sitúa en el 57,3%, 8,1 puntos por encima del nivel de hace un año cuando fue del 49,2%. Según los datos extraídos por Servimedia de las estadísticas de Red Eléctrica, la generación renovable subió con fuerza especialmente gracias a las mayores lluvias y permitió que la producción con gas se redujera un 35,5% en comparación con el año anterior, bajando su cuota al 11,6%, 6,3 […]
Los gobiernos de la Argentina y el Brasil están negociando un acuerdo para impulsar las exportaciones de gas natural en firmedesde Vaca Muerta hacia el país que preside Luiz Inácio ‘Lula’ Da Silva. Para esto se creará un grupo de trabajo con el objeto principal de viabilizar las exportaciones al Brasil, con un fuerte énfasis en la infraestructura de gasoductos, según se desprende del borrador del documento bilateral final que fue validado por las cancillerías de ambos países al que accedióEconoJournal. Fuentes al tanto de las conversaciones añadieron que sumarán a Bolivia a la rúbrica del acuerdo, por lo que finalmente se trataría de un Memorándum de Entendimiento entre tres países.
La firma de un memorándum entre la Argentina y el Brasil fue adelantada días atrás por el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira. El acuerdo sería formalizado en los días previos a la Cumbre de Líderes del G-20 prevista para los días 18 y 19 de noviembre en Río de Janeiro según lo indicado por Silveira.
La novedad por estas horas es que los gobiernos de la Argentina y el Brasil sumarán a Bolivia a la firma del acuerdo. «La inclusión (de Bolivia) obedece a que se comprometen de entrada en un valor de transporte sujeto a un contrato. Caso contrario no van a respetar el valor», explicó una las fuentes.
Exportaciones en firme y gasoductos
El borrador del documento final aprobado por las cancillerías señala que se establecerá un Grupo de Trabajo Bilateral para trabajar sobre tres modalidades de intercambio de gas argentino al Brasil. Del documento se desprende que los gobiernos están impulsando centralmente las exportación de volúmenes no interrumpibles desde Vaca Muerta.
Los integrantes del grupo buscarán tratar las operaciones de exportación de gas natural bajo tres alternativas de intercambio: Operación Comercial de Exportación de Gas Natural en firme, Operación de Intercambio de Gas Natural en Carácter de Emergencia con Devolución, y Operación de Exportación de Gas Natural en Carácter de Oportunidad con Devolución. También se deja la puerta a realizar importaciones de gas temporales o de emergencia desde Brasil.
El grupo de trabajo también evaluará y determinará cuáles son las necesidades de infraestructura necesaria en ambos países para transportar el gas natural proveniente de Vaca Muerta y/u otras cuencas productivas, teniendo en consideración determinados Puntos de Interconexión Gasífera existentes o en carpeta. También considerarán otras alternativas, como el transporte por países vecinos.
Los puntos de interconexión mencionados son el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, Transportadora de Gas del Mercosur, el Gasoducto Cruz del Sur, el proyecto de un Gasoducto de Exportación Dedicado entre Vaca Muerta y Porto Alegre, y el proyecto para un eventual gasoducto de interconexión entre el Gasoducto del Noroeste Argentino GNEA con el Gasoducto GASBOL a través de territorio paraguayo.
El gobierno de Javier Milei designará como integrantes del grupo al Subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, el Embajador Darío César Celaya, el interventor del ENARGAS, Carlos Casares, y el presidente de Enarsa, Tristán María Socas. Por el lado brasileño estarán la directora de Estudios del Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Heloisa Borges Esteves, el director de Gas Natural de la Secretaría Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, Marcello Weydt, el Jefe de la Asesoría Especial de Asuntos Internacionales del Ministerio de Minas y Energía, Ministro Luís Guilherme Parga Cintra, la ministra-consejera de la Embajada del Brasil en Buenos Aires, Camile Nemitz Filippozzi, y el jefe del Sector de Energía de la Embajada del Brasil en Buenos Aires, Igor Goulart Teixeira.
Se llevó a cabo la sesión informativa para Stakeholders del cuarto tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) destinado a la adquisición a largo plazo de recursos energéticos para la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de Puerto Rico.
Se trata del RFP Tranche 4 que persigue la contratación de 500 MW de capacidad de generación renovable y 250 MW de capacidad de almacenamiento de energía con una duración efectiva de 4 horas o de 6 horas.
Accion Group, Coordinador Independiente del Tranche 4, estableció que durante esta semana del 11 de noviembre, comenzarán con los estudios técnicos de los proyectos que el pasado jueves y viernes presentaron sus solicitudes de interconexión y pagaron los fees correspondientes.
La próxima fecha de calendario comprometida es el día lunes 25 de noviembre, la cual se fijó como límite para la presentación de propuestas del Tranche 4. (ver cronograma completo al pie de la nota).
Plazos y precios de la propuesta
Durante la sesión informativa del Tranche 4, Accion Group ratificó a los proponentes y demás partes interesadas que el plazo para contratos PPOA provenientes de centrales de energías renovables se mantendrá por 25 años y el de contratos ESSA para almacenamiento independiente será por 20 años.
Además, se aclaró que continuarán en carrera aquellos que oferten un precio de recursos renovables como eólica y solar que no supere los USD 125 MWh y que se mantengan fijos durante todo el plazo de contrato, sin contemplar aumento de precios.
En el caso de almacenamiento independiente, se indicó que el precio para sistemas con una duración efectiva de 4 horas no podrá ser mayor a USD 25,000 MW-mo, mientras que para soluciones con 6 horas de almacenamiento sería hasta USD 33,750 MW-mo.
Respecto al tipo de proyectos que competirán, es preciso indicar que el Tranche 4 se centra en adquirir proyectos «shovel-ready» (listos para iniciar su construcción) que cumplan con los requisitos técnicos mínimos (MTR, por sus siglas en inglés) que LUMA Energy, como operador del sistema, fijó para los proponentes tanto de ofertas de generación a partir de fuentes eólica y solar, como para soluciones de almacenamiento en baterías de ion litio y otras tecnologías.
Cronograma expedito del Tranche 4
Event
Date
Tranche 4 Proposals
Due November 25, 2024
Brief Opportunity to Cure Proposals
December 2, 2024
Accion Report to Selection Committee
December 9, 2024
Selection Committee Report of Accepted Proposals to PREPA Governing Board
December 13, 2024
PREPA Submits Motion to PREB for Contract Approval
December 20, 2024
LUMA Completes Feasibility Studies
January 13, 2025
Notice of Award after PREB R&O
1 st Quarter 2025
Contracts Executed after PREB and FOMB Approval
1 st Quarter 2025
LUMA Completes Facility and Network Upgrade Studies
En su calidad de presidenta del Consejo de Administración de la Comisión Federal de Electricidad, la titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, dirigió la Sesión Ordinaria número 66.
En su informe, correspondiente al tercer trimestre del 2024, la directora general de la CFE, Emilia Calleja Alor, enlistó 4 elementos destacados de la reforma aprobada el 30 de octubre: la empresa pública tiene como objetivo cumplir con la responsabilidad social y la accesibilidad al servicio público de electricidad; en el artículo 25° se señala que las leyes secundarias definirán la administración, organización, funcionamiento y procedimientos de contratación y otros actos jurídicos. En el segundo, explicó que la Empresa Pública siempre tendrá la prevalencia, por lo cual, en las áreas de generación y comercialización de energía eléctrica, los privados podrán participar siempre con apego a los objetivos para el desarrollo social y nacional.
El tercer punto relevante que destacó la directora general es que el internet que provee el Estado no va a ser considerado monopolio y en lo que se refiere a CFE Telecomunicaciones e Internet para Todos, podrán eliminarse las ataduras que se tenían para incursionar en el ámbito comercial. Por último, en el cuarto punto celebró la exclusividad del Estado para el control y planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
También dio a conocer las acciones que emprendió el personal electricista de la CFE para restablecer el suministro afectado por el Huracán John en Guerrero, Oaxaca, Colima, Jalisco y Michoacán, el cual afectó a cerca de 400 mil usuarios. Con el objetivo de revertir los efectos negativos en el menor tiempo posible, y con una atención prioritaria a sistemas de bombeo de agua potable, albergues y unidades médicas, laboraron 2,509 trabajadoras y trabajadores con el apoyo de 378 grúas, 873 vehículos, 110 plantas de emergencia, 3 helicópteros y 54 servicios de comunicación satelital.
Asimismo, la titular de la Empresa Pública detalló el apoyo que realiza la Comisión en los proyectos prioritarios encomendados por la Presidencia de la República, entre los que se encuentran: la recuperación de los mineros atrapados en los desafortunados accidentes en las minas de Pasta de Conchos y El Pinabete, en Coahuila. También se realizaron obras para electrificar el 44% del Tren Maya en un tiempo récord de 12 meses. En el Corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec, destacó los trabajos desarrollados en Veracruz, Oaxaca y Chiapas. Por último, informó sobre trabajos de ingeniería, supervisión, subestación y línea de transmisión con un importe de 71 millones de pesos (MDP) que se realizan en el Aeropuerto Internacional Felipe Ángeles (AIFA).
“Estamos implementando un programa de electrificación como apoyo social, asociado regularmente a las grandes obras de infraestructura u obras de construcción de centrales termoeléctricas o hidroeléctricas. Esto implica 657 obras con una inversión aproximada de 692 MDP”, aseveró la directora general de la CFE.
Hacia el cierre de la Sesión, se tomó conocimiento de la designación de consejeros de Gobierno Federal en subsidiarias y filiales.
En la Sesión participaron Edgar Amador Zamora, consejero suplente de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SCHP); Eugenio Amador Quijano, director corporativo de Finanzas; José David Rangel Zermeño, secretario del Consejo; José Manuel Calva Merino, prosecretario del Consejo; y los consejeros independientes: Rosío Vargas Suárez, Héctor Sánchez López, Tito Rubín Cruz y José Antonio Echavarría García.
El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano.
Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo.
Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.
De esta manera, el Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda.
El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), presentó la Convocatoria N° 958. Su objetivo es fortalecer los procesos de planeación minero energética en Colombia desde un enfoque territorial, integrando los ejes de desarrollo económico, social, ambiental y técnico en el marco de la TEJ.
“La decisión del país y del Gobierno del Cambio es avanzar en su proceso de transformación productiva, teniendo como uno de sus propósitos el despliegue de tecnologías limpias y el desarrollo de la industria nacional asociada a energías renovables, con lo cual se daría un importante impulso a la política de reindustrialización del país”, afirmó la ministra de Ciencias, Yesenia Olaya.
Por su parte, Adrián Correa, director general de la UPME, añadió: «Reconocemos que la TEJ se sostiene en la participación activa de la sociedad y la academia, siendo intensiva en el reconocimiento de los saberes. Por ello, en colaboración con MinCiencias, extendemos una invitación a las entidades del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación, así como a la sociedad civil organizada, a participar en esta convocatoria con sus proyectos. Juntos podemos avanzar en la democratización y el acceso a la energía para afianzar nuestra soberanía energética”.
Dentro de las líneas programáticas de la convocatoria, los interesados podrán presentar proyectos relacionados con abastecimiento energético confiable y diversificación de la canasta energética; optimización tecnológica y transformación digital para la planeación minera; transformación del modelo minero-energético para el cambio climático; y planeación minero-energética para el desarrollo sostenible.
Las propuestas serán recibidas hasta el próximo 13 diciembre de 2024 y la publicación de resultados está proyectada para marzo de 2025.
Con el fin de reconocer las perspectivas de los diferentes actores involucrados en las temáticas de la convocatoria y resolver dudas que faciliten el proceso de postulaciones, MinCiencias y la UPME liderarán la Ruta MisiónTEJ, la cual recorrerá seis ciudades del país.
A través de este ejercicio, ambas entidades buscan impulsar el avance de la TEJ desde una óptica territorial. Para mayor información, los términos de referencia de la Convocatoria N°958 están disponibles en:
Una vinculación territorial permanente, la debida diligencia en derechos humanos, una comunicación segmentada, con enfoque territorial, de género y etario y amplios canales de comunicación, son los principios que convirtieron al proyecto Kimal-Lo Aguirre en el ganador de los premios de la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, a la Excelencia Energética 2024, en la categoría descarbonización.
El reconocimiento de OLADE tiene como objetivo impulsar y dar visibilidad a las actividades que conllevan a una mejora en el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y los procesos de descarbonización, con el fin de promover la replicabilidad de estos tanto a nivel nacional como internacional.
El evento de premiación se realizó en una ceremonia en vivo en el marco de la IX Semana de la Energía realizada en la ciudad de Asunción, Paraguay, siendo el evento que representa la mayor reunión anual en Latinoamérica y el Caribe de decisores públicos y privados en materia de energía. En esta edición se recibieron 71 postulaciones de 14 países con el objetivo de reconocer y difundir los mejores proyectos energéticos de América Latina y el Caribe en las áreas de eficiencia energética, descarbonización y energías renovables.
“Desde OLADE hemos reconocido a Conexión Kimal Lo Aguirre por el impacto del proyecto en la Descarbonización del país conectándose con la oferta solar del norte del país y por la prioridad que ha puesto en la participación y aceptación social, indispensables para la ejecución de los proyectos de esta envergadura en el sector energético”, señaló AndrésRebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
“La transición energética en Latinoamérica tiene un consenso de la importancia de la infraestructura de transmisión, y han reconocido en nuestro trabajo de vinculación territorial un ejemplo a tener en cuenta”, aseguró la representante de Conexión Kimal-Lo Aguirre
El proyecto expuso la experiencia desarrollada en el proceso comunitario temprano, con enfoque en derechos humanos, respeto a pueblos originarios, y los derechos de acceso a la información ambiental y participación en asuntos ambientales que impulsa el Acuerdo de Escazú.
Escazú es un acuerdo regional sobre el Acceso a la Información, la Participación Pública y el Acceso a la Justicia en Asuntos Ambientales en América Latina y el Caribe, y de reciente promulgación en Chile, por lo que “esperamos que nuestra experiencia pueda ser un aporte en la implementación de nuevos mecanismos de relación con la comunidad. Hemos constatado que cuando se comunica de manera oportuna y adecuada, y se invita a participar de manera significativa en las decisiones que afectan sus vidas y su entorno, las personas se involucran en los procesos de participación”, señaló la Gerente de Sostenibilidad, Carola Venegas.
Previo al ingreso del proyecto al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, más de siete mil personas fueron parte de nuestro proceso, a través de observaciones en los canales disponibles, o realizado visitas a terreno, revisado información en talleres cartográficos, puerta a puerta, entre otros”, reforzó Venegas.
Sobre Kimal-Lo Aguirre
El proyecto considera una línea de transmisión de 1.342 kilómetros en corriente continua y permitirá reforzar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dando resiliencia junto con habilitar importantes flujos de energía renovable al permitir transportar hasta 3.000 MW, equivalentes a un cuarto de la demanda diaria del SEN.
Exar, la empresa argentina dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, colocó su primera emisión de obligaciones negociables (ON) por un monto equivalente a US$ 50 millones, superando su objetivo inicial de US$ 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de US$ 76 millones. La tasa de corte es del 8%, con pago de intereses semestrales y amortización del capital a los 30 y 36 meses, según precisaron.
Los fondos recaudados serán destinados a financiar, principalmente, capital de trabajo y/o refinanciar pasivos para el giro comercial del negocio.
Pablo Trumper, CFO de Exar, expresó:“El alto nivel de respuesta de los inversores refleja la confianza del mercado en el potencial de la industria del carbonato de litio, así como en la solidez financiera de la compañía y su estrategia de negocio a mediano y largo plazo”.
La operación
La operación se realizó bajo la coordinación de los Bancos Santander e ICBC como Organizadores y Colocadores, mientras que Banco Galicia, Banco BBVA, Macro Securities, Banco Comafi, Balanz, Banco Mariva, Banco Supervielle, Puente, Allaria, Invertironline, TPCG, MAX Capital, Global Valores, Neix, Cohen y otros, actúan como colocadores.
“Exar cuenta con una sólida posición competitiva en el mercado del carbonato de litio, el respaldo de sus accionistas y una creciente generación de flujo de fondos. Además, opera con firmes proyecciones en cuanto a la generación futura de flujos”, remarcaron desde la minera.
La empresa
La compañía cuenta con una capacidad de producción de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio calidad batería. Está conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) en calidad de accionistas. Tiene sus operaciones en el Salar Cauchari-Olaroz, en Jujuy, y desarrolla el “Proyecto Cauchari-Olaroz”. En la actualidad, la planta se encuentra en la fase de inicio operativo y espera producir entre 20.000 y 25.000 toneladas este año.
“De esta manera, Exar reafirma su liderazgo en el sector del litio, consolidándose como un actor clave dentro de la minería argentina. Su capacidad para superar las expectativas de colocación y obtener una respuesta positiva del mercado, resalta la confianza en su modelo de negocio, su solidez financiera y sus perspectivas de crecimiento”, concluyeron desde la empresa.
El presidente Javier Milei se reunió esteeste jueves en la Casa Rosada con los directivos de la empresa petrolera Shell en el marco de su campaña por promover la llegada de grandes inversiones al país, sobre todo en materia energética.
Acompañaron al mandatario durante el encuentro el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. Del otro lado, participaron en nombre de la compañía el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister; la directora de Integrated Gas & Upstream, Zoe Yujnovich; el vicepresidente de Aguas Profundas, Richard Howe, y la Gerente de Relaciones Corporativas y Gobierno de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Verónica Staniscia.
Se trata del segundo encuentro de Milei con importantes figuras del sector en tres meses, tras su visita a Vaca Muerta en el pasado agosto. En ese entonces, el mandatario se reunió por más de una hora con los CEOs y dueños de las petroleras más importantes del país con presencia en el yacimiento: YPF, PAE, CGC, Chevron Argentina, Exxon, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total y Vista.
El buen trato con el sector energético es fundamental para el Gobierno, ya que junto con el agro y la minería, se posiciona como uno de los actores con mayor peso a la hora de facilitar el ingreso de divisas al país debido a su capacidad exportadora.
TotalEnergies, una de las mayores empresas energéticas de Europa, y Sinopec, la estatal petrolera china, han firmado un contrato de suministro de gas natural licuado (GNL) de 5 millones de toneladas anuales por un periodo de 15 años, con inicio en 2028. Este acuerdo, establecido en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), es un hito clave para ambas empresas en sus estrategias de expansión en Asia y de descarbonización.
El objetivo de este suministro es fortalecer la disponibilidad de GNL en China, el principal mercado mundial de importación de este combustible, que en 2023 alcanzó 71 millones de toneladas de importación y que, de acuerdo con proyecciones, podría llegar a 163 millones hacia 2040.
La entrega de GNL por parte de TotalEnergies —que ya suministra unos 5 millones de toneladas anuales a China— representa un pilar importante en su crecimiento en el mercado asiático y responde a la creciente demanda de este recurso, impulsada por la transición energética de China. Como principal sustituto del carbón en la generación eléctrica, el gas natural es una pieza clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el país asiático. Stéphane Michel, presidente de Gas, Renovables y Energía en TotalEnergies, subrayó que el acuerdo con Sinopec reafirma la competitividad de la empresa en el mercado de GNL y contribuye a su posición de liderazgo en Asia.
Este contrato se suma a la reciente renovación del convenio de TotalEnergies con la estatal china CNOOC, ampliado hasta 2034, lo cual muestra el compromiso de ambas partes por asegurar un suministro estable a largo plazo. Sin embargo, el crecimiento de los contratos de GNL podría llevar a un excedente de este recurso en China a medida que las compras superen el consumo proyectado, lo que impulsaría a empresas como Sinopec y CNOOC a incursionar en la comercialización de GNL hacia otros mercados emergentes, consolidándose así como jugadores clave en el comercio mundial de gas natural.
Un acuerdo muy oportuno
En 2023, Estados Unidos exportó aproximadamente 14 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) a China, representando un crecimiento de su mercado de exportación a medida que las empresas chinas demandan más energía para abastecer a una economía en expansión. China se ha convertido en el segundo mayor importador de GNL de EE. UU., superada solo por países como Japón y Corea del Sur, y el intercambio entre ambos países sigue siendo robusto, a pesar de los desafíos diplomáticos y comerciales intermitentes.
Este contexto resalta la relevancia del acuerdo de 15 años firmado entre Sinopec y TotalEnergies, que brinda a China una opción más estable y diversificada para su abastecimiento de GNL. La relación energética entre EE. UU. y China es vulnerable a posibles aranceles y restricciones, especialmente con el triunfo de Donald Trump, en las elecciones presidenciales en 2024.
Durante su anterior mandato, Trump implementó aranceles a productos chinos, lo cual afectó temporalmente las exportaciones de gas hacia el país asiático. Una nueva administración que reactive este tipo de medidas podría elevar los costos del GNL estadounidense, incentivando a China a depender más de socios europeos o de países como Rusia.
Por lo tanto, el acuerdo con TotalEnergies, que garantiza un suministro de GNL de Europa, podría ser estratégico no solo para diversificar proveedores, sino también para evitar fluctuaciones en precios causadas por tensiones geopolíticas.
La compañía energética Pampa Energía anunció un ambicioso plan de inversiones para los próximos años, con foco en el desarrollo de sus operaciones en Vaca Muerta.
Pampa Energía busca así consolidarse como uno de los principales productores de shale oil en Argentina, con una inversión de US$ 1.500 millones destinada a multiplicar por diez su producción en Rincón de Aranda.
La empresa energética presentó resultados positivos para el tercer trimestre, destacando un fuerte crecimiento en la producción de gas y un plan de inversión de US$ 1.500 millones para el desarrollo de Vaca Muerta. Estos resultados confirman el sólido desempeño de Pampa Energía y su compromiso con el crecimiento sostenible.
Con esta inversión, Pampa Energía busca alcanzar una producción de 50.000 barriles de petróleo por día en 2027, consolidándose como uno de los principales actores del sector en Argentina.
Se concretó una nueva reunión de la Mesa de Trabajo conformada por el gobernador, Sergio Ziliotto, para analizar la situación del área denominada “El Medanito”. El objetivo del grupo de trabajo es diseñar una propuesta de pliego que contenga las condiciones de borde, comerciales, fiscales, planes de inversión y trabajo a los fines de solicitar autorización a la Legislatura provincial para avanzar con la mejor alternativa de desarrollo del área hidrocarburífera.
Este cuarto encuentro se llevó adelante en la localidad de 25 de Mayo y consistió en una recorrida por las instalaciones del área “El Medanito”, para conocer la zona de baterías, la planta de generación de energía, la de tratamiento de gas y la de tratamiento de crudo y unidad de medición. La jornada culminó con una charla de los directivos de la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia que tienen a cargo la operación del área.
Integración de la Mesa de Trabajo
La mesa se conforma con 13 integrantes representantes del Poder Ejecutivo, el Poder Legislativo, autoridades de localidad de 25 de Mayo y de la empresa Pampetrol.
Esta acción ratifica la decisión del Ejecutivo Provincial, de que los recursos que la Provincia obtenga de la producción de hidrocarburos se destinarán a avanzar en la transición de las energías tradicionales a las renovables.
Estuvieron presentes en esta oportunidad el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de Los Ángeles Roveda; el subsecretario de Hidrocarburos y Miniería, Gonzalo Sondon junto al director de Minería e inspecciones, Cristián Buss; el intendente de la localidad de 25 de Mayo, Leonel Monsalve Ferrer; el diputado provincial por el PRO-MID, Enrique Juan; representantes del equipo de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, y asesores legislativos.
La Mesa de Trabajo se creó por Decreto 1.286 para analizar la situación del área “El Medanito”, cuyo contrato de concesión finaliza en el mes de junio de 2026 y es uno de los contratos más importantes de la Provincia.
Desde el Poder Ejecutivo se trabaja con todos los actores involucrados para diseñar una propuesta y plasmarla en un proyecto de ley a ser remitido al Poder Legislativo Provincial.
Licitación o prórroga
El Gobierno provincial considera como primera alternativa la de convocar a una licitación pública a través de la cual se determiné quien continuará con la explotación del yacimiento, pero en el marco de la mesa de trabajo también se analiza el pedido de prórroga del actual concesionario, la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia.
“La prórroga de la concesión también fue solicitada por la empresa y analizada por el intendente de 25 de Mayo, Leonel Monsalve, en virtud de las inquietudes de distintos sectores de la localidad oesteña vinculados a la actividad petrolera”.
Si bien la Mesa de Trabajo avanza en el análisis de las distintas variables será la Cámara de Diputados la que definirá como prosigue la actividad en el yacimiento Medanito, el tema se definirá a través de un proyecto de Ley que deberá sancionar la legislatura pampeana.
Ante los dos escenarios posibles (prórroga o licitación), la misión fundamental de la Mesa de Trabajo es analizar el modelo de producción del área y cómo van a influir las regalías y demás condiciones contractuales.
La producción de petróleo shale promedió 126 mil barriles día, durante el tercer trimestre del año, y representa un crecimiento del 36% interanual y del 11% respecto al segundo trimestre de 2024. La cifra equivale al 49% de la generación total de YPF.
Por su parte, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre un 111% respecto al mismo período de 2023 y un 37% en relación con los tres meses anteriores. Además, las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, un 15% de la producción total de petróleo.
Durante este período, YPF invirtió u$s1.353 millones y más del 70% de ese total fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.
Por otra parte, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de u$s1.366 millones , crecimiento secuencial impulsado, principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional.
En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional.
La situación de los principales proyectos de YPF
La empresa petrolera informó que en el Proyecto Andes se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron otras siete, ubicadas en Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clusters en Chubut.
Por otra parte, se lleva adelante el proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. Allí se alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo entre Vaca Muerta– Allen, que tiene 130 kilómetros. La inversión total es cercana a los u$s200 millones.
El segundo segmento está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones entre las localidades rionegrinas de Allen y Punta Colorada, que están separadas por 440 kilómetros. La inversión es de alrededor de u$s2.500 millones de dólares. YPF informó que la compañía se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.
El Ente Regulador Provincial Eléctrico de Mendoza (EPRE) impuso una multa de $2.085 millones a Edemsa debido a las constantes interrupciones en el servicio eléctrico durante el primer semestre del año.
Esta sanción, una de las más altas en la historia de la provincia, busca resarcir a los usuarios afectados y garantizar una mejor calidad del servicio en el futuro.
Los usuarios de Edemsa recibirán una compensación económica por los numerosos cortes de luz sufridos durante los primeros meses del año. El EPRE ha impuesto una multa millonaria a la empresa distribuidora, cuyos fondos serán destinados a bonificar a los clientes afectados.
Esta medida busca garantizar que los usuarios sean resarcidos por las molestias y perjuicios causados por las interrupciones en el servicio.
Los fondos recaudados a través de la mencionada multa serán destinados a compensar a los usuarios afectados y a fortalecer el fondo compensador eléctrico.
Francia busca reducir en un 50% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030. Para llegar a este objetivo, se apostará a la presencia de los coches eléctricos y la energía nuclear para vectores, además de un importante plan de renovación de edificios, según explicaron desde el Ejecutivo.
El Ministerio de Francia de Transición Ecológica indicó también que busca alcanzar la neutralidad de carbono para 2050. Esto fue mencionado durante la presentación de su trayectoria plurianual de la energía y su respectiva estrategia de descarbonización.
Las autoridades acercaron esta hoja de ruta después de un año de demora, producto de las citas electorales y dificultades para formar Gobierno. La trayectoria presentada marca una aceleración en la reducción de emisiones contaminantes.
En concreto, si entre 2017 y 2022 el ritmo fue del 2 % anual, Francia se compromete a asumir la ambición europea para pasar a un ritmo del 5% hasta 2030. En otros números, se busca el paso de las 373 millones de toneladas equivalentes de dióxido de carbono (CO2) el año pasado a 270 millones dentro de seis años.
Agnès Pannier-Runacher, la ministra de Transición Ecológica, admitió una ralentización en el ritmo de reducción de las emisiones, en parte producto de las condiciones climáticas adversas. De todos modos, lo tomó de ejemplo para “la necesidad de acelerar” en el proceso.
Francia busca reducir las emisiones
El plan francés prevé disminuir en un 31 % hasta 2030 las emisiones ligadas a los transportes, responsables de dos tercios del total, para lo que la gran apuesta es el coche eléctrico. En ese horizonte, dos tercios de las ventas de automóviles tendrían que ser eléctricos, y pasar de las 140.000 estaciones de recarga actuales a 400.000.
Además, el Gobierno aspira a incrementar un 25 % los transportes públicos y duplicar el transporte de mercancías por tren y los kilómetros de carriles bici, para llegar a los 100.000, además de generalizar el teletrabajo e incrementar progresivamente la tasación de las emisiones de carbono en el transporte aéreo.
En los próximos seis años, Francia se pretende acabar con el 75 % de las calderas de gasóleo, lo que supone 300.000 hogares al año. También se quieren suprimir entre el 20 y el 25 % de las de gas, e instalar un millón de bombas de calor y aumentar las ayudas a la renovación energética.
La industria debe bajar en un 42 % sus emisiones y decantarse por la electricidad, la biomasa y el hidrógeno, además del almacenamiento de CO2.
Sobre la producción energética, el plan pretende limitar la dependencia de fuentes fósiles, lo que significa recortar en un 28,6 % el consumo, apostar por las renovables, esencialmente la eólica, y un relanzamiento de la nuclear. Este último punto se sustancia en la construcción de seis reactores de nueva generación EPR 2 y el estudio de otros ocho, para alcanzar una producción de hasta 400 terawatios hora anuales.
El Ministerio de Economía estudia eliminar la segmentación para los consumidores de energía eléctrica y gas y solo haya usuarios con o sin subsidio.
“Lo que se está evaluando es prorrogar por otros seis meses el esquema de transición actual, en el cual se van a ir bajando los topes de subsidio hasta que queden solo los dos tipos de usuarios”, dijeron fuentes oficiales de la Secretaría de Energía al diario La Nación.
Hasta ahora, rige la segmentación en tres niveles, que toma en cuenta los ingresos familiares, que diseñó el exministro de Economía Martín Guzmán y que se implementó con la llegada de Sergio Massa.
Si bien el Ministerio de Economía había publicado el decreto 465/2024, en el cual se establecía el esquema de tarifas segmentadas hasta el 30 de noviembre, con posibilidad de extenderlo por seis meses más, en el Gobierno admiten que este esquema de subsidios no se va a implementar.
Actualmente, en gas, los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen una bonificación de 64% del valor de referencia sobre un bloque de consumo y los de ingresos medios (N3), el 55%, respectivamente. Luego pagan el precio pleno de referencia sobre el excedente de ese bloque de consumo.
La idea del Gobierno es ir bajando los topes de bonificación en los próximos seis meses, para que cada vez los hogares paguen una mayor parte del valor de referencia.
Igualmente, el precio de referencia sigue subsidiado también: actualmente equivale a US$3,085 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), cuando el costo promedio del gas en la Argentina este 2024 fue US$4,77 el millón de BTU.
Por lo tanto, las industrias, comercios y los hogares de altos ingresos (N1) también reciben transferencias y pagan el 64% del costo del gas. Con las bonificaciones sobre un valor de referencia ya subsidiado, los N2 cubren el 23% del costo del gas y los N3, el 29%. El resto lo financia el Ministerio de Economía con subsidios.
En electricidad, los usuarios N2 y N3 tienen un consumo bonificado hasta un bloque máximo, que es de 350 kwh por mes para los hogares de ingresos bajos y de 250 kwh para los de ingresos medios. Hasta ese tope de consumo, los usuarios N2 tienen una bonificación de 72% y los N3, el 56%.
Al igual que en gas, como el valor de referencia también está subsidiado (es $63.187 el MWh de un costo sin subsidios de $68.016), las industrias, comercios y hogares de altos ingresos pagan el 93% de lo que cuesta la generación eléctrica; mientras que los usuarios residenciales N2 pagan el 26% hasta 250 kwh de consumo por mes y 93% sobre el excedente, y los N3, el 41% por el consumo bonificado hasta 350 kwh y 93% sobre el excedente.
“Considerando que a nivel global el transporte naviero es el responsable del 3% de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), Chile suscribió durante la COP26 la Clydebank Declaration, con el objetivo de establecer corredores verdes al 2030, los cuales son rutas marítimas en las que operan embarcaciones que utilizan exclusivamente combustibles alternativos”, sostuvo el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, quien agregó:
: Explosión en gasoducto de Muscar en Punta de Mata.
