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.
YPF lanzó laAcademia de Proveedores, un innovador programa de capacitación orientado a desarrollar la competitividad de sus proveedores, fortaleciendo su rol en la cadena de suministro. Con más de 5,000 proveedores y la compra de más de 100,000 productos y servicios, YPF depende en gran medida de su red de proveedores, quienes participan en más del 60% de sus operaciones. La Academia busca así profundizar la relación y optimizar el funcionamiento de toda la cadena de valor.
Este programa se estructura en cuatro pilares clave:
Vinculación: En esta fase, los proveedores tienen acceso directo a presentaciones con equipos de YPF, facilitando un vínculo cercano y efectivo que les permita entender mejor las expectativas de la empresa y adaptarse a sus estándares.
Masterclass: A través de estas clases magistrales, YPF nivela el conocimiento de los proveedores en temas relevantes para el sector energético, como estándares de calidad y seguridad. Esto resulta fundamental para que puedan cumplir con los requisitos operativos exigidos.
Programas específicos: Estas capacitaciones intensivas profundizan en temas técnicos, permitiendo a los proveedores obtener habilidades y conocimientos críticos para enfrentar desafíos específicos de la industria.
Pilar Experto: Para los proveedores estratégicos, YPF ofrece una formación personalizada en áreas estratégicas, con un acompañamiento cercano por parte de expertos de la compañía.
Este enfoque de capacitación busca asegurar que los proveedores actuales y potenciales cumplan con los estándares de calidad y seguridad de YPF, basados en su modelo de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.
Además, YPF trabaja en conjunto con varias provincias, como Entre Ríos, para integrar más empresas locales en su red de proveedores, impulsando la creación de empleos y el desarrollo económico en la región..
Este proyecto es parte de la visión de YPF de transformar a Argentina en un exportador de energía, con una meta de ingresos por exportación de 30,000 millones de dólares para el 2030.
Mesa de desarrollo “Redes de Valor”
Durante la reciente AOG Patagonia 2024, las empresas YPF, Tecpetrol y Shell firmaron un acuerdo para establecer la mesa de desarrollo“Redes de Valor”. Este proyecto busca fortalecer la cadena de valor en la industria de hidrocarburos de Vaca Muerta, impulsando la productividad y competitividad de sus proveedores.
Con el respaldo de los gobernadores de Neuquén y Río Negro, la mesa tiene el objetivo de generar sinergias y fomentar el desarrollo industrial local, mediante inversiones y capacitaciones en colaboración con autoridades y cámaras empresariales locales.
Los ejecutivos de las tres empresas resaltaron la importancia de trabajar en conjunto con los proveedores locales como socios estratégicos. Entre los objetivos específicos de la mesa, se encuentran mejorar la calidad y el compromiso en la cadena de valor, optimizar la infraestructura existente y reducir cuellos de botella en el suministro, siempre cumpliendo con altos estándares de seguridad y cuidado ambiental.
Honduras celebró el acto de recepción y apertura de ofertas de su primera licitación pública internacional para un proyecto de almacenamiento de energía en baterías. Se trata de un sistema BESS de 75 MW/300 MWh, a ubicarse en la subestación Amarateca.
Desde la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía (SEN) valoran como exitosa esta convocatoria tanto por los proponentes que participaron como por los precios presentados.
“Los rangos de las propuestas oscilan aproximadamente entre 50 millones de dólares y 98 que son buenos rangos, según lo que teníamos planeado”, declaró Erick Tejada Carbajal, gerente general de la ENEE y secretario de Energía.
Según pudo saber Energía Estratégica, cinco empresas lograron concretar la entrega de sobres y una sexta llegó tarde al acto por lo que no pudo ser contemplada como proponente pero se mantuvo como parte observadora en el salón de sesiones de la Dirección de Licitaciones de la ENEE.
“Son consorcios y empresas sólidas con amplia experiencia en el sector energía y en su sector eléctrico; por ende, estamos muy contentos con el proceso de apertura”, añadió Tejada Carbajal en exclusiva para este medio.
Según consta en el acta los proponentes que compiten por el suministro, instalación pruebas y puesta en marcha del proyecto mencionado son: Consorcio Windey Equinsa; Empresa Electric Solar S.A. de C.V.; Representaciones Mecánico Eléctricas, S.A. de C.V.; Consorcio Amarateca (Sinohidro Corporation Limited-SEL); y Consorcio AMERGY.
A continuación, se detallan los montos ofertados por aquellos participantes y los datos de garantía presentados:
DATOS GARANTÍA MANTENIMIENTO DE OFERTA
OFERENTE
PRECIO DE LA OFERTA
MONTO
ENTIDAD
EMISORA
VIGENCIA
Consorcio
Windey
Equinsa
Monto Total de la Oferta
$. 50,240,000.00
Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas
$ 1,154,000.00
Ficohsa Seguros
S.A.
Hasta el
11/abril/2025
Empresa Electric Solar S.A. de C.V.
Monto Total de la Oferta
$. 87,324,688.29
Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas
Descuentos: Si nuestra oferta es aceptada, los siguientes descuentos serán aplicables de la siguiente manera:
En caso de no suscribir el contrato de soporte técnico anual integral (STAI) el descuento seria de $ 8,573,251.25;
Por lo que nuestra solución tendría un valor de $78,751,437.04
$. 1,780,000.00
Banco del País
S.A.
Hasta el
16/abril/2025
a las 3:00 p.m.
Representaciones Mecánico Eléctricas, S.A. de C.V.
Monto Total de la Oferta
$. 76,786,369.82
Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas
Oferta Alternativa por un monto de
$ 73,764,335.53
Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas
$2,000,000.00
Fianza de mantenimiento de Oferta Emitida MAPFRE Honduras S.A.
En lo cual no incluye el costo del segundo al décimo año del servicio STAI (Opcional)
$ 2,470,000.00
Banco Atlántida
S.A.
Hasta el
6/mayo/2025
Consorcio AMERGY
Monto Total de la Oferta
$98,602,503.70
Valor que incluye el Impuesto Sobre Ventas
La oferta no viene Foliada, solamente presentó 1 copia y no presentó oferta
No presenta Garantía de Mantenimiento de Oferta
No presenta Garantía de Mantenimiento de Oferta
No presenta Garantía de Mantenimiento de Oferta
Lo que sigue
La ENEE llevará a cabo la fase de evaluación, que en primera instancia involucra criterios técnicos y después económicos y legales, para dar a conocer la oferta adjudicada en el marco de esta licitación.
“Nosotros esperamos que en un mes aproximadamente se culmine el proceso de evaluación tanto técnico económico como legal, y estar firmando contrato en no más de 40 días”, anticipó Tejada Carbajal.
De cumplirse aquellos plazos, el sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) se interconectaría a mediados del próximo año 2025.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) autorizó a partir de este mes un incremento en el poder calórico del gas inyectado en las redes de transporte y distribución para adecuarse a las características del fluido proveniente de Vaca Muerta. La medida generó polémica porque ese mayor poder calórico puede generar más monóxido de carbono. Sin embargo, desde Enargas afirmaron a EconoJournal que las pruebas arrojaron subas insignificantes por debajo del máximo permitido, salvo en el caso de un artefacto viejo que también presentó problemas con el gas de menos calorías.
Las especificaciones que debe reunir el gas natural y otros gases análogos en los sistemas de transporte y distribución fueron definidas inicialmente en los reglamentos de servicio de la licencia de transporte y de la Licencia de distribución aprobados por el decreto 2255/92. Posteriormente esas especificaciones de calidad fueron modificadas por las resoluciones de Enargas 113/94, 500/97, 622/98, I-259/08 y 819/19 adaptándose a las necesidades de la industria en aspectos técnicos y operativos.
En noviembre de 2022 el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) elevó una propuesta para volver a modificar la normativa adaptando los requerimientos técnicos a la realidad de un abastecimiento que posibilite continuar incrementando la producción de gas no convencional en la Cuenca Neuquina.
A fines de agosto de este año, el ente regulador dispuso la puesta en consulta pública de una propuesta consistente en extender el rango del Índice de Wobbe (IW) desde su máximo actual de 12.470 kcal/m3 hasta el máximo de 13.070 kcal/m3 establecido en el Grupo H de la Segunda Familia de la Norma Europea EN 437, y ajustar el poder calorífico superior desde 10.200 kcal/m3 hasta 10.700 kcal/m3.
Finalmente, el organismo decidió avanzar con la modificación. “Se revisaron todas las observaciones y se tomó la decisión de seguir adelante porque ninguna era contundente”, aseguraron a EconoJournal fuentes del Enargas, organismo conducido por Carlos Casares, quien ingresó junto al ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, pero continuó en el cargo luego de la asunción de María Tettamanti, con quien mantiene una buena relación desde hace muchos años.
La decisión se basó también en numerosas mediciones realizadas con artefactos hogareños viejos y nuevos. “Los resultados en cuanto a incremento de monóxido de carbono fueron insignificantes y estaban por debajo de los límites que prevé la normativa. Solo un artefacto mostró una cantidad de monóxido de carbono preocupante, un calefón viejo, pero también lo dio con el gas de menos poder calórico. Por lo tanto, el problema era ese tipo de calefón que los usuarios tienen que cambiar”, señaló una fuente del Enargas.
En el ente regulador aclaran además que el poder calórico se elevará en dos tramos. Una primera suba se autorizó ahora y luego volverá a subir en diciembre del año próximo, pero las pruebas ya fueron hechas con el máximo poder calórico que comenzará a regir en 2025.
Por otra parte, remarcan que la decisión constituyó un sinceramiento de algo que ya estaba ocurriendo porque el gas de Vaca Muerta se viene inyectando de modo creciente en las redes de transporte y distribución. “La norma habilita una situación que en los últimos tiempos venía ocurriendo de hecho porque el gas de Vaca Muerta tiene mayor poder calórico y si no se hubiese inyectado deberíamos haber seguido importando GNL como en los años anteriores”, subrayan.
¿Por qué ahora el poder calórico es menor que el que se prevé para el año próximo? Porque cada vez va a haber más gas de Vaca Muerta en el sistema y va a terminar mezclándose cada vez con menos gas de menos poder calórico.
El mayor poder calórico se debe a que al gas no se le quita ni el propano, ni el butano ni el etano, tres elementos que no evitan su transporte, pero que al estar en mayor proporción elevan el poder calórico.
Qué hicieron Europa y Estados Unidos
El GNL tiene un alto contenido de etano. Por ese motivo, cuando Europa comenzó a importar cada vez más GNL se encontró frente a una disyuntiva similar a la de Argentina. En el Viejo Continente también decidieron autorizar la inyección de un gas con mayor poder calórico. “Nosotros estamos yendo hacia los valores que en Europa ya son aceptados”, remarcan en Enargas. De hecho, las pruebas que hizo el ente regulador fueron con un gas con un alto componente de etano porque los productores van a separar de modo creciente el propano y el butano, pero el etano va a quedar porque solo se va a poder colocar una porción menor en la industria petroquímica.
Ante el mayor poder calórico del gas, Estados Unidos tomó otra decisión. Los productores comenzaron a extraer no solo el propano y el butano sino también el etano, pero eso derivó en un mayor costo que se le traslada al consumidor, una solución difícil de implementar en Argentina donde la tarifa del gas ya viene aumentando para los hogares por la quita de los subsidios y todavía queda un tramo que recorrer hasta que la mayoría pague la tarifa plena.
YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados que obtuvo durante el tercer trimestre del año. En este sentido, la compañía exhibió que las exportaciones de crudo Medanito aumentaron en este periodo un 111% respecto al tercer trimestre del año anterior, con un promedio de 39.000 barriles día, lo que significó un 15% de la producción total de petróleo.
Además, la producción de shale oil promedió los 126.000 barriles por día, marcando un crecimiento del 36% respecto al mismo período del año anterior y un 11% en comparación con el segundo trimestre de este año. En esa línea, YPF informó que la producción no convencional representa el 49% de la producción de petróleo total de la empresa.
Rentabilidad
Desde la petrolera que preside Horacio Marín comunicaron que, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de 1.366 millones de dólares, 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, especialmente porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, según destacaron.
“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”, detallaron desde YPF.
Inversión
YPF invirtió US$ 1353 millones y más del 70% fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.
Avances
La petrolera brindó detalles sobre sus principales proyectos en informó que ya se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas en el marco del Proyecto Andes, el proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por YPF en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. Recientemente, se sumaron siete áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.
En cuanto a la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, la empresa informó que alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo Vaca Muerta – Allen, de 130 kilómetros, con una inversión total de aproximadamente 200 millones de dólares.
El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones que irá desde Allen hasta Punta Colorada, unos 440 kilómetros. También, para este proyecto se precisarán tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs. Esta obra contempla una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares. YPF se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.
Los directivos destacaron el avance en el desarrollo de shale oil en el bloque Rincón de Aranda e informaron nuevos máximos en su producción de gas. Además, resaltaron el nivel de generación eléctrica y el de deuda. Pampa Energía presentó sus resultados del tercer trimestre del año y anunció una inversión de u$s1.500 millones para desarrollar sus reservas de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Ante inversores, los directivos de Pampa destacaron el avance en el desarrollo de shale oil en el bloque Rincón de Aranda e informaron que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los […]
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Se firmó dictamen para que la ratificación de las 34 Declaraciones de Impacto Ambiental de los proyectos mineros en el Sur mendocino puedan votarse en el Senado la próxima semana. Este miércoles, en el Senado de la Legislatura provincial, se realizó la reunión conjunta de las Comisiones de Legislación y Asuntos Constitucionales (LAC); Hidrocarburos, Minería y Energía como así también Ambiente Cambio Climático, Riesgo de Desastres, Asuntos Territoriales y Vivienda. Durante el encuentro, se dio despacho favorable a la ratificación de 34 Declaraciones de Impacto Ambiental para proyectos de exploración en el denominado Malargüe Distrito Minero Occidental. Finalmente, la iniciativa […]
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El gobierno de Rolando Figueroa dejó sin efecto la medida que fue tomada hace diez años para que se utilicen las mantas o bandejas en las locaciones petroleras. En un giro significativo en la regulación ambiental de la industria petrolera en Neuquén, la Secretaría de Ambiente, encabezada por Leticia Esteves, emitió la Resolución N° 0159/2024, que deroga las normativas anteriores sobre el uso de mantas oleofílicas, establecidas en 2014. Esta decisión, publicada en el Boletín Oficial de ayer 6 de noviembre, marca el fin de una década de controversias y debates sobre la efectividad de estas herramientas de contención en […]
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Milicic es una empresa argentina dedicada a las construcciones industriales, viales y civiles. Desde hace más de 20 años la empresa tiene presencia en sectores clave como la industria del Oil&Gas y la minería. En diálogo con EconoJournal, que la entrevistó en la última edición de la AOG Patagonia, Marian Milicic, gerenta general de la compañía, dio cuenta de los principales desafíos que tiene el sector energético y de la oportunidad que posee la empresa de posicionarse como un actor clave para acompañar el desarrollo.
La referente de Milicic remarcó que “el sector está demandando mayor eficiencia e inversión en tecnología para poder llevar adelante los procesos constructivos con mayores condiciones de seguridad. Estamos expectantes de ver cómo va evolucionando la industria para estar a la altura de las demandas de los clientes. Estamos proyectando un año con un buen nivel de actividad. Nos estamos preparando para eso”.
Marian Milicic, gerenta general de la constructora
Infraestructura
Milicic advirtió sobre los cuellos de botella que afectan al sector hidrocarburífero y remarcó la importancia de que se lleven a cabo obras de infraestructura de transporte a fin de evacuar el gas y el petróleo de Vaca Muerta para ponerlos en valor.
“Creo que también habrá un cuello de botella en la capacidad de las empresas para poder dar servicio en el tiempo que demanda la industria. Porque si la minería empieza a despertar también esto puede provocar incluso que se supere la capacidad de lo que uno puede ofrecer como compañía. Tenemos una oportunidad de ser primeros para atender esa demanda”, puntualizó.
Marian Milicic en la AOG Patagonia 2024
Desafíos
Respecto a los retos que impone el sector energético, la gerenta general de la constructora indicó: “Uno de los desafíos tiene que ver con el tiempo en el que se van concretando las inversiones. Nosotros siempre tuvimos la política de invertir tanto en capital humano como en equipos porque esos son nuestros dos activos”.
Milicic detalló que en las inversiones de la industria del Oil&Gas o del sector minero todo es contrarreloj. “No hay tiempo para invertir en el momento. La oportunidad es siempre para el que está preparado”, enfatizó.
Expansión
El principal segmento de mercado de Milicic siempre ha sido la minería. Casi la mitad del portfolio de la compañía está abocado a ese sector. La otra mitad se divide entre Oil & Gas y algunos proyectos de construcción para energía. No obstante, en el último tiempo la empresa ha decidido apostar a los mercados regionales y a desarrollar operaciones fuera de la Argentina. “Estamos exportando talentos desde la Argentina para poder llevar adelante iniciativas en Perú y en Paraguay,vinculados al desarrollo de infraestructura, minería, energía. Estamos con esta estrategia de diversificar nuestros mercados”, exhibió Marian Milicic.
En marzo de este año, Milicic comenzó los trabajos para el consorcio Besalco–Stracon (CBS), para la ejecución de un proyecto de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios (PIRCC) del gobierno de Perú con el objetivo de adecuar la infraestructura dañada por el fenómeno de “El Niño Costero” en 13 regiones del país.
El proyecto contempla la ejecución de 6.300 metros lineales de diques longitudinales, materializados con bolsas de geotextil tejido, rellenos de material seleccionado, la realización de obras conexas y complementarias -pases de agua, protecciones de canales, cámaras, etc.-, además de 4.990 metros de caminos de acceso y 1.059 m2 de intervención paisajística.
Oportunidades con los minerales críticos
En lo que refiere al plano local y al desarrollo de minerales críticos como el litio y el cobre, Marian Milicic sostuvo: “En el último tiempo hubo una caída fuerte del precio del litio, pero ahora está en un proceso de recuperación. Todas las proyecciones indican que el precio internacional se irá recuperando. Muchos proyectos son viables. Hay empresas muy grandes y anuncios importantes como el que hizo Río Tinto la semana pasada”.
Stand de Milicic en la AOG Patagonia 2024
Milicic demostró el acompañamiento de la empresa a la industria y comentó: “Estuvimos en Salta hace unos días porque la empresa coreana Posco inauguró la primera planta para producir hidróxido de litio. La Argentina tiene un potencial enorme porque posee muchos proyectos grandes de clase mundial. Compartimos la cordillera con Chile, que es el principal exportador de cobre, y eso nos hace pensar en el potencial que hay”.
Consenso
En cuanto al crecimiento del sector minero, la gerenta general de la empresa planteó: “Hace 30 años que estamos en el sector de la minería y nunca antes hubo tanto consenso a nivel país con relación a que puede haber una oportunidad de desarrollo para la Argentina de la mano de la minería. Creo que este es un escenario distinto. Hay consenso sobre que la minería se puede hacer de manera sustentable y dando trabajo a las comunidades locales, que puede ser factor de desarrollo”.
A su vez, expresó que se ha dejado atrás la idea sobre la minería extractiva que generaba rechazo. “Hoy se trabaja distinto. Ahora no podemos desarrollar una iniciativa sin un proyecto que vincule a las comunidades con las empresas locales. Son parte. Hay otra licencia para poder recibir estas inversiones y una necesidad como país de diversificar esta matriz para no depender tanto del campo. Se trata de una oportunidad grande para todos”, concluyó.
El CEO global de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, evaluó que la compañía no analizará seriamente realizar inversiones en proyectos de gas natural licuado (GNL) en la Argentina hasta que se normalice el acceso al mercado cambiario. El tema surgió durante la conversación que el líder de la petrolera de origen francés mantuvo con el presidente Javier Milei en una visita a Casa Rosada realizada el 20 de septiembre, según se desprende de la última call con inversores. TotalEnergies es desde hace 30 años uno de los tres mayores productores de gas natural en el país mediante la explotación de yacimientos tanto en la cuenca Austral como en la neuquina. Su plateau de inversión ronda los US$ 600 millones anuales. La visita de Pouyanné coincidió con la novedad de la salida de la petrolera malaya Petronas del proyecto Argentina LNG que impulsa el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
La petrolera europea publicó la semana pasada los resultados del tercer trimestre del 2024. En la conferencia con inversores para analizar su performance, Pouyanné fue consultado sobre los planes de la empresa en la Argentina, en donde recientemente puso en producción Fénix, un desarrollo offshore de gas en Tierra del Fuego, concretado a través del consorcio CMA 1 que integra junto con Pan American Energy (PAE) y Harbour Energy (ex Wintershall Dea).
El ejecutivo recordó que producen principalmente gas natural en el país y que tienen áreas con potencial de producción de petróleo sin explotar. También señaló que no descartan la posibilidad de destinar mayores inversiones de capital hacia el petróleo y menos al gas natural. No obstante, Pouyanné subrayó que los planes en la Argentina están fuertemente condicionados por las restricciones para tomar y girar ganancias fuera del país.
«Mientras siga igual, como le expliqué al presidente argentino cuando me reuní con él el mes pasado, queremos que nos devuelvan nuestro dinero. No invertiremos más mientras no veamos libertad para repatriar dividendos», disparó el CEO de TotalEnergies.
Sondeo del presidente Milei
Fuentes del gobierno consultadas por EconoJournal indicaron que Pouyanné hizo referencia en realidad a una consulta puntual del presidente Milei sobre la posibilidad de que TotalEnergies pueda ingresar al proyecto Argentina LNG en reemplazo de Petronas. El primer mandatario argentino hizo esa consulta de manera informal dado que la visita ocurrió el mismo día que el diario Clarín anunció la salida de la petrolera malaya del mega proyecto anunciado por YPF.
Pouyanné respondió que una inversión en un proyecto de GNL no es posible con las restricciones vigentes en el mercado cambiario. Sin embargo, ante una consulta realizada por este medio, desde TotalEnergies destacaron que el no acceso a dividendos no impedirá seguir invirtiendo en la Argentina. «Mantenemos y desarrollamos proyectos para seguir creciendo y esto es un hecho, tenemos planes a largo plazo. La puesta en marcha de Fénix es prueba manifiesta de eso», señalaron.
El gobierno e YPF continúan en la búsqueda de socios para desarrollar el proyecto Argentina LNG. El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, dijo en octubre que la petrolera bajo control estatal firmaría un acuerdo con una petrolera internacional para exportar GNL. Desde el gobierno deslizaron que la empresa en cuestión es Shell, sin embargo ese acuerdo no se firmó.
Petronas frenó su decisión de avanzar en el proyecto con YPF, aunque el cronograma establecido en el memorando de entendimiento vigente con la petrolera estatal indica que la empresa malaya tiene que tomar una decisión relevante en el último bimestre del año: debe decidir si integra los fondos necesarios para completar los trabajos de ingeniería de detalle de la planta de licuefacción que YPF quiere instalar en Punta Colorada, Río Negro. En total, son unos US$ 180 millones de inversión, cuya ejecución debe estar comprometida a más tardar en diciembre de 2024.
El presidente Javier Milei junto al CEO de TotalEnergies en Casa Rosada.
Se acerca el verano y el gobierno comenzó a tomar definiciones sobre el plan de contingencia que pretende desplegar para evitar cortes de electricidad por falta de energía en los picos de consumo. El área energética del gobierno cerró un acuerdo conTransener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país, y las distribuidoras Edesur, Edenor,EPEC, EPESF y DPEC para poner en operación cuatro transformadores de reserva en nodos críticos para el verano ubicados en las provincias de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y Corrientes, donde se concentra más del 60% del consumo eléctrico del país.
EconoJournal pudo confirmar de distintas fuentes gubernamentales y del sector privado que el Poder Ejecutivo firmará en los próximos días el acuerdo con Transener y las distribuidoras para que las máquinas de reserva de rápida conexión estén operativas. El acuerdo será rubricado por el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), firmará Darío Arrué, el interventor que está de salida del ente regulador, que será reemplazado por Osvaldo Rolando, que aún no fue designado oficialmente por lo que todavía no tiene firma habilitada.
Máquinas en servicio
Los transformadores de reserva de Transener se pondrán en servicios en los nodos críticos: en Ezeiza (Buenos Aires) se instalará uno de 800 Megavolt Amperes (MVA); en Malvinas Argentinas (Córdoba) de 300 MVA; en Romang (Santa Fe) de 150 MVA y en Paso de la Patria de 300 MVA (Corrientes). Transener, que cumple una tarea estratégica porque es la encargada de operar el sistema de alta tensión del país, es la única empresa del país que cuenta con estas máquinas de reserva.
En concreto, el acuerdo implica que la transportista adelanta el uso de las máquinas de reserva a cambio de una remuneración, que será igual lo que regulatoriamente se abona por una máquina de 300 MVA, y el ENRE tiene que habilitar esas máquinas para que sean remuneradas. Por su parte, las distribuidoras tienen que comprometerse a reponer las máquinas y concretar la ampliación (comprar) de transformadores a largo plazo y la Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como la autoridad regulatoria administrativa que tiene que hacer cumplir los compromisos asumidos.
El acuerdo
El acuerdo de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el ENRE, Transener y las distribuidoras contempla los siguientes puntos:
a) Transener pone en servicios las cuatro máquinas de reserva con el compromiso de que se le va a remunerar la ampliación de las máquinas, que será igual a la actual tarifa regulada de un transformador de 300 MVA.
b) Las distribuidoras se comprometan a comprar (reponer) el transformador de reserva de Transener y concretar la ampliación de máquinas para que no se consuma el stock de transformadores. El acuerdo tiene un cronograma que responde a lo que demora la fabricación de los transformadores que es de dos años, según cálculos del sector.
c) Las penalidades del ENRE a la transportista eléctrica serán iguales a las que se implementan regulatoriamente ahora, es decir, se respeta la condición original. El único cambio es que el ente regulador no podrá penalizar a Transener ante posibles fallas de un transformador en servicio porque el plan de contingencia del gobierno le exige poner operativas a todas sus máquinas. Las multas se concretarán si suma más transformadores con fallas.
d) El acuerdo no requerirá de una resolución específica del ENRE. El ente regulador tiene que dar el visto bueno para considerar una ampliación menor del sistema de transformadores en los nodos críticos para que se le informe a Cammesa, que hará la liquidación de la remuneración.
Anabática Renovables, empresa de servicios de asesoría técnica para empresas desarrolladoras de proyectos eólicos, solares, hidrógeno verde y almacenamiento presente en el mercado desde el 2013, llevará adelante el primer taller técnico argentino en energías renovables y almacenamiento.
El evento contará con el apoyo de Energía Estratégica, tendrá lugar el próximo jueves 14 de noviembre a partir de las 15:15 horas en la sala de conferencias de AreaTres (El Salvador 5218, Palermo, CABA), y reunirá a referentes de la industria energético de Argentina a lo largo de una jornada excepcional para profundizar en los temas fundamentales del sector, fortalecer la red de contactos y aprender de prácticas y experiencias internacionales aplicables al mercado local.
» Desde Anabática esperamos que este sea el primero de un gran número de talleres técnicos, que funcionen como un espacio de intercambio de conocimientos y experiencias entre diversos jugadores del sector, para seguir contribuyendo a la maduración y buenas prácticas del mercado renovable argentino», destacó Rodrigo Novas, sub-gerente técnico de la compañía.
«Argentina está en una posición clave para aprovechar la experiencia desarrollada en los últimos años en el país y combinarla con las vivencias de otros países de la región, logrando así una curva de aprendizaje más rápida y competitiva frente a los próximos desafíos», complementó Marco Zazzini, gerente técnico de Anabática.
El taller técnico abordará factores claves en la toma de decisiones de inversión en el corto, medio y largo plazo; así como también las particularidades técnicas por contemplar en el nuevo mercado que se avecina a través de expertos de primer nivel.
Por ende, a lo largo de la jornada que organiza Anabática Renovables se enfocará en los principales desafíos normativos para una mayor participación renovable dentro de la matriz, usos, experiencias y dimensionamiento del almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System), y en los modelos y desempeños de proyectos eólicos en la red.
Además, la sala de conferencias de AreaTres será un espacio de networking junto a todas las partes de la cadena de valor en pos de generar vínculos y negocios que fortalezcan al rubro energético, ya sea durante los coffee break o el cocktail estratégico exclusivo que cerrará el encuentro.
«Estamos comprometidos con el desarrollo sostenible, modelando el futuro energético. Nos enorgullece tomar la iniciativa de este primer taller, el cual será una plataforma clave para impulsar iniciativas innovadoras y fomentar el crecimiento continuo del sector energético en Argentina», reforzó Ricardo González, gerente general de Anabática, en diálogo con este portal de noticias.
¿Cómo inscribirse?
El primer taller técnico argentino en energías renovables y almacenamiento que realizará Anabática el jueves 14 de noviembre en la Ciudad de Buenos Aires aún cuenta con inscripciones abiertas, a través del siguiente formulario se puede enviar la solicitud que será confirmada por el equipo organizador (clic aquí).
Agenda del evento
15:15 – Recepción y acreditaciones
15:45 – Palabras de bienvenida Matias Medinilla | Energía Estratégica
16:00 – Principales retos regulatorios para el buen desarrollo de las energías renovables – Juan Cruz Azzarri | MHR Abogados
16:30 – Uso BESS para soporte de redes – Franco Lomello| Huawei Argentina
17:00 – Coffee Break
17:15 – Modelización eléctrica del comportamiento y desempeño de aerogeneradores en la red – Alessio Pedicone | Vestas Argentina
17:45 – Paso horario, dimensionamiento BESS, experiencias y retos – Rodrigo Novas | Anabática Renovables
Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, avanza en un nuevo proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) vinculado a uno de sus proyectos de sistema de almacenamiento de energía de batería (BESS) en Puerto Rico.
Se trata del evento “GENERA PR RFP- 4736” para contratar Servicios de Obras Generales para Cambalache BESS, que tendrá una capacidad de 52 MW y 208 MWhr de energía.
Rafael Rodríguez-Ema, Corporate Affairs de Genera PR, detalló que con este llamado “se busca contratar servicios para la preparación del área, instalación de las baterías y comisionamiento de las mismas”.
Los proveedores que deseen participar por la adjudicación de ese contrato, podrán encontrar todos los documentos vinculados al proyecto en la plataforma Power Advocate, gestionada por Wood Mackenzie (ver más). Quienes se registren y cumplan los requisitos de esta convocatoria podrán enviar sus propuestas hasta el 21 de noviembre del 2024.
Al respecto, es preciso indicar que Cambalache BESS forma parte de todo un plan de Genera PR para adicionar unidades BESS con una capacidad total de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años.
Para la totalidad de unidades, Tesla Puerto Rico fue seleccionada por Genera PR para suministrar equipos, soluciones y servicios de soporte complementarios tales como, inversores, pruebas de rendimiento de arranque y puesta en servicio, Sistemas de Gestión de Energía (EMS), Sistemas de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA), entre otros.
Con esta convocatoria complementaria, se busca al epecista más idóneo para realizar las obras previas en el terreno, efectuar la instalación y puesta en marcha de estas baterías, que hasta el momento serían Tesla (resta la aprobación de FOMB y P3) en Cambalache.
“Las BESS en Cambalache serán instaladas a una elevación particular para mitigar cualquier riesgo de inundación”, indicó el Corporate Affairs de Genera PR en relación a particularidades de este proyecto.
En exclusiva para Energía Estratégica, anticipó que ya están preparando los llamados para cubrir los servicios de las otras unidades que se instalarán en Vega Baja, Costa Sur, Palo Seco, Yabucoa y Aguirre para totalizar los 430 MW de BESS en Puerto Rico.
“Próximamente, se estarán publicando convocatorias adicionales para cada una de las localidades”, aseguró Rafael Rodríguez-Ema, Corporate Affairs de Genera PR.
Diego Oroño, actual gerente de proyectos de Ingener, fue confirmado como nuevo presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) durante las pasadas elecciones de los integrantes, titulares y suplentes de la Comisión Directiva y Comisión Fiscal para el periodo 2024 – 2026.
La directiva mantiene la titularidad de cuatro de los cinco anteriores directores que trabajaron en los últimos dos mandatos (el restante estará suplente en la CD), se enfocará en que todas las fuerzas políticas del país se involucren en un nuevo compromiso a largo plazo para el sector.
“Tenemos como objetivo lograr un nuevo acuerdo multipartidario de energía con vistas al 2040 o 2050, considerando que el anterior tuvo un enfoque al año 2030 y fue clave para atraer inversiones, brindar seguridad jurídica y servir como hoja de ruta”, indicó en diálogo con Energía Estratégica.
“Nos gustaría tenerlo listo antes del 1° de marzo de 2025, fecha en la que asume el nuevo gobierno. Incluso, los dos candidatos a la presidencia (YamandúOrsi por el Frente Amplio y Álvaro Delgado por el Partido Nacional) se comprometieron a trabajar en ello, por lo que la mesa está servida para que se cumpla”, agregó.
Es decir que se actualizará el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por la que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas.
La meta será ampliar el horizonte a, por lo menos, diez años, donde se vuelque todo lo trabajado por el sector energético, como mayor participación de la generación renovable, la hoja de ruta de hidrógeno verde del país (hecha ley meses atrás) y más objetivos vinculados a la movilidad eléctrica.
Mientras que el costo nivelado de H2 alcanzaría se ubicaría entre 1,2 y 1,4 USD/kgH2 en la región oeste y de entre 1,3 y 1,5 USD/kgH2 en la región este del país, para una escala superior a 500 MW hacia el año 2030.
“Debemos lograr que esa hoja de ruta posea consenso de todo el espectro político, ya que contiene objetivos fundamentales de renovables; como también generar acuerdos con objetivos concretos sobre paquetes de renovables para la cobertura de la demanda eléctrica que va en crecimiento”, subrayó Oroño.
“Del mismo modo, se debería definir una fecha en la cual no se venderán más vehículos a combustión interna en Uruguay. Me gustaría que sea en 2035 o 2040, objetivos posibles y una gimnasia que el país ya tiene para sentar a técnicos de los distintos partidos políticos en una mesa y ponerse de acuerdo en distintas líneas de interés”, complementó.
Futuras reuniones con autoridades
El flamante presidente de AUDER vaticinó que, una vez se conozca quien gobernará Uruguay en los siguientes cinco años (Orsi o Delgado), la asociación buscará llevar adelante un desayuno de trabajo con el posible ministro de Industria, Energía y Minería (cargo que hoy ocupa por Elisa Facio).
¿Por qué? “Antes de fin del 2024, queremos tener una visión de lo que vendrá en los próximos años para el sector energético del país”, aseguró a sabiendas que quien resulte ganador del balotaje de noviembre y posterior nombramiento de la autoridad del MIEM dará su impronta a la política energética nacional, ya sea con más o menos participación del Estado y del sector privado.
A medida que aumenta la demanda de energías renovables, la tecnología de energía solar flotante (FPV, por sus siglas en inglés) representa un enfoque innovador para generar energía solar, ganando popularidad a nivel mundial. Situadas en cuerpos de agua como lagos, embalses y zonas costeras, las instalaciones FPV reducen la necesidad de grandes extensiones de tierra.
El efecto de enfriamiento del agua mejora la eficiencia de los sistemas solares flotantes, lo que resulta en una mayor producción de energía que los sistemas tradicionales en tierra.
Además, ofrecen ventajas medioambientales al minimizar la evaporación del agua, reducir el crecimiento de algas y mantener temperaturas más bajas en los paneles, lo que lleva a una mayor eficiencia. A nivel global, se proyecta que la capacidad de FPV alcance los 62 GW para 2030, con Europa a la vanguardia de la adopción de FPV.
DAS Floating Solutions aprovecha las superficies acuáticas para desplegar sistemas solares avanzados que generan energía mientras preservan los valiosos recursos terrestres.
Los sistemas FPV de DAS Solar utilizan módulos bifaciales tipo N avanzados, diseñados para soportar los desafíos de condiciones húmedas y variables en el agua.
Con sistemas de montaje robustos y tecnología resistente a los rayos UV, DAS Solar asegura una durabilidad óptima y una producción de energía confiable en aplicaciones FPV.
Proyectos PV complementarios en acuicultura: una solución integral
A medida que el costo de la tierra para plantas de energía aumenta rápidamente, los recursos limitados de tierra han llevado a un cambio de enfoque hacia cuerpos de agua más grandes, impulsando el rápido crecimiento de las granjas solares flotantes.
En este contexto, DAS Solar ha innovado con el modelo de PV complementario en acuicultura, un enfoque energético innovador que combina la generación de energía solar con la acuicultura.
La instalación de módulos solares reduce eficazmente la evaporación de la superficie del agua, suprime el crecimiento excesivo de algas y proporciona un entorno acuático más claro y estable para los peces.
Además, las áreas sombreadas debajo de los paneles crean un hábitat ideal para especies de peces que prefieren sombra, mejorando la biodiversidad y la calidad y eficiencia de la producción pesquera.
Este modelo no solo aborda las escaseces energéticas y reduce las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también beneficia directamente a las comunidades locales al aumentar el valor de la pesca y generar empleo, actuando como un nuevo motor para el crecimiento económico local.
Otra ventaja clave del modelo PV complementario en acuicultura es que los paneles solares pueden aprovechar completamente la luz solar reflejada en la superficie del agua, mejorando la eficiencia de la generación de energía.
Mientras tanto, el agua relativamente más fría proporciona un efecto de enfriamiento natural para los módulos, evitando el sobrecalentamiento, extendiendo la vida útil del sistema, mejorando la eficiencia de la utilización de la energía y reduciendo los costos de generación.
Un excelente ejemplo de este modelo es el proyecto base de 650 MW de energía eólica-solar-almacenamiento en Fuyang, Anhui. Como el primer proyecto integrado de energía renovable en el Delta del río Yangtsé, esta instalación combina la generación de energía solar, la acuicultura y la gestión del agua para fomentar un ecosistema autosostenible.
Este enfoque optimiza el uso de grandes superficies de agua, instalando paneles solares sobre estanques de peces para generar energía mientras se proporciona sombra que estabiliza las temperaturas del agua, reduce la evaporación y mejora las condiciones del hábitat de los peces.
Otro proyecto destacado es el Proyecto de PV Complementario en Acuicultura Longhu de DAS Solar en Hainan, que ha demostrado una notable resistencia a través de su innovador sistema de montaje flexible. Después de resistir múltiples eventos climáticos extremos, incluidos los tifones Talim y Koinu con vientos que superaron el nivel 12, el sistema sigue funcionando de manera estable.
En esta área propensa a tifones, el proyecto establece un modelo de generación de energía verde con paneles solares generando electricidad en la parte superior mientras los peces se crían en la parte inferior, permitiendo un uso más eficiente de los recursos de los estanques de peces y apoyando aún más el desarrollo sostenible de la industria local.
Las instalaciones de PV complementario en acuicultura de DAS Solar subrayan los beneficios medioambientales y económicos de combinar la producción de energía con la acuicultura sostenible, ofreciendo valiosos conocimientos para las regiones que buscan maximizar el uso de los recursos naturales mientras apoyan la revitalización rural.
Proyectos FPV en alta mar: un nuevo horizonte para la energía basada en el océano
Siguiendo la trayectoria de desarrollo de la energía eólica, se espera que la industria PV también progrese desde la tierra hacia el mar, y desde aplicaciones en aguas poco profundas hacia las de alta mar.
El sector de la energía solar marina está ganando rápidamente impulso, respaldado por políticas gubernamentales favorables y avances tecnológicos. Los sistemas marinos se benefician de la mínima sombra, amplias superficies marinas y una reducción en la cobertura de nubes, lo que contribuye a una generación de energía constante y una mayor producción.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) predice que la capacidad de FPV marina podría superar los 100 GW a nivel mundial para 2050, representando casi el 20% de las instalaciones solares en el mundo.
China, con su extensa costa y alta demanda energética en las provincias costeras, tiene un notable potencial para la expansión de la energía solar marina. DAS Solar ha aprovechado esta oportunidad, comenzando su exploración en FPV marina desde 2019, liderando en el desarrollo de productos, innovación tecnológica y pruebas de validación de aplicaciones.
La compañía establece una cadena integral de I+D que abarca estructuras flotantes, sistemas de anclaje y mantenimiento. Al integrar materiales poliméricos de vanguardia que imitan el aluminio pero a un costo menor, ha logrado una reducción significativa en el LCOE de los proyectos marinos, haciendo que estos sean competitivos en costo con las fuentes de energía tradicionales.
Para la estructura flotante, DAS Solar combina las fortalezas de los sistemas multi-flotantes de aguas interiores y los grandes sistemas flotantes de alta mar utilizando flotadores tipo caja, soportes rígidos y conexiones flexibles, formando una disposición rectangular para una cobertura completa de la superficie acuática mientras promueve la restauración ecológica marina.
Mientras tanto, el «Proyecto Inteligente de Acuicultura Cercana a la Costa» de DAS Solar se encuentra en proceso de aplicación, representando el compromiso de la empresa con los entornos marinos de uso múltiple. A través del diseño de sistemas de montaje flexibles de gran altura y gran alcance, se puede crear un rancho marino automatizado e intensivo.
Esta solución no solo reduce la contaminación marina causada por el modelo tradicional de cría, sino que también logra la doble función de cría + generación de energía al erigir el equipo de generación a más de 2 metros de altura. Además, para las islas y arrecifes en el mar abierto, DAS Solar está solicitando una solución de «Sistema de Soporte Vital para Islas en Alta Mar», que lleva a cabo la cría bajo la superficie marina a través de un sistema flotante distribuido en matriz, integrando generación de energía, producción de hidrógeno, producción de agua dulce y cultivo sin suelo.
Una perspectiva promisoria para las soluciones flotantes de DAS
Actualmente, el FPV está entrando en una fase de crecimiento rápido, trabajando junto con la energía solar en tierra, la energía solar C&I, la BIPV y la energía solar en techos para impulsar aún más la aplicación y adopción de la energía solar. En entornos acuáticos desafiantes, los módulos fotovoltaicos enfrentan una considerable tensión mecánica, fluctuaciones de temperatura, alta salinidad, humedad y fouling biológico.
DAS Solar asegura la fiabilidad de sus módulos mediante rigurosas pruebas, que incluyen inspección visual, pruebas EL, STC, aislamiento y pruebas de fuga de humedad, así como el uso de materiales altamente resistentes a las inclemencias del tiempo. La empresa realiza análisis de amarre, pruebas especializadas en piscinas simuladas y ensayos de campo para garantizar un rendimiento robusto.
Con sus innovadoras soluciones DAS Floating, DAS Solar está abriendo el camino para aplicaciones renovables innovadoras en diversos entornos acuáticos.
Desde instalaciones integradas en acuicultura hasta avances en FPV en alta mar, DAS Solar muestra el potencial de la energía renovable para operar de manera sostenible en diversos paisajes acuáticos y demuestra cómo la tecnología FPV puede desempeñar un papel fundamental en la transición energética limpia y la neutralidad de carbono.
A medida que la energía solar flotante se expande para satisfacer las crecientes necesidades energéticas, el compromiso de DAS Solar con la sostenibilidad lo posiciona como líder en la transformación del panorama energético global.
La Red de Operadores de América Latina y el Caribe (ROPEAL) se creó para afrontar los desafíos de la transición energética, mejorar la eficiencia y la resiliencia de los sistemas eléctricos, y fomentar un desarrollo sostenible en la región.
Esta iniciativa fue presentada durante la IX Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y contó con la presencia de operadores de siete países de la región: Chile, Uruguay, Colombia, Brasil, República Dominicana, El Salvador y Guatemala.
En el marco de dicho evento, representantes de estos operadores firmaron una “Declaración de Compromiso” para la colaboración e intercambio de experiencias, fijando en ella también los principios y lineamientos de la Red (ver).
También fue constituido el Consejo Directivo de la Red al designarse a sus principales autoridades. Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile y Silvia Alvarado de Cordova, presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala, fueron nombrados como presidente y vicepresidenta, respectivamente.
“Agradecemos mucho el apoyo del secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, ya que la entidad se ha comprometido con la red en fungir como Secretaría Técnica de esta nueva iniciativa”, declaró la vicepresidenta de ROPEAL.
De esta manera, el Consejo asumirá la coordinación de la red y liderará las iniciativas estratégicas, contando con la colaboración de la Secretaría Técnica que proveerá apoyo operativo y administrativo para garantizar el buen funcionamiento de la red.
A partir de allí, OLADE junto al Consejo y colaboradores rotativos, se encargará de realizar viabilizar el desarrollo de estudios que contribuyan a los objetivos de la red; facilitar la comunicación; elaborar y distribuir actas, informes y documentos de trabajo; apoyar en la preparación de eventos; y, coordinar las reuniones remotas y presenciales.
En diálogo con Energía Estratégica, Alvarado de Cordova comentó que el propósito es empezar este mismo año con las reuniones que permitan integrar a los colegas que no pudieron asistir al lanzamiento.
Está previsto que la última semana de noviembre sea la primera convocatoria a la Red para constituir formalmente el Consejo con todos sus miembros y priorizar los temas de agenda que se van a abordar.
La agenda académica del segundo día del 29° Congreso MEM abordó múltiples temas de relevancia global y nacional.
La ponencia inicial, «Transición energética, una carrera contra el clima», estuvo a cargo de Bárbara Tapia, coordinadora técnica en servicios de la Organización Meteorológica Mundial, quien planteó que 2023 fue un año crucial debido al impacto del cambio climático, marcando récords de temperatura y eventos extremos como el Fenómeno de la Niña y el inicio de El Niño.
Tapia resaltó la importancia de los servicios climáticos en sectores clave como la agricultura, la gestión del riesgo de desastres, la energía, la salud y los recursos hídricos, para tomar decisiones informadas y adaptarse a los cambios. De la misma manera, enfatizó la necesidad de adaptación en el sector energético para aumentar la resiliencia frente a fenómenos climáticos, mencionando proyectos como Enandes, que apoyan la adaptación al cambio climático en Chile, Colombia y Perú, promoviendo la colaboración entre el servicio climático y el sector energético.
En la intervención titulada «Centro de control del futuro, impulsando la transición energética», a cargo de María Nohemí Arboleda, Gerente General de XM, se detallaron las prioridades clave para la operación del Sistema Interconectado Nacional y la administración del Mercado de Energía Mayorista.
Entre las prioridades se destacan la creación de un mapa del futuro energético en Colombia y la necesidad de integrar nuevas tecnologías para administrar la incertidumbre, evolucionando hacia la integración de nuevas formas de trabajo, desarrollo de nuevos modelos de negocio, ciberseguridad, y sistemas avanzados de supervisión, control y protección sistémicos.
También se mencionaron temas como una mayor competencia, desintermediación, demanda activa, la implementación de herramientas para la planeación, pronóstico, operación y análisis, y la descentralización, la simulación y el entrenamiento.
Además, se presentaron cifras que demuestran que la transición energética es una realidad: hoy en Colombia cerca del 9% de la capacidad efectiva neta es solar y eólica, el 32% está en pruebas y 1471 MW ha sido el máximo real horario de producción solar y eólica. En síntesis, en 2024 la integración de generación solar comienza a reflejarse en la curva de demanda neta y los requerimientos de balance, y, de la misma manera, se empieza a evidenciar la variabilidad de estas fuentes en la operación en tiempo real.
Para finalizar, se explicó que, para responder a los retos de la transición energética, desde XM se definió un mapa de ruta fundamentado en el aprendizaje automático para optimizar la operación y mantenimiento, la gestión de datos avanzados para análisis predictivo y toma de decisiones en tiempo real, la implementación de soluciones de ciberseguridad robustas, la adopción de estándares abiertos e interoperabilidad entre sistemas, la gestión de altos volúmenes de información, la veracidad y priorización de la información, y la aplicación de tecnologías de realidad virtual y aumentada, todo con el objetivo de potenciar la capacidad humana en la toma de decisiones y en la administración de riesgos.
Panel: «La energía nuclear en Colombia: situación actual y desafíos»
En este panel participaron Javier Campillo, Viceministro de Energía; Luis Fernando Guarín, asesor técnico de la Autoridad Reguladora Nacional en Radioprotección en Uruguay; María del Mar Pizarro, Representante a la Cámara de Representantes; Camilo Prieto, Embajador para Colombia del Instituto Mundial para la Seguridad Nuclear; y fue moderado por José Lenin Morillo, Subdirector de Energía Eléctrica de la UPME. Se destacó la importancia de la energía nuclear como una fuente eficiente y sostenible para satisfacer la creciente demanda de energía.
Durante el panel se subrayó que, en comparación con otras fuentes como la hidráulica y la solar, la energía nuclear puede producir grandes cantidades de energía con el uso mínimo de suelo.
A pesar de los desafíos técnicos y regulatorios, se considera una opción viable para alcanzar la soberanía energética y reducir las emisiones de CO2, contribuyendo de manera significativa a los objetivos climáticos del país.
El panel también abordó la necesidad de una legislación clara y recursos adecuados para el desarrollo seguro y sostenible de la energía nuclear en Colombia. Se enfatizó la necesidad de colaboración entre el sector público y privado para impulsar proyectos innovadores y la importancia de una regulación que garantice seguridad jurídica a largo plazo.
Además, se discutió el papel esencial de la energía nuclear en el soporte a otros sectores, como el de los vehículos eléctricos, y la urgencia de modernizar las infraestructuras nucleares existentes para cumplir con las metas energéticas nacionales para 2030 y 2050.
Javier Campillo, viceministro de Energía en Colombia, afirmó: “Sabemos que si no incluimos energía nuclear a 2050 no llegamos a la meta de descarbonización. Aunque la tecnología nuclear presenta altos costos iniciales, su capacidad para generar grandes cantidades de energía con una mínima huella de suelo la convierte en una pieza clave en el panorama energético futuro.”
Ponencia: «Confiabilidad como reto del sector eléctrico»
A cargo de la consultora Carmenza Chahín, esta ponencia abordó la importancia de la coordinación entre la generación y la transmisión en el sector eléctrico, destacando la necesidad de señales regulatorias adecuadas y la adaptación a nuevas condiciones climáticas.
Coordinación entre generación y transmisión: La separación entre generación y transmisión no debe implicar una falta de coordinación en la planificación, ya que es esencial para la expansión eficiente del sistema eléctrico y la gestión de costos conjuntos.
Desafíos regulatorios y tecnológicos: La falta de señales regulatorias claras está causando un exceso de solicitudes de conexión, y el desarrollo de proyectos de generación avanza más rápido que la capacidad de transmisión y almacenamiento disponible.
Adaptación a nuevas condiciones climáticas: Las proyecciones actuales no consideran adecuadamente las restricciones en la oferta de combustibles fósiles y los nuevos fenómenos climáticos, lo que requiere trabajar en un entorno de cambio climático y adaptar las infraestructuras.
Chahín también hizo referencia a que los precios negativos no son teóricos y que, aunque coyunturales, reflejan un desequilibrio entre oferta y demanda, impulsado por la alta producción de energía renovable y la baja demanda en ciertos momentos. Se prevé que esta situación no sea solo coyuntural, sino estructural en países con transiciones energéticas aceleradas.
Panel: «Retos en la contratación de energía»
En este panel participaron Wilman Garzón, Vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil de Colombia; Juan Carlos Téllez, Gerente General de Derivex; Ángela Sarmiento, Secretaria Técnica del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua; Martha Aguilar, Directora Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía; Sandra Stella, Directora Ejecutiva de Asoenergía; y fue moderado por Andrés Pesca, Director de PSK Energy. En este espacio se abordaron diversos desafíos y oportunidades en la evolución regulatoria del mercado energético.
Los expertos destacaron la importancia de mejorar los tiempos de adjudicación y fomentar la participación de la oferta en el SICEP, así como la necesidad de ajustar los contratos estandarizados.
Se discutió también la entrada de mercados anónimos y estandarizados, que promueven el acceso, reducen el riesgo y aportan estabilidad. Las conclusiones incluyeron la urgencia de realizar ajustes regulatorios, implementar mecanismos que revelen precios para guiar el mercado y fomentar una mayor diversificación en la contratación energética.
Panel sobre «Remuneración de la actividad de comercialización»
Este panel contó con la participación de Claudia Ángela Navarro, socia en Brigard Urrutia Abogados; José Camilo Manzur, Director Ejecutivo de Asocodis; Omar Serrano, Gerente de la Compañía Energética de Occidente; Alessandra Amaral, Executive Director de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas; y fue moderado por Jorge Valencia, socio en Asesorías en proyectos y energías. Se planteó que la comercialización de energía en Colombia atraviesa un momento complejo, enfrentando una encrucijada de flujo de caja y un creciente descontento de los clientes debido a los elevados costos. Esta situación plantea importantes retos sociales, ya que es crucial comunicar de manera efectiva a la población la necesidad de mantener una cadena de suministro energético sostenible en el corto y mediano plazo.
Se mencionó la necesidad de mantener la confianza, la estabilidad jurídica y la oportunidad en las decisiones alrededor de la actividad de comercialización. También se subrayó la importancia de aplicar flexibilidad tarifaria, integrar la medición inteligente, avanzar en digitalización, centralizar procesos y realizar un análisis técnico-económico riguroso del impacto de las normas emitidas por el regulador.
Próximos temas del 29° Congreso MEM
Para finalizar el 29° Congreso MEM, hoy se tendrá la intervención del Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho, junto a los paneles de Lecciones de El Niño 2023-2024 y Reflexiones para el desarrollo de ciudades inteligentes, DER, comunidades energéticas y movilidad eléctrica. Además, se presentarán las ponencias: Misión transmisión, el punto de inflexión del sistema eléctrico colombiano a cargo de Carlos Adrián Correa, Director de la UPME; Futuro del gas, a cargo de Luz Stella Murgas, Presidente de Naturgas.
YPF informó que “durante el tercer trimestre del año la producción de petróleo shale promedió los 126 mil barriles día, con un crecimiento de 36 % respecto al mismo período del año pasado y 11 % respecto al segundo trimestre de este año. Hoy representa 49 % de la producción total de petróleo de YPF” (2T24: 46% y 3T23: 39%).
En tanto, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre 111 % respecto al tercer trimestre del año pasado y 37 % en relación con el trimestre anterior.
Las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, equivalente al 5 % de la producción total de petróleo de la compañía.
Durante este período, YPF invirtió 1.353 millones de dólares y más del 70 % fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4 de la compañía.
En materia financiera, el EBITDA ajustado ( beneficio antes de intereses, impuestos y amortización) fue de 1.366 millones de dólares, 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 una menor producción convencional, en particular porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, se explicó.
En términos interanuales, el crecimiento del EBITDA del 47 % se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, 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.
Avances de los principales proyectos de YPF:
Proyecto Andes: Ya se firmaron 9 acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron 7 áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.
Proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur : Se alcanzó un grado de avance de 50 % en la construcción del primer tramo (Vaca Muerta – Allen, de 130 km), con una inversión total del orden de los 200 millones de dólares. El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones (Allen – Punta Colorada, de 440 km), tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs, con una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares.
La compañía se encuentra a pocos meses de iniciar la construcción, se indicó desde YPF.
El CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani, afirmó que “tenemos planificado una inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025, y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”.
Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del tercer trimestre del año, con aumento en su producción de gas, en generación de electricidad, y el compromiso de inversión en su yacimiento de petróleo Rincón de Aranda.
Además de destacar el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda, la compañía informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.
Respecto a la producción de gas Mariani describió que “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de producción de 14 millones de metros cúbicos día, lo que significa un 8 por ciento más comparado con el mismo trimestre del año pasado”.
En el segmento electricidad, Pampa también mostró una excelente performance operativa. En comparación con el tercer trimestre de 2023, aumentó 19 por ciento la generación, a pesar de la reducción del 3 % que registró la generación eléctrica nacional.
La compañía informó también que continúa fortaleciendo su situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x.
La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, presenta un patrón de incumplimientos en la calidad del servicio eléctrico, marcado por cortes prolongados, deficiencias en mantenimiento e inversiones incumplidas en Argentina, Brasil, Chile, Perú y Colombia. La estrategia parece estar enfocada en maximizar utilidades a corto plazo, aprovechando la laxitud regulatoria de los “estados bobos” sudamericanos, lo que permite a la multinacional italiana priorizar la reducción de costos sobre la calidad del servicio y la atención al cliente.
La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, registró un tercer trimestre difícil: sus utilidades se desplomaron un 42,66%, alcanzando solo US$ 175 millones, en comparación con los US$ 306 millones obtenidos en el mismo período de 2023. Según su CEO, Aurelio Bustilho, la caída se debe a un “efecto negativo de US$ 118 millones” relacionado con retenciones tributarias en Perú. Sin embargo, en lo que va del año, las ganancias aumentaron más del 200%, a US$ 2.400 millones, gracias a ventas de activos y optimización de deudas.
En términos de ingresos, Enel Américas reportó un alza interanual de 4,8%, llegando a US$ 3.603 millones entre julio y septiembre. No obstante, el EBITDA cayó un 6,1%, alcanzando US$ 939 millones. Bustilho atribuyó esta baja a una menor generación hidráulica en Colombia y a la devaluación del real brasileño, lo que incrementó las compras de energía en el mercado spot.
Argentina
No obstante las cifras de ganancias, Enel, la propietaria de Edesur, ostenta un compendio de incumplimientos a lo largo del continente que es digno de destacar. En Argentina, además de la mala calidad del servicio de Edesur —generalmente por falta de inversión— se destacan los cortes prolongados en el área metropolitana de Buenos Aires, afectando a miles de usuarios durante períodos críticos, como olas de calor o frío. Edesur ha sido multada en diversas ocasiones por incumplimientos en el mantenimiento de la infraestructura eléctrica, lo que ha contribuido a la baja confiabilidad del servicio.
Además, muestra retrasos en las inversiones comprometidas, con claros incumplimientos en las inversiones estipuladas en planes regulatorios, lo cual ha impactado negativamente en la calidad y expansión de la red eléctrica. Edesur ha sido señalada por su lenta respuesta en la reposición del servicio tras emergencias climáticas, como tormentas, lo que ha generado conflictos con el ENRE y la posibilidad de sanciones más severas, incluyendo la revisión de su licencia.
Enel São Paulo
Enel São Paulo ha sido investigada por el regulador brasileño debido a la prolongada interrupción del servicio eléctrico después de eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes, afectando a millones de usuarios. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL, regulador) inició un proceso contra la multinacional italiana Enel por el apagón masivo que dejó a oscuras a 3,1 millones de usuarios en São Paulo y su zona metropolitana.
La ANEEL abrió un expediente sancionatorio ante el “reiterado servicio insatisfactorio a los consumidores en situaciones de emergencia, como el fenómeno meteorológico extremo del 11 de octubre”, y por “el incumplimiento de su plan de contingencia” para esos eventos climáticos. El informe de la denuncia recoge supuestos “fallos y transgresiones” que, en última instancia, podrían llevar a la agencia a recomendar la rescisión del contrato de concesión con Enel.
Además, se suman inversiones incumplidas en la red eléctrica, lo que ha llevado a problemas de sobrecarga y fallas en el sistema de distribución, y la acumulación de multas por falta de mantenimiento adecuado de la infraestructura, lo que ha agravado la situación de los usuarios afectados por cortes de energía.
Enel en Perú
En Perú, Enel Distribución Perú también ha enfrentado diversos incumplimientos y problemas operativos en los últimos años, que incluyen cortes de suministro prolongados, especialmente durante eventos climáticos adversos como lluvias torrenciales o sismos. La reposición del servicio ha sido lenta, lo que ha afectado a miles de usuarios en Lima y otras áreas de su concesión. Estos cortes recurrentes han generado sanciones por parte del regulador peruano, Osinergmin, por no cumplir con los tiempos máximos permitidos para la reposición del servicio.
Enel Perú ha sido señalada por el regulador y por asociaciones de consumidores por deficiencias en el mantenimiento preventivo de la infraestructura eléctrica, lo que ha llevado a una mayor frecuencia de fallas en la red, especialmente en sectores vulnerables. Las inspecciones de Osinergmin han identificado problemas de mantenimiento en postes, transformadores y líneas de transmisión, lo que ha resultado en sanciones administrativas y multas para la empresa.
Colombia
En Colombia, Enel Colombia (anteriormente conocida como Codensa) despliega los mismos incumplimientos y problemas operativos observados en otras subsidiarias de Enel en América Latina. Cortes de energía prolongados en Bogotá y Cundinamarca, especialmente durante fenómenos climáticos como lluvias intensas y tormentas eléctricas, han afectado a miles de usuarios, generando malestar y protestas.
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha intervenido en varias ocasiones, exigiendo a la empresa que mejore la gestión de incidentes y reduzca los tiempos de interrupción para cumplir con los estándares de calidad del servicio. La SSPD sancionó a Enel Colombia por deficiencias en el mantenimiento preventivo y correctivo de la red eléctrica, lo cual ha incrementado la frecuencia de fallas en la infraestructura.
Enel Chile
Siguiendo el patrón del resto de los países sudamericanos, Enel Chile enfrenta multas millonarias en los últimos años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), principalmente debido a cortes prolongados de energía durante eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes. En 2021, la empresa fue sancionada con $3.900 millones de pesos por la lenta reposición del servicio tras un sistema frontal que afectó a miles de usuarios en la Región Metropolitana.
La SEC ha señalado que estos incumplimientos violan las normativas de calidad del suministro eléctrico, ya que la empresa no ha logrado restablecer el servicio en los tiempos establecidos.
Multas y apelaciones
Enel ha optado por apelar las multas impuestas en los diferentes Estados de América Latina, argumentando que algunas sanciones no reflejan las inversiones ni las mejoras implementadas en sus operaciones. En Brasil, por ejemplo, Enel tiene multas por más de 300 millones de reales (aproximadamente US$ 60 millones) debido a apagones prolongados en São Paulo. La empresa ha confirmado que parte de las multas ha sido pagada, mientras que otras se encuentran en proceso de apelación, siguiendo el procedimiento administrativo brasileño.
Máximas ganancias
La serie de multas y sanciones que Enel ha enfrentado en varios países de Sudamérica por problemas de calidad del servicio, deficiencias en el mantenimiento de la red y falta de inversiones comprometidas sugiere la presencia de un patrón de operación coordinado enfocado en maximizar las ganancias a corto plazo, sacrificando la calidad del servicio. Las estrategias comunes, como la reducción de Capex, demoras en la reposición del servicio y la atención deficiente al cliente, parecen más vinculadas a decisiones corporativas que a simples errores de gestión local.
Sin embargo, la magnitud y frecuencia de los problemas también dejan entrever cierto nivel de inoperancia de las gerencias locales, que no logran anticiparse adecuadamente a las crisis o manejar de forma eficiente las demandas regulatorias. La combinación de ambas características —decisiones estratégicas corporativas y fallas operativas locales— indica un enfoque de Enel en la región que prioriza la reducción de costos y la optimización de utilidades sobre el cumplimiento de los estándares de servicio establecidos por los reguladores.
Mientras que Enel parece implementar un modelo de negocios regional con criterios de rentabilidad consistentes, la ineficiencia operativa de sus subsidiarias también contribuye a los reiterados incumplimientos.
Desde principios de octubre de 2024, el conflicto entre Israel e Irán ha tenido efectos significativos en los mercados de petróleo y gas natural, generando una gran volatilidad en los precios y despertando la preocupación de los mercados globales. El 1 de octubre, Irán lanzó más de 180 misiles hacia Israel, una acción que, más allá de la tragedia humanitaria y el riesgo geopolítico, ha reavivado temores sobre la estabilidad del suministro energético mundial. Esta escalada de tensiones se reflejó en un incremento inicial del precio del petróleo, con el crudo WTI alcanzando casi los US$ 74 por barril y el Brent tocando los US$ 77. Aunque la tendencia al alza ha sido generalizada, el mercado se encuentra en constante oscilación debido a factores geopolíticos, económicos y climáticos, como la incertidumbre sobre las políticas de la Reserva Federal de los Estados Unidos y el impacto del huracán Milton en Florida.
Inestabilidad
El riesgo de que Israel pueda responder al ataque iraní con un asalto a la infraestructura petrolera de Irán es uno de los mayores temores actuales del mercado energético. Las estimaciones sugieren que una acción de este tipo podría reducir la capacidad exportadora de Irán en 1.5 millones de barriles diarios, lo que indudablemente tendría un impacto significativo en el suministro global de crudo y podría disparar aún más los precios.
Esta posibilidad mantiene un alto nivel de incertidumbre y, al mismo tiempo, sugiere que una desescalada del conflicto podría estabilizar los precios, si bien aún persisten otros factores que contribuyen a la volatilidad del mercado.
Factores externos
Aparte de la tensa situación en Oriente Medio, otros elementos están ejerciendo una presión considerable sobre los precios del crudo. El huracán Milton, que golpeó a Florida a mediados de octubre, ha tenido un impacto mixto en la demanda de gasolina en la región, el tercer mayor consumidor de combustible en Estados Unidos. Aunque disminuyó temporalmente la demanda de gasolina, generó escasez en algunas áreas, lo que aumentó las compras anticipadas. A nivel global, la política monetaria de Estados Unidos y las crecientes reservas de crudo han contribuido también a mitigar algunas de las presiones alcistas, equilibrando parcialmente el mercado.
Impacto en Argentina
En Argentina, la volatilidad de los precios internacionales ha tenido un efecto directo en los precios de los combustibles. Las petroleras locales han debido ajustar los precios de la nafta y el gasoil para reflejar las alzas en el mercado global, en un contexto en el que la inflación ya es elevada. Esto se suma a las recientes subas de impuestos al combustible y a la devaluación del tipo de cambio, aumentando así la presión sobre los consumidores argentinos.
Adiós a las inversiones
Respecto de los conflictos en Medio Oriente, Argentina tradicionalmente apoyó una solución de dos estados entre Israel y Palestina, en coherente cumplimiento de las resoluciones de las Naciones Unidas. Una postura de neutralidad en los conflictos geopolíticos que le ha facilitado las relaciones diplomáticas con buena parte del mundo y coherente con el reclamo de soberanía de las Malvinas.
La posición de Estados Unidos e Israel en las votaciones de la Asamblea General de las Naciones Unidas relacionadas con la soberanía de las Islas Malvinas no han sido favorables a la Argentina. Tras el conflicto del Atlántico Sur, Estados Unidos ha optado por abstenerse o votar en contra de resoluciones que abordan la cuestión de la soberanía de las Malvinas, reflejando una postura cercana al Reino Unido.
Por su parte, Israel ha votado en contra de las resoluciones que apoyan la posición argentina sobre la soberanía de las Islas Malvinas. Al igual que Estados Unidos, en la votación de 2019 sobre las Islas Chagos, Israel votó en contra de la resolución que instaba al Reino Unido a devolver el archipiélago a Mauricio. Cada vez toma más fuerza la hipótesis de que el alineamiento incondicional con Israel pudo haber influido en la decisión de Petronas. Malasia es un país mayoritariamente musulmán, tiene una postura firme de apoyo a Palestina y no tiene relaciones diplomáticas formales con Israel. La postura de Javier Milei, de apoyo incondicional al primer ministro israelí, Benjamín Netanyahu, rompió con la tradición de neutralidad en el conflicto de Medio Oriente. Recientemente, el gobierno malayo incluso prohibió la entrada de barcos con bandera israelí en sus puertos, en el contexto del conflicto entre Israel y Hamás.
Evolución de precios
La inestabilidad generada por el conflicto ha afectado los precios en los mercados de América del Norte y Europa. En América del Norte, el West Texas Intermediate (WTI) se cotiza cerca de US$ 67,95 por barril hacia finales de octubre, después de haber alcanzado picos de US$ 74. En Europa, el Brent, otro indicador clave, ha descendido a 72,04 US$ por barril. Ambas cotizaciones muestran una variación acumulada negativa durante el año, reflejando el impacto de factores adicionales como las condiciones económicas globales y la desaceleración de la demanda.
Asia y África
En Asia, la desaceleración económica en China ha influido en la reducción de las proyecciones de demanda de la OPEP, afectando también los precios en la región. En África, aunque el conflicto no ha impactado directamente a las exportaciones de Nigeria y Angola, se percibe una tendencia de menor crecimiento en la demanda.
Oceanía
Aunque Oceanía depende principalmente de importaciones de petróleo, la volatilidad global ha afectado los costos energéticos, causando ajustes en los precios locales. Esta situación obliga a la región a mantener una cautelosa vigilancia sobre el mercado.
El gas natural y el conflicto
El conflicto entre Israel e Irán también ha afectado al mercado del gas natural, especialmente en términos de precios del gas natural licuado (LNG) y rutas de transporte. La incertidumbre sobre la seguridad en el Estrecho de Ormuz, por donde transita gran parte de las exportaciones de LNG, ha elevado los precios en Asia, particularmente en Japón, Corea del Sur e India, grandes importadores de LNG. En Europa, la diversificación de fuentes tras la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania ha moderado el impacto, aunque la demanda europea sigue siendo sensible a cualquier interrupción en el suministro del Medio Oriente.
Posibles desarrollos futuros
La OPEP ha decidido extender su política de recortes de producción hasta 2025, con el fin de estabilizar los precios. No obstante, la demanda global sigue siendo incierta debido a la desaceleración económica en China y las decisiones de política monetaria en Estados Unidos. Si las tensiones entre Israel e Irán escalan, es probable que los precios del crudo experimenten un nuevo repunte; sin embargo, señales de distensión podrían estabilizar el mercado.
Perspectiva a mediano plazo
El panorama de la industria petrolera global se caracteriza actualmente por una alta volatilidad y una compleja interacción de factores geopolíticos, económicos y climáticos. Con una dependencia significativa de la región del Medio Oriente y de la política de recortes de la OPEP, el mercado energético se enfrenta a un futuro incierto. Analistas sugieren que, en el corto plazo, la estabilización de los precios dependerá de una desescalada en las tensiones en Medio Oriente. A más largo plazo, los efectos del cambio climático, el consumo fluctuante en las economías emergentes y los ajustes en las políticas energéticas podrían generar nuevas dinámicas en el mercado.
En resumen, el conflicto entre Israel e Irán continúa ejerciendo una influencia significativa en el mercado del petróleo, afectando los precios y generando volatilidad. Mientras tanto, los países consumidores y productores de energía observan atentamente cada paso de esta situación geopolítica, que podría redefinir el panorama energético a nivel mundial.
El sector minero argentino continúa demostrando su dinamismo y potencial. Según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, dados a conocer por la Secretaría de Minería de la Nación, durante el mes de septiembre de 2024, las exportaciones mineras alcanzaron un valor histórico de USD 404 millones, lo que representa un incremento interanual del 33,8%.
Este crecimiento sostenido refleja la fortaleza del sector y su capacidad para generar divisas para el país. De todos modos representa un retroceso con respecto al mes inmediatamente anterior. En agosto de 2024, el sector minero realizó exportaciones por USD 550 millones, representando un crecimiento interanual del 79,9%.
La mayor parte de los envíos al exterior del sector, el 83,3%, corresponde a minerales metalíferos, que representaron USD 337 millones y marcaron un aumento interanual de 38,4% en relación a septiembre de 2023. Continuando la tendencia de meses anteriores, se destaca la participación del oro con USD 250 millones (62% del total exportado), cuyo precio anotó recientemente un nuevo máximo histórico al valorizarse en USD 2.790 por onza. Por este motivo, las exportaciones avanzaron 47,9% interanual.
Así, en lo que va del año, los minerales metalíferos sumaron exportaciones por USD 2.613 millones. “Esto implica un incremento interanual del 18,6%, donde el oro aportó USD 2.125 millones (67% del total exportado), la plata USD 437 millones (14% del total exportado) y el resto de los minerales metalíferos USD 51 millones (2% del total exportado). Esto le permitió a este rubro representar el 82,7% de las exportaciones mineras”, precisaron desde la cartera de minería.
En el caso del litio, se exportaron USD 52 millones durante septiembre, lo que implicó un crecimiento del 15,9%. Se trata del primer repunte luego de 8 meses consecutivos de bajas, como resultado de un aumento en los volúmenes exportados del 132% ya que el precio continúa lejos del récord de 2022.
De este modo, el llamado “oro blanco” explicó el 13% de las exportaciones mineras totales en el mes. En el acumulado de 2024, las ventas del mineral al exterior se ubicaron en USD 428 millones, disminuyendo un 30,9% interanual.
La consultora global de minería CRU aseguró en un informe: “Durante varios años, se ha anticipado que Argentina se convertiría en uno de los principales actores mundiales del litio, pero los desafíos técnicos, las condiciones del mercado y los problemas económicos internos han resultado en retrasos en los proyectos y expectativas no cumplidas. Ahora parece que el país está al borde de lograrlas”.
La demanda creciente de cobre, impulsada por la transición energética, podría generar un déficit de más de 200.000 toneladas en 2025, según un informe la de consultora financiera de origen Suizo, UBS.
Esta escasez, combinada con una oferta cada vez más ajustada, llevaría los precios del cobre a niveles récord, alcanzando entre 10.500 y 11.000 dólares por tonelada en los próximos dos años.
La creciente demanda de cobre en sectores como la energía renovable, la electromovilidad y la tecnología, sumada a una oferta limitada debido a bajos costos de tratamiento, está impulsando al alza los precios del metal rojo.
Según UBS, esta tendencia podría generar un déficit de cobre en 2025 y mantener los precios elevados en los próximos años.
Este nuevo análisis de UBS advierte sobre un posible déficit de cobre en 2025, impulsado por una demanda creciente y una oferta limitada. La firma suiza estima que los precios del cobre podrían alcanzar niveles récord en los próximos dos años, superando los 10.000 dólares por tonelada.
Este escenario se explica por la creciente demanda en sectores como la energía renovable y la tecnología, así como por la disminución de la oferta debido a bajos costos de tratamiento para las fundiciones.
La ex secretaria de Energía, Flavia Royón, cuestionó el plan de contingencia que presentó el Gobierno para atender el exceso de demanda energética que se producirá en el verano al asegurar que es “pagarles para no usen energía”.
“El plan de contingencia que se plantea para el verano es pagarle a las empresas para que no usen energía y ahora no hay tiempo de hacer un mantenimiento”, afirmó la ex funcionaria.
En declaraciones a Radio Splendid, Royón sostuvo “hay un problema de estructura que se deben solucionar a mediano plazo”, pero al mismo tiempo estimó que “es difícil que veamos cortes muy prolongados”. “En lo inmediato no hay solución. Puede que haya o no cortes. No hay certezas”, recalcó.
Respecto del tema tarifario, Royón sostuvo que es difícil quitar los subsidios por completo “con los niveles de pobreza que tenemos”.
“La política energética no hay que verla por separado del contexto del país. Hay que darle tiempo a nuestro país para que pueda estabilizar las cuentas”, afirmó la ex secretaria de Energía.
Royón recalcó que “la generación de energía se soluciona con planificación, no un mes antes. Más allá de solucionar el problema inmediato, hay que planificar a mediano plazo tener un modelo energético competitivo”.
En medio de la fuerte suba de la inflación en la primera parte del año, los precios de la nafta y el gasoil medidos en dólares son los más altos de los últimos seis años, según un estudio de la consultora Economía y Energía.
La suba de precios provocó una caída en la venta de combustibles, también generada por la recesión. Los combustibles sufrieron un fuerte salto desde diciembre tras la liberalización de precios que habilitó el gobierno de Javier Milei.
Según Economía y Energía, en octubre los precios se ubicaron 20% debajo de los valores que habían alcanzado durante el primer mes del año.
“El precio de los combustibles en surtidor, medido en pesos constantes, se ubicó un 7% por debajo de los valores que se habían alcanzado en promedio entre 2019 y 2023. Sin embargo, medido en dólares, los precios aumentaron: fueron un 25% mayores al promedio registrado entre 2019 y 2023″, indicó esa consultora.
Además, el precio del petróleo en el mercado local se ubica en la actualidad con un valor similar al de paridad de exportación, en línea con la búsqueda del Gobierno y el pedido que tenían desde hace años las petroleras.
Ese alineamiento se debió a que el precio del crudo en el mercado internacional se ubica en mínimos desde 2021, a US$ 70 por barril.
En los primeros nueve meses del año las ventas de combustibles cayeron 6% respecto del mismo período del 2023. La mayor caída se observó en las premium, cuyas ventas cayeron 21%, mientras que la súper tuvo una merma del 2% interanual.
Eso muestra una migración de los consumidores hacia alternativas más baratas. Las ventas de gasoil, en tanto, disminuyeron en promedio un 6% en idéntico período.
El pasado septiembre, Argentina registró el mayor crecimiento interanual en la producción de petróleo crudo y gas natural del año, según lo refleja Alberto Fiandesio en su sitio web “todohidrocarburos.com”. Este aumento histórico refleja tanto el potencial de las cuencas productoras como el impulso del yacimiento de Vaca Muerta, que ha sido clave para la consolidación de la Cuenca Neuquina como el principal motor de crecimiento en hidrocarburos en el país.
Crecimiento récord
La producción diaria de petróleo crudo en septiembre de 2024 fue la más alta desde el año 2009, alcanzando un aumento interanual del 15,08%. Además, superó en un 3,03% la producción de agosto, reflejando un crecimiento sostenido que ha marcado a la industria durante todo el año. Este incremento posiciona a septiembre de 2024 como el punto más alto en la producción anual de petróleo, con una cifra diaria de 116.523 m³, muy superior al promedio histórico de 90.667 m³/día.
Variación por cuenca
La Cuenca Neuquina, que incluye el famoso yacimiento de Vaca Muerta, mostró un crecimiento interanual del 27,13%. Esta cifra refuerza su posición como la cuenca más dinámica, en contraste con otras cuencas como la Cuyana, que decreció un 6,50%, y la del Golfo San Jorge, con una caída del 5,09% respecto al mismo período de 2023. La Cuenca Austral también experimentó un descenso interanual del 5,99%, lo cual resalta aún más el rol preponderante de la Cuenca Neuquina en el contexto de producción nacional.
En términos acumulativos, la producción de petróleo ha crecido un 9,42% en lo que va del año. Esta evolución refleja más de tres años de crecimiento positivo continuo, señal de la fortaleza del sector petrolero en Argentina y su capacidad para responder a la creciente demanda global de hidrocarburos.
Gas natural en expansión
Si bien el crecimiento de la producción de gas natural fue más moderado en comparación con el petróleo, septiembre de 2024 se destacó por ser el mejor mes de septiembre registrado en la serie histórica. Con una producción total de 147,179 Mm³/día, el gas natural experimentó un incremento del 2,78% en comparación con septiembre del año anterior. Este crecimiento, aunque positivo, estuvo influido por una caída del 3,80% respecto a agosto de 2024, en gran parte debido a la variación estacional y a factores técnicos en algunas cuencas productoras.
La Cuenca Neuquina también lideró el crecimiento interanual en gas natural, con un aumento del 6,26%, mientras que otras cuencas mostraron caídas notables, como la Cuyana (-28,73%) y la del Golfo San Jorge (-6,52%). Estos datos subrayan el papel fundamental de la producción no convencional en la Cuenca Neuquina, que representa una fuente crucial de gas para el mercado nacional e internacional.
No convencional
La producción no convencional ha jugado un papel central en el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Argentina. En septiembre de 2024, el crudo no convencional representó el 57,89% de la producción nacional, mientras que el gas no convencional alcanzó un 65,13% del total. La expansión de Vaca Muerta y el avance en las tecnologías de extracción han sido determinantes en este logro, que sitúa a Argentina como un actor relevante en la producción de hidrocarburos no convencionales.
Neuquén lidera
En cuanto a la producción de petróleo por provincias, Neuquén sigue liderando con un crecimiento interanual del 33,81%, alcanzando 2.105.092 m³ en septiembre. Esta cifra contrasta con los descensos registrados en otras provincias, como Chubut (-5,70%) y La Pampa (-9,23%). Neuquén, apoyada en el desarrollo de Vaca Muerta, es la única provincia que muestra un crecimiento significativo y continuo, evidenciando su papel central en el mapa energético nacional.
En gas natural, la provincia de Neuquén también se mantiene al frente, con una producción de 3.110.521 Mm³ en septiembre, un 7,13% más que en el mismo mes del año anterior. Esta cifra contrasta con caídas en otras provincias como Tierra del Fuego y Mendoza, lo que reafirma el rol estratégico de Neuquén en el desarrollo del gas no convencional en Argentina.
La expansión de la producción de hidrocarburos en Argentina es un reflejo de la creciente inversión y el desarrollo de infraestructura en áreas clave como Vaca Muerta. La producción nacional de crudo, que viene aumentando interanualmente desde 2021, está en camino de cerrar 2024 con un crecimiento récord, lo que contribuye a fortalecer la autosuficiencia energética del país y a posicionarlo como un potencial exportador de hidrocarburos.
Este crecimiento sostenido en la producción de petróleo y gas plantea una perspectiva alentadora para la economía argentina, con un impacto positivo en el empleo, las exportaciones y los ingresos fiscales. Sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnologías y la mejora continua en la eficiencia de extracción y transporte serán esenciales para consolidar estos avances y asegurar que la expansión de la industria sea sostenible a largo plazo.
La central hidroeléctrica Itaipú Binacional fue premiada con el Récord Mundial Guinness en la categoría de “Mayor” producción acumulada de energía en 40 años, desde el inicio de sus operaciones en 1984, anunció hoy la compañía localizada en Brasil y Paraguay.
Itaipú Binacional, que es la segunda hidroeléctrica del mundo solamente por detrás de la china Tres Gargantas, recibió el reconocimiento mundial al generar 3.038 millones de megavatios-hora (MWh).
La generación acumulada de energía eléctrica reportada para el récord se compara con la posibilidad de abastecer al mundo durante casi un mes y medio.
“Se trata de una marca histórica que ninguna otra usina hidroeléctrica en el mundo consiguió”, difundió Itaipú Binacional, ubicada entre Brasil y Paraguay, en el corazón de la cuenca del río Paraná y la región de las Cataratas del Iguazú.
El anuncio lo hizo en una ceremonia la representante oficial de Guinness, Natalia Ramírez Talero, en la sede de la compañía binacional.
El director general de la parte de Brasil, Enio Verri, destacó en el acto el enorme compromiso de los trabajadores que construyeron esta obra que “genera riqueza, desarrollo y una sociedad más justa”.
En tanto, el director general de la parte de Paraguay, Justo Irún, dijo que el premio llega al cumplir 50 años de que fue creada la entidad binacional Itaipú para la administración de su construcción y a 40 años del inicio de las operaciones.
En 2023, la central hidroeléctrica fue responsable del 10 por ciento de la energía consumida en Brasil y del 88 por ciento en Paraguay, según datos oficiales.
El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un escrito en el que le pide a la jueza de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, rechazar la solicitud de los fondos Burford y Eton Capital de quedarse con activos de YPF para cobrar el fallo en el juicio por la expropiación de la petrolera que obliga a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones. La noticia se conoció el mismo día en que Donald Trump fue anunciado como ganador de las elecciones presidenciales.
El Departamento de Justicia norteamericano dijo que la orden de ‘turnover’ de las acciones de YPF que piden los demandantes “viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos” y le pide a Preska que la rechace”, según informó el abogado Sebastián Soler en X con una imagen de la nota presentada el gobierno de los Estados Unidos a la jueza que lleva el caso YPF.
Caso YPF: Importante: El Justice Department de EEUU presentó recién un escrito en que le dice a la jueza Preska que la orden de “turnover” de las acciones de YPF que piden los demandantes viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos y le pide a Preska que la rechace. pic.twitter.com/MT4kmg40D3
“Este amicus curiae del Gobierno de los Estados Unidos en el caso de la expropiación de YPF era esperado”, dijo Sebastián Maril, quien sigue el día a día del derrotero judicial de la Argentina ante distintos tribunales internacionales.
Maril dijo que el gobierno norteamericano sostiene que se violan ciertas leyes locales norteamericanas y al mismo tiempo se abre las puertas para que haya algún tipo de reciprocidad y la Argentina en el futuro haga lo mismo con alguna empresa o un activo soberano norteamericano. “Esto no afecta el fallo de los US$ 16.000 millones, esto no afecta al alter ego y esto no afecta la apelación”, explicó el director Regional de Latam Advisors.
Los fondos Burford y Eton Capital, quienes ganaron el juicio por la expropiación de YPF, ocurrida en 2012, en primera instancia, solicitaron que la Argentina entregue un tercio de las acciones de YPF como garantía de pago de la sentencia, mientras que ocurre en forma paralela el proceso de apelación en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York.
La defensa argentina se negó y los demandantes comenzaron un proceso para detectar activos que puedan ser embargados.
En este contexto, la Procuración del Tesoro se puso en contacto con el gobierno de Joe Biden para ponerlo al tanto del juicio y explicar las posibles implicancias de que un juez federal de Estados Unidos solicite el embargo de activos que están en otra jurisdicción, según dijeron fuentes oficiales.
Las acciones que tiene la Argentina de YPF están registradas en la Caja de Valores de Buenos Aires, no tiene tenencia de activos que cotizan en Nueva York.
En septiembre, el gobierno estadounidense había pedido tiempo para evaluar si presentaría un escrito acerca del pedido de los demandantes de que la Argentina entregue sus acciones de YPF. En concreto, había pedido poder dar su opinión justamente hoy, 6 de noviembre, un día después de las elecciones presidenciales en EE.UU.
Al momento de la estatización, Eton Park era accionista de YPF. La petrolera cotiza en la bolsa de Nueva York desde 1993. Burford Capital, en cambio, compró el derecho a litigar en la Justicia española, cuando las empresas Petersen –que habían fundado la familia Eskenazi en ese país y que eran accionistas de YPF– entraron en quiebra.
Los fondos sostuvieron que el gobierno de Cristina Kirchner no lanzó una OPA sobre el total de las acciones, como dice el estatuto de YPF presentado en Estados Unidos cuando salió a cotizar en Bolsa. Según el artículo 7º del estatuto, cuando un inversor compra más del 15% de las acciones, debe hacer una oferta de adquisición al resto de los accionistas.
En su momento, la Argentina no hizo la OPA y el entonces viceministro de Economía, Axel Kicillof, que era interventor en YPF, dijo en el Congreso, antes de votarse la ley de expropiación: “Créanme que si uno quería comprar acciones para entrar a la compañía y pasaba el 15%, pisaba la trampa del oso y tenía que comprar el ciento por ciento a un valor equivalente a US$ 19.000 millones. ¡Porque los tarados son los que piensan que el Estado tiene que ser estúpido y comprar todo según la ley de la propia YPF, respetando su estatuto! ¿Si no dónde está la seguridad jurídica? Señores, fue una empresa, se reunieron y dijeron: ‘¿Cómo podemos hacer para que nadie nunca intervenga en el control de la compañía?’”.
Tanto los demandantes como la jueza Preska citaron esa frase para justificar los alegatos y el fallo. “La República obligó a los demandantes a otorgarle un préstamo masivo después de expulsar por la fuerza a los miembros del directorio de YPF, el 16 de abril de 2012, lo que provocó que los representantes de Repsol en YPF huyeran del país. El Sr. Kicillof declaró descaradamente que sería ‘estúpido’ cumplir ‘la ley de la propia YPF’ o ‘respetar sus estatutos’”, dijo la magistrada.
La defensa argentina planteó en todo momento que la Constitución está por encima del estatuto de una empresa y que se rigieron por la ley de Expropiación. Durante el juicio, el Estado también detalló que Burford pagó 15,1 millones de euros al fisco de España y un 30% de la indemnización que resulte de la sentencia por el derecho a demandar, luego de que las empresas Petersen Energía y Petersen Inversora quebraran en ese país, donde fueron constituidas.
Halliburton gana menos por debilidad en Norteamérica y ciberataque
El proveedor de servicios petroleros Halliburton no alcanzó las estimaciones de ganancias de los analistas para el tercer trimestre el jueves, afectado por una desaceleración en la actividad de perforación en Norteamérica y el impacto de un hackeo previamente divulgado.
Las acciones de la compañía cayeron un 1,5% a US$ 30,05 en operaciones previas a la apertura del mercado.
En agosto, Halliburton reveló un ciberataque en el que un tercero no autorizado accedió y extrajo datos de sus sistemas. El incidente provocó interrupciones y limitó el acceso a algunas aplicaciones comerciales.
La compañía registró un cargo antes de impuestos de US$ 35 millones en el trimestre vinculado a los gastos derivados del ataque.
“Experimentamos un impacto de US$ 0,02 por acción en nuestras ganancias ajustadas debido a la pérdida o demora de ingresos causados por el evento de ciberseguridad en agosto y las tormentas en el Golfo de México,” dijo el CEO de Halliburton, Jeff Miller.
La firma con sede en Houston reportó una ganancia ajustada de 73 centavos por acción para los tres meses terminados el 30 de septiembre, por debajo de la estimación promedio de los analistas de 75 centavos, según datos compilados por LSEG.
Mientras tanto, los ingresos de Halliburton en Norteamérica cayeron un 8,5% a US$ 2,39 mil millones.
La disminución se debió principalmente a una baja en los servicios de bombeo a presión en tierra en EE. UU., además de una menor actividad en las líneas de servicio de productos en el Golfo de México, en parte debido a los huracanes Francine y Helene.
En contraste, los ingresos de los mercados internacionales aumentaron un 3,6% a US$ 3,31 mil millones.
La exploración y perforación en mercados internacionales como Medio Oriente y Asia han impulsado una mayor demanda de servicios petroleros, ya que los productores buscan asegurar la continuidad de la producción de petróleo y gas.
Los rivales de Halliburton, Baker Hughes y SLB, superaron las expectativas de ganancias del tercer trimestre gracias a la demanda sostenida en los mercados internacionales.
Justo el miércoles, un día despues de las elecciones que rncumbraron por segunda vez a Donald Trump como presidente el gobierno de EE.UU. apoyó a Argentina al instar a la juezza federal que no obligue al país, en dificultades financieras, a ceder su participación del 51 % en la empresa de petróleo y gas YPF para satisfacer parcialmente un fallo judicial de $16.1 mil millones.
Según Reuters, en una carta enviada como declaración de interés a la jueza de distrito Loretta Preska en Manhattan, el Departamento de Justicia dijo que ha sostenido durante mucho tiempo que los tribunales de EE. UU. no pueden ordenar la incautación de bienes soberanos extranjeros ubicados fuera de los Estados Unidos.
También afirmó que exigirle a Argentina que entregue las acciones a dos inversores representados por la empresa de financiamiento de litigios Burford Capital (BURF.L) violaría la inmunidad soberana y que permitir dicha cesión podría interferir con la política exterior de EE. UU.
Argentina apeló la decisión de Preska de septiembre de 2023, que otorgó los $16.1 mil millones a Petersen Energía Inversora y Eton Park Capital Management. Burford ha dicho que esperaba recibir el 35 % y el 73 % de sus respectivos daños.
En un comunicado el jueves, Burford afirmó que la carta abordaba una cuestión de derecho limitada y que no reflejaba una posición más amplia del Departamento de Justicia en el caso. Robert Giuffra, abogado de Argentina, se negó a hacer comentarios.
Liderada por el presidente libertario Javier Milei, Argentina ha reducido el gasto público para frenar la inflación, que ha disminuido pero sigue por encima del 200 % anual, aunque estas medidas han profundizado la recesión y aumentado las tasas de pobreza a más del 50 %.
Sin embargo, los vínculos de Milei con el presidente electo de EE. UU., Donald Trump, podrían ayudar con el programa de préstamos de $44 mil millones que Argentina tiene con el Fondo Monetario Internacional, el cual podría revisarse el próximo año.
El fallo de $16.1 mil millones se originó a partir de la expropiación por parte de Argentina en 2012 del 51 % de la participación en YPF que tenía la empresa española Repsol, sin una oferta por las acciones de los inversores minoritarios.
Burford ha argumentado que los “muchos años de estructuración de activos para evitar la ejecución” por parte de Argentina justifican la entrega de la participación en YPF y que una excepción de actividad comercial de la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras permite dicha cesión.
En la carta del miércoles, el Departamento de Justicia señaló que el Congreso no pretendía, al aprobar esa ley, eliminar la inmunidad de los bienes soberanos extranjeros, como las acciones de YPF.
El Departamento explicó que eliminar la inmunidad crearía una anomalía en la cual los bienes de un país extranjero en EE. UU. tendrían mayor protección que sus bienes dentro del propio país.
El Departamento de Justicia también indicó que, por razones de cortesía internacional —es decir, el respeto mutuo que los países se otorgan limitando el alcance de sus leyes— la propia ley de cesión de Nueva York no exige que Argentina ceda las acciones de YPF. Una conclusión contraria podría poner en riesgo los bienes de EE. UU., advirtió el Departamento, ya que los países extranjeros podrían brindar a Estados Unidos un trato similar en sus propios tribunales. No está claro cuándo fallará Preska.
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La creciente demanda global de servicios de nube y la necesidad de reducir la huella de carbono están generando una demanda insatisfecha de data centers sostenibles, lo que podría posicionar a nuestro país como una plataforma para la explotación de nuevas capacidades en IA durante la próxima década. La inteligencia artificial está revolucionando el mundo. Según el informe McKinsey Technology Trends Outlook 2024, se estima que la IA generativa podría generar un valor anual de entre USD 2,6 y USD 4,4 billones a la economía global, donde el 65% de las organizaciones ya la utiliza regularmente en al menos un […]
El embajador de la Unión Europea en Argentina, Amador Sánchez Rico, confirmó el interés por la energía y los minerales críticos del país necesarios para la transición energética. Durante una charla en el marco del Seminario Internacional del Litio en Jujuy, habló sobre el nivel de inversiones de Europa en Argentina, la importancia de desarrollar los proyectos litio y cobre, la posibilidad de comprar GNL de Vaca Muerta y los avances -y retrocesos- del acuerdo Mercosur-UE. «Necesitamos evidentemente GNL. Ojalá que el GNL de Vaca Muerta estuviera llegando ahora a Europa» indicó Sánchez Rico dialogó con Energy Report, el suplemento […]
Esta semana, los 3 pozos perforados del lado rionegrino comenzaron a producir, aunque aún se encuentran en etapa de prueba. Si bien aún no hay anuncios oficiales, hay gestos que permiten determinar que la lengua de la formación Vaca Muerta que se extiende debajo de territorio rionegrino tiene mucho potencial. En las últimas horas la empresa Geopark, socia al 50% en las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur con la empresa Phoenix Global Resources (PGR), organizó una visita para los analistas de Bradesco BBI, Vicente Falanga y Murilo Riccini. Bradesco BBI es el Banco de Inversiones de la organización Bradesco, […]
El Grupo ESTISOL y 360Energy formalizaron un acuerdo de compra de energía (PPA) que garantiza el suministro de 5 GWh anuales de energía renovable durante los próximos tres años. El suministro provendrá del Conjunto Generador de 360Energy, compuesto por el Complejo Solar 360Energy La Rioja y el Parque Solar Cañada Honda, lo que permitirá abastecer de energía renovable a las plantas del Grupo ESTISOL en CABA, NOVAPOL Pilar, Estisol Paperfood Pilar y Estisol San Luis.
Este acuerdo permitirá que el 70% de la demanda energética del Grupo ESTISOL sea cubierta con energía renovable, con 360Energy proveyendo el 32% de esta energía. Además de asegurar un suministro confiable y de calidad, el acuerdo tendrá un impacto ambiental positivo puesto que evitará la emisión de 2.250 toneladas de CO2e anuales, equivalente a sacar de circulación más de 500 autos cada año, según precisaron.
«Esto consolida a 360Energy como un socio estratégico en la descarbonización del sector industrial», remarcaron desde la compañía.
Impacto
Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de 360Energy, aseveró: “En 360Energy nos enorgullece ser parte del esfuerzo de grandes empresas como ESTISOL para reducir su huella de carbono y avanzar hacia un futuro más sustentable. A través de nuestras soluciones de energía solar de alta eficiencia, seguimos ofreciendo a nuestros clientes la calidad, confiabilidad y el impacto ambiental positivo que esperan”.
«La dirección del Grupo ESTISOL mantiene su compromiso con la mejora continua en sus procesos productivos, alineando sus políticas con estándares ambientales internacionales, como el Protocolo de Kioto. Este PPA refuerza su liderazgo en la adopción de prácticas energéticas responsables, posicionando al Grupo ESTISOL como un referente en sostenibilidad», destacaron desde la empresa.
La Universidad de Congreso, a través de su Rector Rubén Bresso, otorgó el título de Doctor Honoris Causa al Ingeniero Alejandro Bulgheroni.
Durante la ceremonia, Bresso destacó la importancia de este reconocimiento, y afirmó: “Estamos ante uno de los empresarios más respetados y admirados dentro de la industria energética. Es una obligación propia de la Universidad, reconocer por sus méritos a quienes con esfuerzo y trabajo arrojan luz sobre el camino que todos transitamos”.
Bresso también agregó qué: “Su vida ha sido y es un servicio público permanente, contribuyendo con la investigación privada en busca de beneficios comunitarios que mejoren la calidad de vida de la sociedad”. Además, resaltó su actividad en la Academia Nacional de Ciencias de la Empresa. Este reconocimiento destaca la trayectoria de Alejandro Bulgheroni en la industria energética.
El presidente de la Universidad de Congreso, José Luis Manzano, señaló que “Alejandro tiene una fuerte personalidad que se nutre siempre de su familia, cada vez que ha influido en las políticas públicas ha sido para el beneficio del país, y tiene la mente de un científico. Este doctorado honoris causa es sin dudas, para un patriota”.
Reconocimiento
Durante su discurso de aceptación, Alejandro Bulgheroni expresó su gratitud: “Agradezco a las Autoridades de la Universidad de Congreso el honor que me confieren al distinguirme como Doctor Honoris Causa de esta prestigiosa Casa de Estudios.”
Reflexionando sobre su visión empresarial, agregó: “Mi visión como empresario ha sido siempre crecer aportando soluciones a las necesidades de nuestro país y a las familias que viven en las comunidades con las cuales interactuamos».
Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group, la principal empresa privada integrada de energía en América Latina ha liderado proyectos en reservorios convencionales y no convencionales en Argentina, Bolivia y México. Bajo su dirección, la compañía ha ampliado su alcance hacia energías renovables y minería de litio, subrayando un compromiso sostenido con la sostenibilidad en el sector energético.
“Toda mi vida he vivido en un mundo cambiante y emocionante, y siempre he apoyado la innovación y el desarrollo tecnológico en nuestros proyectos”, afirmó Bulgheroni.
El ejecutivo de PAE también remarcó la importancia de enfrentar los cambios tecnológicos con responsabilidad: “La inteligencia artificial está transformando la forma en que operan los negocios, y aunque debemos abordar los desafíos éticos, su implementación responsable nos permitirá maximizar sus beneficios y minimizar sus riesgos.”
Sector privado
Bulgheroni enfatizó el rol del sector privado en la sociedad actual y compartió su visión de futuro: “Para nosotros, los empresarios, las áreas de interés y responsabilidad están mucho más extendidas que en el pasado. Enfrento con pasión los desafíos del presente y del futuro. La vida recién empieza y queda mucho por hacer.”
El título
«El título Doctor Honoris Causa otorgado por la Universidad de Congreso refleja su compromiso de reconocer a quienes contribuyen significativamente al avance de sus disciplinas y al bienestar social. Con esta distinción, la Universidad honra el legado de Alejandro Bulgheroni, quien ha impulsado el crecimiento económico y promovido un desarrollo equitativo y sostenible para las futuras generaciones», indicaron desde la Universidad de Congreso.
México presentó la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico. En la conferencia oficial «Mañanera del pueblo», la presidente Claudia Sheinbaum explicó los alcances que tendrá, junto a autoridades de la Secretaria de Energía (SENER) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
«El 46% se permite para la generación eléctrica de privados. Esta es una propuesta que se hizo desde el periodo del presidente Andrés Manuel López Obrador, incluso se envió como la Ley de la Industria Eléctrica pero fue echada para atrás por la Corte», introdujo la mandataria.
Este plan de gobierno brindaría una mayor claridad que la propuesta precedente en cómo podrá participar la iniciativa privada en materia de generación durante este sexenio que comienza.
«Promovemos esquemas claros de inversión privada, con reglas transparentes y justas», comunicó la secretaria de Energía del Gobierno de México, Luz Elena González Escobar.
En concreto, la Estrategia expuesta indica en su 4to eje que se «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», previendo una inversión entre 6 y 9 mil millones de dolares de privados. ¿Cómo lo harán?
Bajo el lineamiento inicial de no superar el 46% de participación en el mercado de generación eléctrica, los privados podrán impulsar nuevos proyectos, respetando el Código de Red y manteniendo como exigencia el 30% de respaldo, para contribuir a cubrir la demanda requerida en sus escenarios de transición energética.
Al respecto, la secretaria de Energía indicó que estás medidas consideran a la transición energética como un ejemplo transversal, buscando reducir el impacto ambiental y contribuyendo al combate contra el calentamiento global.
Las formas de participación que podrán tener involucran en el campo de generación los siguientes ítems en el mercado:
1- Se permitirá la entrega de energía y capacidad a la CFE por parte de productores a largo plazo
2- Se permitirán productores mixtos, pudiendo participar el estado en hasta un 54% de inversión y el resto inversión privada
3- Se mantendrán los generadores para el mercado eléctrico, cumpliendo los requerimientos de confiabilidad y respaldo, y en concordancia con el Plan Nacional de Energía.
En adición, se aclara que para consumo propio, habrán más alternativas a partir de la elevación del tope para autoconsumo, la definición de capacidad para autoabasto aislado y un VAT/VAD transparente para que paguen las empresas interconectadas.
1- Para consumo propio de hogares y pequeñas empresas hasta 0,7 MW exento de permisos
2- Para consumo propio de 0,7 MW a 20 MW que se consume en sitio sin excedentes a la red, se fomentará para atender la necesidad de los polos de desarrollo y nuevos parques industriales
3- Para consumo propio de las empresas pero que requieren conectarse a la red, pagando una tarifa transparente por el uso de la infraestructura de transmisión.
Estos son solo algunos de los puntos que aborda la nueva estrategia de gobierno en materia eléctrica pero se encuentran entre los principales que envían señales claras a la iniciativa privada para concretar nuevas inversiones en generación renovable.
Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, anunciará una nueva fase en el desarrollo de Los Toldos II Este con el objetivo de sumar 70 mil barriles de petróleo diarios y alcanzar los 100 mil con el resto de sus bloques en una fuerte apuesta al shale neuquino.
La decisión de la compañía se dio tras conocerse que Pluspetrol se quedará con las áreas que deja ExxonMobile en Vaca Muerta, tal como adelantó Econojournal en exclusiva, algo que dejó a la firma de Paolo Rocca fuera de la compulsa y que le permitirá ahora concentrar recursos en sus operaciones.
Así lo confirmó el CEO de la compañía, Ricardo Markous en conversación con EconoJournal y tras el Encuentro Anual de ProPymes que se realizó este martes en Neuquén y que contó con la presencia de proveedores que forman parte de la cadena de valor del grupo empresario.
“Lamentablemente, todo parece indicar que las áreas de Exxon son para Pluspetrol. Nuestro plan era esperar el lanzamiento de los Toldos II para ver cómo se definía eso. Una vez que Exxon se decidió por otra empresa, nos concentramos en este proyecto”, aseguró Markous a este medio.
Fortín de Piedra, el yacimiento emblema de Tecpetrol, alcanzó este año los 24Mm3/d de gas.
Fortín de Piedra petrolero
Con el objetivo de alcanzar la meta de producción, Tecpetrol acelerará el desarrollo de los Toldos II Este. Buscará replicar la experiencia de Fortín de Piedra -el proyecto emblema de la compañía- y hacerlo a gran velocidad en un trabajo en conjunto con las pymes, de la misma forma que lo hizo en 2017.
“La estrategia ahora es concentrarnos en el petróleo. Este es nuestro próximo proyecto, es del tamaño de Fortín y lo vamos a hacer de nuevo con todas las pymes que están acá y que van a colaborar para que lleguemos a tiempo”, le había dicho previamente Markous a los empresarios que participaron del encuentro.
“Tenemos la ingeniería avanzada y, una vez aprobado, lo lanzaremos y lo pondremos en marcha para octubre de 2026”, aseguró el CEO, quien detalló que este mes el directorio de Tecpetrol deberá aprobarlo para lanzarlo rápidamente.
El plan de la compañía prevé iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35 mil barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70 mil barriles diarios en esa área.
Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra. “Vamos a requerir por lo menos 3 o 4 equipos permanentes con Fortín”, agregó el CEO.
Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares “con muy buenas productividades”, expresó Markous. “Estamos muy entusiasmados con este nuevo proyecto. Así como llegamos a los 24 millones de metros cúbicos día de gas, queremos alcanzar los 100 mil barriles”, enfatizó.
Indicó que con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina buscarán superar luego esa meta contabilizando 30 mil barriles diarios que planean alcanzar en Los Toldos I Norte, 20 mil barriles en Puesto Parada y otros 10 mil provenientes de Fortín.
Apuesta a Río Negro
Por otro lado, Tecpetrol continúa su apuesta a Puesto Parada, el área que opera en Senillosa y donde aseguraron que a fines de este año estiman alcanzar los 6.000 barriles diarios, para en una segunda etapa llegar a los 20 mil. Allí la compañía posee 4 pozos en producción y 8 en construcción.
Otro de los retos será lograr la extensión de la concesión de Agua Salada, en Río Negro para reconvertirla al no convencional. Se trata de un yacimiento maduro que la empresa opera en conjunto con YPF desde 1990 y cuya concesión vence en 2026. “Vemos una oportunidad en Agua Salada y buscaremos la extensión para desarrollar el no convencional allí”, aseguró Markous.
Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, decidió complementar esta estrategia mediante el desarrollo de áreas de petróleo no convencional. En esa línea, su CEO, Gustavo Mariani, aseveró hoy ante inversores: “Tenemos planificado una inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025 y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”.
La empresa presentó los resultados que obtuvo del tercer trimestre del año. La compañía destacó el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda e informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.
Producción de gas
Mariani informó: “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de 14 millones de m3 por día, lo que significa un 8% más en comparación al mismo trimestre del año pasado”.
A su vez, en el segmento eléctrico Pampa aumentó su generación en un 19%, a pesar de la reducción del 3% en la generación eléctrica nacional, en comparación con el tercer trimestre de 2023.
Por último, la compañía indicó que “se continúa fortaleciendo la situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x”.
Desarrollo
A principios de octubre, la compañía emitió una Obligación Negociable (ON) clase 22 en el mercado local a cuatro años por US$ 83.977.835 para poder avanzar en el desarrollo del shale oil en el yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas.
Esto es así porque desde la firma prevén multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50.000 barrilles diariosen 2027.
El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías del sector minero más grandes del mundo, invertirá US$ 250 millones para ingresar en el megaproyecto de cobre Altar, ubicado en la provincia de San Juan. El anuncio se suma a la adquisición –a nivel global- por US$ 6.700 millones de Arcadium Lithium, una compañía creada en enero de este año a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial con operación en la Argentina. Esta adquisición, anunciada en octubre, convirtió a Río Tinto en el mayor productor de carbonato de litio del país.
En los hechos, Río Tinto, a través de su subsidiaria Nuton Holdings, firmó un acuerdo de opción de empresa conjunta (joint venture) con la canadiense Aldebaran Resources, que opera el proyecto. De este modo, Río Tinto podrá quedarse con el 20% de Altar, uno de los megaproyectos de cobre y oro más grandes del país.
Según informó Aldebaran, la inversión por parte de Río Tinto será escalonada: primero desembolsará US$ 10 millones y a fin de año hará otro pago de US$ 20 millones antes de fin de año. Luego, abonará otros US$ 30 millones a mediados de 2025 (luego de la presentación de la evaluación económica preliminar) y, si decide continuar con al joint venture, invertirá US$ 190 millones en 2026, después del estudio de prefactibilidad que Aldebaran prevé presentar.
Otros proyectos de Río Tinto
La inversión en cobre se suma a las iniciativas que ya tiene Río Tinto en la Argentina. El gigante minero ya opera el proyecto de litio Salar del Rincón en Salta, que está en etapa avanzada y se prevé que en 2025 comience la construcción con una planta para producir 50.000 toneladas de carbonato. Río Tinto, que también es un gigante mundial de la metalúrgica, había anunciado una inversión de US$ 2.000 millones que estará bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Además, el grupo anglo-australiano ya cuenta con la participación de un 14,2% del megaproyecto de cobreLos Azules, también en San Juan. Los otros accionistas del desarrollo, que está en etapa de exploración avanzada, son McEwen Mining (Canadá) con el 51,9%, la automotriz Stellantis con 14,2%, Rob McEwen tiene 13,8% y Victor Smorgon Group con 3,5%.
Acuerdo
La minera canadiense “está colaborando con Nuton para evaluar una opción de lixiviación (proceso que se utiliza en la industria minera para extraer minerales valiosos de las rocas, como el cobre, el oro y la plata) de sulfuros de NutonTM Technologies en la próxima presentación económica preliminar y del estudio de prefactibilidad. Las tecnologías de lixiviación de sulfuros de Nuton tienen el potencial de mejorar materialmente la economía del proyecto”, señala el comunicado.
John Black, director ejecutivo de Aldebaran, señaló: “estamos encantados de haber firmado este acuerdo con Nuton, que tiene muchos beneficios para los accionistas de Aldebaran, ya que prevé inyecciones de capital para financiar futuros programas de trabajo en el proyecto Altar hasta la finalización de un estudio de viabilidad económica, si Nuton avanza en cada hito. Además, las tecnologías patentadas de lixiviación podrían agregar un valor significativo al proyecto al reducir los costos y el capital necesarios para el desarrollo”.
Adam Burley, director ejecutivo de Nuton Holding, destacó: “este acuerdo nos brinda una opción para adquirir una participación muy grande en el proyecto Altar. La implementación exitosa de las tecnologías de Nuton tiene el potencial de mejorar materialmente el desempeño económico y ambiental del proyecto”.
Participación
El proyecto Altar es propiedad de Peregrine Metals, una empresa constituida en Canadá donde Aldebaran posee el 60% y que puede aumentar a 80% a partir de un acuerdo que realizó con Sibanye-Stillwater, accionista minoritario.
Con la llegada de Río Tinto a partir del desembolso de US$ 250 millones para 2026, el gigante minero pasará a tener el 20% de Altar. Así, el megaproyecto de cobre Altar a partir de ese año tendría a Aldebaran con una participación de un 60% y continuaría siendo el operador, mientras que Sibanye-Stillwater mantendría un 20% y Nuton Holding (Río Tinto) se quedaría con el 20% restante.
La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) convoca a todos los interesados a asistir a su octava cumbre anual «SESA SUMMIT 2024», del 18 al 20 de noviembre de 2024 en el Centro de Convenciones de Puerto Rico en San Juan.
La elección de la fecha no es casual. Tras conocerse los resultados de las elecciones federales y locales, SESA SUMMIT 2024 será el escenario ideal para abordar en detalle los cambios que podrían ocurrir en el sector eléctrico con Donald Trump en la presidencia y Jenniffer González en la gobernación.
Las autoridades se toparán con un sector en crecimiento, con más de 900 MW de capacidad instalada solar distribuida y 2 GWh de almacenamiento energético distribuido en el mercado puertorriqueño. ¿Qué nuevas medidas de política pública podrán potenciar al sector?
Durante el primer mandato del presidente Donald Trump (2017-2021), Estados Unidos agregó entre 15 a 20 GW de capacidad solar, lo que se adjudica principalmente a condiciones de mercado impulsadas por la caída de los precios y los incentivos fiscales que se mantuvieron aunque por debajo de aquellos que favorecían las inversiones en combustibles fósiles.
Por su parte, Jennifer González como representante de Puerto Rico en el Congreso de los Estados Unidos promovió la defensa a la medición neta de los ataques de la Junta de Supervisión Fiscal. De hecho el pasado 17 de mayo del 2024, suscribió una carta junto a más de 20 legisladores (18 miembros del Congreso y 3 senadores en total) expresando su preocupación respecto a derogar o enmendar la Ley 10-2024 de Puerto Rico.
Considerando aquellos precedentes, en el evento de SESA habrá sesiones especiales para debatir sobre los resultados de las elecciones, los fondos disponibles y el apoyo que la oficina del DOE brinda y podrá continuar brindando para la resiliencia energética del archipiélago.
Al respecto, Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA), consideró que “en el SESA Summit los participantes obtendrán una lectura fresca, certera, objetiva y relevante del nuevo panorama político en EEUU y en Puerto Rico, incluyendo los retos y oportunidades que esto presenta a las industrias solares y de almacenamiento de energía”.
Aquello no es todo. Además habrán capacitaciones sobre políticas de energía limpia en Puerto Rico, empresas podrán exhibir sus productos a potenciales socios y clientes y se compartirán pronósticos para el mercado de energía solar distribuida y almacenamiento de cara al futuro.
El megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 reunió a más de 500 líderes del sector de las energías renovables en un espacio único de diálogo e intercambio de conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de la transición energética.
Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, participó de la cumbre y dio a conocer las estrategias y metas de crecimiento que posee para los mercados de Latinoamérica, considerando que sus productos se distribuyen en 28 países de la región.
Uno de los focos está en Colombia, donde buscan seguir apostando por soluciones innovadoras, desde desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida
“Estamos replicando el mismo modelo utilizado en México y Estados Unidos, donde ya firmamos más de 700 MW para distribución de productos TOPCon, monoPERC y HJT (heterounión)”, aseguró Mayron Morales, sales manager Colombia de la compañía.
“Apostamos particularmente por productos ligeros, sabiendo de la problemática existente en las instalaciones, como por ejemplo que en las zonas alejadas hay muchas instalaciones en las que se deben reforzar las estructuras”, indicó durante el panel de debate «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes» del megaevento FES.
Seraphim es una compañía que viene mostrando un crecimiento sostenido, de modo que ya posee más de 20 GW de capacidad anual de producción de módulos fotovoltaicos y planea superar los 33 GW antes de que finalice el año para cubrir más demanda del sector.
Colombia juega un papel relevante dentro de ese proceso porque la empresa apuesta con mayor esfuerzo a que se vuelva uno de sus mercados principales de Latinoamérica, mediante “paneles flexibles” para la generación distribuida y proyectos de gran escala.
“Adicionalmente, empezamos a entrar en el rubro de inversores y baterías para que el próximo año sea una apuesta fuerte de Seraphim”, vaticinó Mayron Morales frente a un auditorio integrado por más de 500 referentes del sector renovable de LATAM.
Pero para que exista un mercado colombiano más dinámico para las renovables y se puedan cumplir los objetivos verdes planteados a nivel nacional (6 GW al final de la gestión gubernamental actual), el sales manager Colombia planteó la importancia de agilizar la permisología.
“Debemos acelerar los procesos burocráticos, la tramitología que hay antes de construir un proyecto, porque tardan demasiado y hay compañías que primeramente estaban incentivadas a invertir en el país, pero que se retiraron de Colombia por las demoras en la burocracia”, subrayó.
El ex secretario de Energía y presidente del IAE, Jorge Lapeña, opinó sobre el precio del gas no convencional en el mercado local y su relación con los precios de exportación al mercado internacional.
A modo de cierre del Seminario anual de la entidad, Lapeña describió, “Si somos un país exportador importante de gas y de petróleo y aceptamos las reglas de los precios internacionales, estaríamos vendiéndole al mundo a precios FOB (libre a bordo), gas -Bahía Blanca o Punta Colorada-, y tambien es el caso del petróleo.
“Esto nos lleva a una situación interesantísima, que es a precios en boca de pozo mucho mas bajos que esos precios FOB Bahía Banca”, señaló Lapeña. “Es decir, cual es nuestro precio para Bahia Blanca ?, el henri hub. (del golfo de México).., bueno el golfo de Bahia Blanca es parecido”, agregó.
E interrogó “cual debe ser el precio justo en boca de pozo: U$S 3,80, o 4 dólares como hoy ?, o 1,20, 1,30, 1,40. Si es esto último, hay fiesta en la Argentina porque tendremos un gas de precio parecido al del Plan Houston (gobierno Raúl Alfonsin).. en el orden del henri hub”.
“Lo mismo nos va a pasar con el petróleo. El precio fob de exportación, ése es nuestro precio !, y entonces nosotros vamos a estar en ventaja respecto a todo los países del mundo, que tienen que viajar hasta allá”, agregó.
Lapeña sostuvo que “Creo que este es un objetivo de política energética que no ha sido tomado por la política todavía. Nadie planteo eso…”, y consideró que “si nosotros lo razonamos bien, podemos convencer a los buenos políticos de que esto es bueno para la Argentina, y bueno para el mundo , y nos sanea gran parte de nuestra economía”…..
El ex Secretario agregó que “Otra cuestión que queda para analizar es cuanto estamos invirtiendo en este gran negocio que es la energía…. Poco. La Argentina tiene un PBI de 600 mil millones de dólares e invierte menos de 15 %. ni siquiera repone lo que se gastó. Estados Unidos esta mas cerca de 23 %, y China invierte el 45 % de su PBI.
“Cuanto invierte la Argentina realmente en el sector energético ?”. “Cual es el mercado de capitales de la Argentina ?… Cuanta plata de los jubilados estamos invirtiendo en este gran negocio para retribuir a los jubilados ?.. . “Mas allá de lo que pasó en el Congreso, yo diría que cero”.,, afirmó.
Lapeña puntualizó que “No está claro como crecerá el sector eléctrico. Hacen falta líneas de transmisión …. pero resulta que no las podemos hacer porque no podemos arriesgar la plata en eso… o no se puede pedirle a alguien razonable que arriesgue la plata en eso”. “Pero en cambio parece que sí se puede invertir en el petróleo…. señaló.
“Pregunta: quien invierte en el petróleo ?, el mercado de capitales argentinos,…. o son capitales de afuera ?…, son de afuera, y por eso la Ley Ómnibus dice que se puede exportar y se puede quedar con los dólares por allás porque tienen que pagar….
“Hay distorsiones que no son fáciles de remover pero que es interesante que todos conozcamos.. porque nuestro sector eléctrico pudo hacer en el siglo 20 cosas que parece que no puede hacer en el siglo 21”. “Pudo construir el parque de centrales hidroeléctricas mas importante de América, o una red de gasoductos que es espectacular…. lo hemos hecho nosotros”, enfatizó.
FMO, FinDev Canadá y Proparco, instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de US$100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.
Actuando como organizador principal, FMO, de los Países Bajos, aportó un total de US$ 30 millones, en tanto que FinDev Canadá, la institución bilateral canadiense de financiación del desarrollo, y Proparco, filial del Grupo Agence Française de Développement (Grupo AFD), contribuyeron como prestamistas a esta operación con US$ 40 y US$ 30 millones, respectivamente.
Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.
Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde abastecerán a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.
En este sentido, Genneia ha asegurado un financiamiento de US$ 100 millones a diez años, gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, con quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segunda colaboración; y Proparco, en su primera alianza con la compañía. Este respaldo refleja el compromiso de estos bancos con el desarrollo sostenible, alineándose con los proyectos solares de Genneia y su contribución a la transición hacia una matriz energética limpia y renovable.
Con motivo de la celebración del acuerdo, se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad. Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia. A su vez, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.
Proyecto Parque Solar Malargue
Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, expresó: “Estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo, Genneia, mediante financiamiento sostenido y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, permitiendo la transición energética renovable de Argentina. Al movilizar estos fondos con FinDev Canadá y Proparco, pretendemos maximizar conjuntamente nuestro impacto junto con Genneia.”
“Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables.”, declara Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación y permitiendo que Genneia tenga un impacto significativo en la región.”, añade Martelli.
Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, dijo: “En Proparco estamos encantados de apoyar a Genneia, un actor líder en Argentina comprometido con la transición ecológica del país, junto a FMO y FinDev Canada. Contribuir a aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta. Esta transacción, que fortalece la presencia de Proparco en el sector de energías renovables en Argentina, también es una oportunidad para reforzar la cooperación de Proparco con FMO y FinDev Canada.”
Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia. El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina. Este acuerdo refuerza nuestro liderazgo en la obtención de financiación a largo plazo de bancos de desarrollo y agencias de crédito a la exportación”.
El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.
En este sentido, el 2X Challenge se alinea con el compromiso de Genneia de fortalecer sus prácticas de inclusión de género, donde la igualdad de oportunidades se erige como uno de sus objetivos principales. A través de esta sinergia, la compañía no solo reafirma su compromiso con la equidad, sino que también contribuye a crear un entorno más inclusivo y sostenible.
Al cierre del tercer trimestre del año, Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, avanza en el desarrollo de proyectos claves para la transición energética, y presenta resultados financieros positivos, pese a la baja disponibilidad del recurso hídrico por un periodo más seco de lo normal en el país.
«Lo que debía ser un trimestre de transición se transformó en un periodo más parecido al del inicio de un Niño con reducción en la generación hídrica e incrementos del precio de bolsa hasta tocar el precio de escasez. En medio de esas condiciones se dio una disminución en el ebitda de 16,7% frente al mismo trimestre del año anterior, pero la capacidad de resiliencia de la compañía y las medidas adoptadas desde años anteriores nos permitieron crecer la ganancia neta consolidada«, afirmó Ricardo Sierra, líder de Celsia.
Resultados financieros consolidados
Los ingresos sumaron $1,4 billones (-5%). En el acumulado del año alcanzan $4,7 billones (+3%). En la distribución de ingresos totales por negocio, en lo corrido del 2024, el 81% lo aporta el negocio de Servicios de Energía* con $3,82 billones y el negocio de Gestión de Activos* aporta el 19% con $871.000 millones.
El ebitda del trimestre alcanzó $345.000 millones (-16,7%). Este indicador tuvo una senda de recuperación importante durante la primera parte del trimestre. El margen acumulado del trimestre se ubicó en 24,5%. El ebitda acumulado del año alcanza $1,13 billones, de los cuales el negocio de Servicios de Energía aporta $1,08 billones y el negocio de Gestión de Activos aporta $35.000 millones. El ebitda administrado, que incluye la gestión en las plataformas de inversión, suma en el año $1,47 billones.
Los gastos netos financieros, incluyendo diferencia en cambio, alcanzaron $134.000 millones (-38,3%) en el trimestre. En lo corrido del año, los gastos financieros netos suman $451.500 millones (-34,2%).
Los impuestos a las ganancias fueron de $41.000 millones en el trimestre (+21%). En el acumulado año los impuestos suman $106.000 millones (-35%), explicado por la toma del beneficio tributario vinculado a la Ley 1715 por la entrada en operación de varias granjas solares en el 2023.
La ganancia neta fue de $110.288 millones (+35%) y el acumulado año suma $279.370 millones. La ganancia neta atribuible a propietarios de la controladora alcanzó en el trimestre $74.308 millones y acumulado año $193.520 millones.
La deuda consolidada es de $5,35 billones y un indicador de apalancamiento de 3,23 veces deuda neta a ebitda.
*Negocio de servicios de energía: generación, transmisión, distribución, comercialización.
*Negocio de gestión de activos: plataformas de inversión.
Resultados Plataformas de inversión
C2 Energía (granjas solares mayores a 8 MWp. En alianza con Cubico Sustainable Investments): 39 MW en operación (39 MW más que el trimestre anterior) en 19 plantas, las cuales han producido 372 GWh en lo corrido del año. Actualmente esta plataforma cuenta con 270 MWen construcción en 12 proyectos y otros 632 MW en distintas etapas de desarrollo para un total de 1.241 MW.
Laurel (granjas solares menores a 8 MWp. En alianza con Bancolombia Capital): Alcanza 48 MW en operación (13 MW más que el trimestre anterior) en 123 sistemas que han producido 33,6 GWh en lo corrido del año. En proyectos adicionales se estiman 60 MW aproximadamente.
El Tesorito (térmica a gas natural-Sahagún, Córdoba. Sociedad con Canacol y Proeléctrica): Suma una generación en el año de 279 GWh, y en el trimestre de 79,3 GWh, que balancearon los faltantes de energía en las hidráulicas, lo que le permitió a la compañía cumplir los contratos desde fuentes de energía confiables y competitivas.
Caoba (activos de transmisión. En alianza con Cubico Sustainable Investments): Sus activos operacionales suman $2,5 billones (se ha multiplicado por tres en los últimos 4 años). En el año la compañía ha transferido 12 proyectos a la plataforma lo que ha representado ingresos para Celsia de aproximadamente $313.000 millones.
Programa de readquisición de acciones
La compañía continúa con el desarrollo del programa de recompra de acciones. Hasta ahora se ha ejecutado el 22,9% del monto aprobado por la asamblea de accionistas, lo que se ha traducido en 16.911.821 acciones recompradas. Desde que se anunció el inicio del programa de recompra, en diciembre del año pasado, el precio de la acción ha subido más del 51% y el volumen promedio diario negociado se ha multiplicado 2,6 veces.
Hitos claves para el desarrollo de energías renovables no convencionales
Primer sistema de baterías conectado a una granja de energía solar: Este sistema, con una capacidad de 2 MWh, funcionará en la granja Celsia Solar Palmira 2, convirtiéndose en el primer proyecto de energía renovable no convencional del país dotado con almacenamiento, que acumula la energía excedente para entregársela al usuario final de la granja en las horas de la noche. Entrará en funcionamiento en los próximos días.
Aerogeneradores para el proyecto eólico Carreto en el Atlántico: entregará 9,6 MW de energía limpia y renovable al país. El traslado de estas palas de 80 metros de longitud por las carreteras del Caribe requirió de un proceso logístico importante desde el Puerto de Mamonal, en Cartagena, hasta el municipio de Juan de Acosta (Atlántico). Las palas llegaron por vía marítima desde Estados Unidos y Europa. Se estima entrará en operación en el primer trimestre de 2025.
La red de transporte eléctrico obsoleta impide el correcto funcionamiento del sistema y aumenta el riesgo de incidentes en épocas de temperaturas extremas. Carlos Borga, director técnico de Transener, subraya la necesidad urgente de inversión para evitar fallas en el suministro. La propuesta de la empresa sugiere trasladar el costo de la expansión a las facturas de los usuarios, lo que ha suscitado controversias sobre quién se beneficiaría realmente de esta inversión.
El suministro eléctrico para el próximo verano enfrenta un escenario complicado. El gobierno reconoció la gravedad de la situación y lanzó un plan de contingencia, lo que ha generado polémicas. Según Luciana Glezer de La Política Online, una de las críticas es la cancelación de la licitación Terconf, que durante la administración anterior buscaba construir centrales térmicas de alta eficiencia en zonas estratégicas. Por otro lado, algunos observan un gran negocio en el costo elevado de generación.
Durante un seminario organizado por el Instituto de Energía de la Universidad Austral, Carlos Borga, director técnico de Transener, principal empresa de transporte eléctrico en el país, reconoció que el problema radica en la obsoleta red de transporte, que limita la eficiencia del sistema. Según Borga, “si el sistema de transporte tiene mala calidad, el servicio al usuario final también se ve afectado”. Explicó que la generación más eficiente está lejos de los centros urbanos debido a la localización de recursos naturales, lo que limita su aprovechamiento por la saturación del sistema de transporte.
Transener advierte que el plan de contingencia aumentará el costo sin resolver el problema estructural, subrayando la necesidad urgente de ampliar la capacidad de transporte, ya que el sistema actual abastece más del doble de la demanda para la que fue diseñado.
Borga dejó abierta la pregunta de quién asumiría el costo de esta ampliación, sugiriendo que la mejor opción sería trasladarlo a las facturas, lo cual generaría un “leve impacto” en el precio final. Este planteo despierta nuevas controversias, como quién se beneficiaría de las ganancias a corto plazo y cómo se garantizaría una inversión sostenible para mejorar el servicio.
La ampliación de la red, argumenta Transener, podría reducir costos de generación y promover exportaciones. No obstante, décadas de falta de inversión, atribuida al congelamiento tarifario, han deteriorado el sistema. Sin embargo, los datos muestran que las inversiones de Transener han sido constantes, alcanzando US$ 31.7 millones anuales entre 2019 y 2023.
El problema no radica sóo en el congelamiento tarifario, sino también en las inversiones en activos no regulados, como la deuda adquirida por Transener para adquirir Transba, que, según el artículo, en 2022 representó un pago de US$102 millones, más del triple de la inversión en el sistema de transporte.
Día del Padre
A las 7 de la mañana del 16 de junio de 2019 justo el Día del Padre, se produjo el apagón más importante del último siglo. El blackout alcanzó a la totalidad de la Argentina, Paraguay, Uruguay y parte sur de Brasil y se calcula que afectó a más de 50 millones de habitantes.
En aquella oportunidad, en un comunicado, la Secretaría de Energía atribuyó el hecho, a un “colapso del SADI” y anunció que “en diez días tendremos el informe”, pero nunca apareció. Ninguno de los responsables del sistema —Secretaría de Energía, Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), Transportista y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre)— ha brindado información que permita saber con exactitud qué pasó.
En aquel momento, la importación de energía desde Brasil significaba un ahorro importante en subsidios para generación. El costo de producción de energía con GNL para un Ciclo Combinado estaba en torno a los US$ 50 por MW/h, mientras que la energía importada de Brasil sólo requería la obligación de devolución en primavera-verano.
Es en este punto donde algunos expertos se preguntan si se privilegió la reducción del déficit fiscal por sobre la seguridad del suministro, ese ahorro de costos pudo haber complicado la capacidad de reacción operativa. ¿Se podría repetir la historia?
El Vicepresidente de Estrategia y Nuevos Negocios de YPF, Maximiliano Westen, describió que “el desarrollo de Vaca Muerta (NQN) permitiría exportar este año hidrocarburos por hasta 5 mil millones de dólares, y en pocos años alcanzar el equivalente a unos 30 mil millones de dólares anuales, todo lo cual significa para las empresas un desafío y una oportunidad”.
El directivo destacó además la tarea de puesta en valor del reservorio no convencional encarada por la compañía desde 2012 en Loma Campana, y la reducción de costos de desarrollo de pozos logrado en los últimos años, lo que torna a la producción “muy competitiva a nivel mundial”.
Westen participó del panel “Hidrocarburos impulsando el crecimiento económico” en el marco de un seminario organizado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) en la Ciudad de Buenos Aires.
En lo referido a la transición energética, Westen destacó la importancia de seguir avanzando en el desarrollo y utilización del gas natural, un recurso alojado en Vaca Muerta en volúmenes que equivalen a unos 80 años del consumo total del país (considerando unos 160 TCF), aunque la Agencia Internacional de la Energía -IEA- realizó estimaciones del recurso muy superiores.
Esto implica tener garantizado el abasto interno y crecer en exportaciones vía gasoductos a nivel regional. También destacó la importancia de poder convertirlo en GNL a precios competitivos para exportarlo a otros destinos internacionales.
En este orden, describió Westen, “YPF impulsa un proyecto que es de capital muy intensivo, que implica una inversión de hasta 30 mil millones de dólares, para producir entre 25 y 30 millones de toneladas año de LNG”.
“La oferta (recurso gas) está, y la demanda también, pensando en contratos de abastecimiento de largo plazo”, comentó, reconociendo que el financiamiento es la clave para activar el proyecto que en principio tenía a YPF asociada con la malaya Petronas. Por estos días dicha sociedad parece haber fenecido por decisión de Petronas, lo que explica que Westen remarcara en el panel que “estamos trabajando en distintas fuentes de financiamiento”, que no reveló.
En este orden, Westen hizo hincapié en la importancia que reviste el RIGI (régimen de incentivos a la grandes inversiones) aprobado este año, “que da un marco adecuado para la competitividad en precio del GNL en el mercado internacional, y visibilidad de largo plazo”. “Estamos muy entusiasmados”, enfatizó con relación al proyecto que implica la construcción de tres ductos desde Vaca Muerta hasta una planta procesadora del gas para su conversión en GNL, en Río Negro, e infraestructura para un puerto de embarque en aguas profundas.
Westen destacó que “hay mucho interés por la producción de GNL que Argentina pueda desarrollar”, y aludió a la gira que el presidente de YPF, Horacio Marín, realizó en las últimos meses en procura de posibles compradores en países de Europa y de Asia.
Gas: mercado interno y costos razonables de la energía
En otro panel del seminario del IAE, el economista y especialista del sector, Nicolás Gadano, hizo hincapié en que “procurar alcanzar los 30 mil millones de dólares por la exportación de hidrocarburos es un objetivo macroeconómico importante”, pero consideró también importante “apostar a tener costos mas bajos de la energía a partir del gas en el plano interno”, e hizo referencia a lo que en este sentido ocurre en los Estados Unidos, convertido en fuerte exportador de GNL.
“No son objetivos incompatibles exportar con precios internacionales favorables, y a la vez posibilitarle a la economía argentina precios más bajos de la energía, más competitivos para la producción”, refirió. Gadano consideró que “podemos aspirar a que el precio medio del gas en Argentina sea menor”.
TotalEnergies y Wico Combustibles sellaron una alianza que permitirá que se comercialicen los lubricantes de la empresa global multienergética y ELF en esta red de estaciones de servicio ubicadas en las provincias de Mendoza, Santa Fe, Córdoba, San Luis y La Rioja.
El acuerdo incluye la totalidad de la amplia gama de aceites de motor para segmentos de vehículos livianos y vehículos pesados producidos por TotalEnergies.
Alianza
Jonathan Kleiner, jefe de Marketing de TotalEnergies Argentina, expresó: “A través de esta alianza ampliamos la disponibilidad de nuestros productos en el canal de estaciones de servicio. Este tipo de acuerdos es clave para seguir ofreciendo al consumidor final la gama de lubricantes TotalEnergies y ELF para vehículos livianos y pesados, fortaleciendo nuestra presencia omnicanal”.
“Como Wico combustibles estamos desarrollando a lo largo y ancho del país toda nuestra red de estaciones de servicios. Conocemos a nuestros clientes y sabemos que le dan gran relevancia a la calidad de nuestros combustibles, por lo que este acuerdo con TotalEnergies nos va a permitir ofrecerles también la mejor calidad de lubricantes que hay en el mercado. Sabemos que juntos vamos a poder crecer fuertemente en los próximos años”, señaló Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles.
Wico Combustibles cuenta con siete estaciones de servicio ya operativas. En ese sentido, desde la compañía adelantaron que próximamente se incorporarán tres nuevos puntos, lo que permitirá ampliar la presencia a lo largo del país.
El equipo de No Convencional de YPF finalizó la perforación del pozo LLL-1861(h) en Loma Campana, uno de los principales bloques que la compañía bajo control estatal opera en Vaca Muerta, con una rama lateral de 4.948 metros y una longitud total de 8.264 metros. Este pozo, que se perforó en 27 días, tiene la rama lateral más larga del proyecto No Convencional en Vaca Muerta.
“Este logro del equipo de perforación de YPF fue producto del trabajo coordinado y la utilización de tecnología ´Real Time´ que permitió modificar el diseño original a medida que se avanzaba con el trabajo en la locación”, informó la compañía.
“De este modo, la compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar ramas laterales por encima de los 4000 metros, en un menor tiempo y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación”, continuó.
YPF 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.
En el marco de los trascendidos, que indican potenciales restricciones de energía eléctrica para el verano del año 2025; describiremos cuales son las herramientas normativas que ofrece la regulación actual, para que una Industria o Gran Usuario pueda garantizarse el suministro energético. Por otro lado, descubriremos como esa mayor garantía de suministro puede conseguirse acompañado de una reducción de los costos de las tarifas de energía; aunque sea difícil de creer.
Cuando hablamos de garantía de suministro de energía eléctrica, es necesario aclarar que las Garantías y Respaldos de Energía Eléctrica se dividen en dos, por un lado, está la garantía de “Red” y por otro la garantía de “Energía” propiamente dicha. El respaldo de “Red” es responsabilidad del Distribuidor y se refiere a mantener las condiciones técnicas de la Red de Distribución (Cables, Líneas, Transformadores, Sub estaciones) en forma óptima, para poder cumplir con los niveles de Calidad de Servicio (Cantidad de Cortes y duración) y Producto (niveles de tensión) que establece el Contrato de Concesión que regula su actividad.
Por otra parte, se encuentra la “Energía”, que se refiere a la Energía y Potencia Eléctrica, este respaldo lo ofrecen los Generadores del Mercado Eléctrico que generan dicha Energía y no es responsabilidad del Distribuidor. Nos ocuparemos de explicar como las Industrias pueden asegurarse dicha “Garantía de Energía” ante potenciales restricciones de demanda por falta de oferta Energética del Parque Generador.
El siguiente gráfico, nos muestra la Potencia Instalada del Parque Generador de Argentina, la Potencia Disponible y la Potencia requerida por la Demanda en el pico máximo anual de consumo de energía. Como podemos observar, en los días de verano con máximas solicitaciones térmicas el sistema eléctrico es exigido al máximo y la Oferta Generación Disponible total propia no alcanza a abastecer a la demanda interna; lo cual solo se logra recurriendo a Generación Importada de países limítrofes, en su mayoría de Brasil.
Entonces, durante los picos máximos de demanda de verano; la oferta disponible local soportada por la importación de energía apenas puede hacer frente a la solicitud de demanda, incluso muchas veces poniendo en riesgo la seguridad del sistema, por hacer uso de reservas Operativas de Generación. Este marco de situación podría generar, potenciales restricciones de demanda. Como antecedentes a restricciones, por ejemplo, podemos citar las efectuadas en los meses de Junio a Agosto 2007, en que la oferta de Generación eléctrica en Argentina no fue capaz de hacer frente a la Demanda de Energía eléctrica y se utilizó lo indicado en la Normativa Regulatoria para gestionar los restricciones de demanda a los Grandes Usuarios e Industrias. Las Industrias y Grandes Usuarios Comerciales, cuentan con dos alternativas para adquirir su “Energía”; abastecerse desde el Distribuidor del área o comprar la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista; la primera opción proviene del Mercado Spot, donde se transaccionan los sobrantes de generación y faltantes de demanda no contratada; este mercado no garantiza la energía abastecida. La segunda posibilidad es comprar la energía a un generador privado en el marco de un Contrato en el Mercado a Término; este último sí garantiza la energía para el usuario que haya elegido esta opción, según lo detalla el Capítulo 4: Mercado a Término de Los Procedimientos Versión XXXIV del Mercado Eléctrico Mayorista.
Vale aclarar que históricamente la compra de Energía realizada por todos los Distribuidores de la República Argentina es bajo el “Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el Mercado Spot”; por lo que los usuarios que se encuentren adquiriendo la energía bajo este formato, no tendrán su energía garantizada ante restricciones de demanda por falta de oferta; lo cual nos lleva a concluir que la única forma de garantizar la oferta energética es la de contar con un “Contrato a Termino” en el Mercado Eléctrico Mayorista.
Mayor garantía energética a menores costos
A diferencia de lo que pueden pensar para la mayoría de los usuarios Industriales, la normativa Regulatoria y tarifaria, aunque intrincada, ofrece la posibilidad de garantizarse el abastecimiento energético, según lo explicado en la primera parte de la nota y a su vez acceder a un menor costo de energía. Para los casos de las Industrias y Grandes Usuarios Comerciales, encuadrados como GUDIS, que básicamente se refiere a usuarios que compran la energía al Distribuidor del área, con un consumo de potencia mayor a 300KW; pasar a adquirir la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista en su variante Spot traería aparejado una disminución de sus costos entre el 6 y el 15%, dependiendo del Distribuidor que le preste el servicio y dependiendo también de la Provincia y/o municipio donde se encuentre instalada la Industria. A continuación, compartimos un gráfico que compara el Costo Mayorista Spot versus los Costos Tarifados de diferentes Distribuidores testigos del país, durante el año 2024.
Este porcentaje de ahorros puede ampliarse, en caso que dichas Industrias se sumen al “Pool de Compra de Energía” gestionado por nuestra consultora Signum Energy, que permite a las empresas que formen parte del mismo, acceder a un 5% de ahorro extra, ya que las empresas actuando en forma conjunta integran su energía para confeccionar un “Contrato a Termino” por un “volumen de energía” más interesante para las empresas Generadoras, lo que permite mejorar los precios cotizados por estos, obteniendo mayores ahorros de los costos energéticos trepando a beneficios entre un 11 y 20%. En referencia a la energía que es adquirida a un generador privado del MEM a través de “Contrato a Termino”, se encuentra garantizada conformado un combo perfecto entre respaldo y costos. A continuación, compartimos los principales indicadores e información del Pool de Compra:
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Los bancos FMO, FinDev Canadá y Proparco financiarán con 100 millones de dólares a la empresa líder de generación de energía renovable. FMO, FinDev Canadá y Proparco, instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de 100 millones de dólares a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina. Actuando como organizador principal, FMO, de los Países Bajos, aportó un total de 30 millones de dólares, en tanto que FinDev Canadá, la institución bilateral canadiense de financiación del […]
YPF modificó su estrategia de negociación con los principales productores de petróleo de la cuenca Neuquina con vistas a poder oficializar el lanzamiento de la construcción del Vaca Muerta Sur, un nuevo oleoducto que conectará Neuquén con la localidad de Punta Colorada, en Río Negro. Tras el desencuentro con Petronas por el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que obliga YPF a encontrar otro offtaker u otros socios que viabilicen la iniciativa, el Vaca Muerta Sur (VMOS) —que demandará una inversión cercana a los US$ 2500 millones— emergió como la obra insignia de la gestión de Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera bajo control estatal.
Sin embargo, la articulación con el resto de las petroleras no está siendo sencilla. Marín había declarado a mediados de septiembre —en un seminario organizado por el IAPG en Houston— que “en dos semanas cerramos la convocatoria al Vaca Muerta Sur”. El tiempo pasó y ese hito no se cumplió. El titular de YPF anunció una nueva fecha de lanzamiento en la AOG Patagonia realizada hace dos semanas en Neuquén. “El 14 de noviembre aprobaremos en el Directorio (de la empresa) la construcción del Vaca Muerta Sur. Ya contamos con otros cinco socios fundadores”, afirmó. Se trata de Pan American Energy (PAE), Vista, Chevron, Shell y Pampa Energía. Resta saber qué sucederá con Pluspetrol, que se acaba de quedar con las áreas en Vaca Muerta que poseía ExxonMobil, tal como adelantó EconoJournal en exclusiva la semana pasada, y con Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, entre otras empresas.
Marín señaló en la AOG Patagonia que el Directorio de YPF aprobará el 14 de noviembre el VMOS.
Marín se involucró personalmente para intentar reencauzar una negociación con el resto de las petroleras que no avanzó con la velocidad deseada. En esa clave, a fines de septiembre operó sobre la línea gerencial de YPF para flexibilizar las condiciones de asociación que buscó imponer en un primer momento el equipo de directivos que estaban a cargo del proyecto.
Idas y vueltas
La estrategia original de YPF estipulaba una serie de cláusulas contractuales que varias petroleras no estuvieron dispuestas a aceptar. Entre esos prerrequisitos figuraba que la petrolera tendría la mayoría accionaria y el control del Directorio de la nueva sociedad que se creará para administrar el Vaca Muerta Sur, así como también algunos beneficios preferenciales para dirimir cuestiones operativas como por ejemplo, la potestad para asignar capacidad de transporte ociosa contratada por otro cargador o la posibilidad de contar con un despacho prioritario de crudo en favor de YPF en casos de contingencias climatológicas o de otra índole, según indicaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí.
“La alternativa de aceptar que YPF tenga el control accionario del Vaca Muerta Sur era inaceptable para nosotros. Hoy YPF es controlada por un gobierno de libre mercado como el de (Javier) Milei. Pero no sabemos qué pasará dentro de cuatro años”, admitieron en una compañía que produce petróleo en Vaca Muerta. La negociación vinculada a la gobernanza de la nueva sociedad controlante del VMOS, que a priori puede parecer una cuestión de segundo o tercer orden, se convirtió a lo largo de últimos ocho meses en un obstáculo difícil de ordenar para YPF.
Al constatar que las negociaciones no avanzaban en los tiempos previstos, en los últimos días de septiembre Marín pidió a la línea histórica de YPF que relaje algunas de los términos de asociatividad para facilitar el cierre de las tratativas con sus socios. La petrolera bajo control estatal accedió a tener cerca de un tercio del capital accionario de la nueva compañía que será propietaria de VMOS. “Se definió que cada socio fundador tendrá un porcentaje similar a la capacidad de transporte que contrate. Es posible que en una primera etapa se contraten entre 300.000 y 500.000 barriles”, explicaron allegados a YPF.
La apuesta de la empresa es empezar a rubricar los contratos de constitución de la sociedad una vez que consiga la aprobación del Directorio. Resta saber si se tratará de cartas de intención o de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés), de escaso poder vinculante, o de contratos en firme que implican un compromiso de inversiónefectivo por parte de los firmantes. «Aún tenemos que definir algunos puntos importantes. Creo que recién hacia fines del primer trimestre de 2025 estaremos en condiciones de tomar una decisión de inversión», indicó hace tres semanas el presidente de una de las principales petroleras del país.
Duplicar Plus: Oldelval incrementará su capacidad de transporte hasta los 86.000 m3/d en marzo de 2025.
Carrera contra el tiempo
La ampliación de los sistemas de transporte y evacuación de crudo desde Vaca Muerta es el principal cuello de botella que impidió un mayor crecimiento de la producción de petróleo desde los yacimientos no convencionales de la cuenca Neuquina. Si bien Oldelval, la compañía que opera la red de oleoductos hacia el Atlántico (conecta Neuquén con la terminal de despacho de Oiltankin Ebytem en Bahía Blanca), está finalizando la construcción del proyecto Duplicar Plus, que permitirá elevar su capacidad de transporte desde los 50.000 metros cúbicos diarios (m3/d) actuales hasta los 86.000 metros en marzo de 2025, las petroleras prevén que se requerirán nuevas ampliaciones en los próximos 24 meses.
En esa dirección, tres compañías —Pluspetrol, Shell y Vista— pidieron formalmente a mediados de año a Oldelval que explore alternativas en el plano técnico para sumar otros 24.000 m3/d a su capacidad de transporte. Por una cuestión regulatoria que se desprende del régimen de concesión fijada por la Secretaría de Energía, la empresa de midstream está obligado a estudiar ese requerimiento. En esa clave, Oldelval diseñó un proyecto para incorporar ese volumen con una serie de mejoras en los sistemas de bombeo de su red.
La iniciativa, que cuenta con el respaldo de la industria porque requiere de una baja inversión medida en en el costo por barril incremental de petróleo transportado, está a la espera de que YPF, que posee un 37% del capital social de Oldelval y controla de manera indirecta las votaciones en el directorio de la empresa, dé luz verde para avanzar. Antes de dar ese aval, sin embargo, Marín quiere que varios de sus socios de Oldelval —en especial PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa— confirmen su participación en el Vaca Muerta Sur. De ahí la importancia de lo que se defina en las próximas semanas.
Donald Trump volverá a ser el presidente de los Estados Unidos. El ex mandatario logró una victoria contundente sobre la candidata del Partido Demócrata, Kamala Harris, con resultados estatales que le garantizan al Partido Republicano recuperar el control del Senado. La película electoral aún no termina ya que faltan los resultados finales en algunos distritos, pero la fotografía de este miércoles por la mañana indica que Trump vuelve una vez más a la presidencia por su victoria en Pennsylvania, el segundo estado productor de gas natural de los EE.UU. y centro neurálgico de los bloqueos legales y políticos contra la construcción de nuevos gasoductos.
Las elecciones en Estados Unidos se rigen por el sistema de Colegio Electoral, en el que cada estado aporta al candidato ganador un número de delegados. El candidato del Partido Republicano superó el piso necesario de 270 delegados para alzarse con la victoria presidencial, cosechando hasta ahora unos 276 delegados. El estado de Pennsylvania, con los 19 delegados que aporta al ganador, volvió a jugar un papel clave; Trump ganó allí en 2016 y lo perdió en 2020. El ex presidente esta cosechando una diferencia de tres puntos sobre Harris con más del 95% de los votos escrutados.
«Esta es una magnífica victoria para el pueblo estadounidense que nos permitirá hacer que Estados Unidos vuelva a ser grande. Y además de haber ganado los estados disputados de Carolina del Norte, me encantan estos lugares. Georgia, Pennsylvania y Wisconsin. Ahora estamos ganando en Michigan, Arizona y Alaska, lo que nos daría como resultado al menos 315 votos electorales«, dijo Trump en su discurso de victoria.
Marcellus y su potencial bloqueado
Pennsylvania se transformó en los últimos 15 años en el segundo estado productor de gas natural de los EE.UU. gracias a la explotación en Marcellus, la principalformación de shale gas del país. No obstante, la producción se estancó los últimos cuatro años debido a los bloqueos políticos y legales a la construcción de nuevos gasoductos en los estados que conforman la región de Appalachia en el noreste.
Texas es el principal estado productor de gas, representando el 25% de la producción nacional en 2023, mientras que Pennsylvania lo secunda con el 17% de la producción. Pero Marcellus es la principal formación productora de gas del país si se suman las producciones en Ohio, West Virginia y Pennsylvania.
La oposición de grupos ambientalistas y de algunos estados a nuevos proyectos de gasoductos frenó el crecimiento de la producción y suministro de gas natural en la región de Appalachia, donde la producción de gas natural no ha aumentado desde finales de 2020.
Los resultados en los estados productores de hidrocarburos indican que las posiciones de Trump y Harris en materia de energía tuvieron alguna incidencia. El presidente electo apoya sin titubeos el crecimiento de la infraestructura y de la producción de hidrocarburos. En cambio, la candidata demócrata nunca encontró el equilibrio buscado entre respaldar la producción de hidrocarburos y mantener satisfecha a los sectores y donantes más ambientalistas que apoyan al partido.
Una parte de esa búsqueda fallida del Partido Demócrata se explica con una paradoja. El boom del shale gas comenzó con Barack Obama, quien además firmó el decreto que habilitó las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en EE.UU. Pero el partido nunca capitalizó la revolución del gas no convencional, al punto tal que la administración Biden decidió este año suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL.
El Departamento de Energía argumenta que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a otorgar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. La ley también indica que los criterios para definir el interés público deben ser actualizados. Trump dijo que le pondría fin a la pausa y reiniciaría las aprobaciones inmediatamente después de asumir el cargo.
La petrolera china Sinopec firmó un acuerdo con TotalEnergies que le proveerá gas natural licuado (GNL) durante 15 años, informa el portal de noticias económicas local Yicai.
El acuerdo, firmado en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), entrará en vigor en 2028, y garantiza una nueva fuente para el creciente consumo de esa fuente de energía en el país asiático.
En los tres primeros trimestres, China consumió un 9,5% más de gas natural licuado en términos interanuales, según cifras ofrecidas por Sinopec en su última cuenta de resultados.
TotalEnergies, tercer mayor suministrador de GNL del mundo, también renovó su acuerdo con la estatal china CNOOC el pasado mes de septiembre, prolongándolo cinco años más hasta 2034.
La firma francesa entrega actualmente unos 5 millones de toneladas de gas natural licuado cada año a China, el mayor importador del mundo.
El año pasado, el país asiático compró 71 millones de toneladas de LNG en el extranjero, y se espera que esa cifra aumente hasta 163 millones hacia 2040.
En el marco de la celebración por los 110 años de presencia ininterrumpida de Shell en la Argentina, la marca lanza la promoción “Autitos Coleccionables 2024”, para que toda la familia pueda disfrutar del regreso de una colección exclusiva de autitos coleccionables que combina la nostalgia con la innovación, ya que cuentan con la novedad de poder manejarlos vía bluetooth a través del celular. La acción, vigente a partir del 4 de noviembre, está disponible en todas estaciones de servicio Shell adheridas del país, según precisaron desde la compañía.
Los clientes que sumen 12.000 puntos Shell Box podrán canjearlos por cualquiera de los cuatro modelos exclusivos de la promoción: la Ferrari F1-75, el Hyundai Rally, el Mustang GT y un BMW Hybrid. También podrán acceder quienes canjeen 100 Puntos Shell Box + $32.900 o 4.000 Puntos Shell Box + $20.000.
Programa
Desde su lanzamiento, Shell Box, el programa de fidelidad de Shell, viene creciendo de manera sostenida enriqueciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas, promociones y beneficios en todo el país. Su experiencia 100% digital a través de la App e integral a través del DNI, permite que todos sus usuarios pertenecientes al programa, puedan acumular puntos de manera rápida y segura, acceder a descuentos exclusivos y canjear dichos puntos para vivir experiencias increíbles, destacaron desde Shell.
“Estamos muy expectantes y contentos de poder presentar esta propuesta pensada para toda la familia Shell y rendirle homenaje a la historia de los autitos que todos coleccionábamos en nuestra infancia, pero con un plus tecnológico que impacte en las nuevas generaciones”, expresó Carolina Wood, directora de Marketing de Raízen Argentina, la compañía licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.
Solplanet, una marca de AISWEI Technology Co., Ltd., fortalece sus negocios en el sector energético a nivel global. Con una oferta que incluye inversores monofásicos, trifásicos e híbridos, soluciones de monitorización intuitivas y cargadores inteligentes para vehículos eléctricos, la compañía está captando nuevos mercados.
La expansión de Solplanet en Latinoamérica no es casualidad, sino el resultado de una cuidadosa planificación y ejecución de su estrategia de negocios. Thomas Weile, International Business Development de Solplanet, señaló que la marca ha tenido presente desplegar su abanico de productos en la región desde sus inicios.
“Desde que se lanzó la marca Solplanet, las actividades de nuestra empresa se han ido extendiendo a lo largo y ancho del mundo, contando en la actualidad con una presencia en más de 40 países. El latinoamericano es uno de los continentes que Solplanet siempre ha tenido en su punto de mira», afirmó Weile.
Tras su éxito inicial en Brasil, Solplanet se estableció en 2023 en Chile, consolidando su posición plazas estratégicas de Sudamérica. Y va por más. Actualmente, la compañía está en pleno proceso de selección de aliados estratégicos en otros mercados de la región, según comentó el referente de desarrollo de negocios internacionales de la marca, tienen presente en estas instancias a Colombia, México, Perú, Argentina y Ecuador.
Mercados prometedores y metas ambiciosas
Solplanet ve en Latinoamérica un terreno fértil para la tecnología solar fotovoltaica, gracias a las condiciones climáticas favorables, la creciente necesidad energética y los incentivos gubernamentales.
“La gran mayoría de los países latinoamericanos disponen de las condiciones ideales para la implementación de la tecnología solar fotovoltaica, ya sea por sus horas de radiación solar, por simple necesidad o, por los subsidios que ofrecen los respectivos Gobiernos para fomentar esta tecnología”, consideró Thomas Weile.
En cuanto a las proyecciones para 2025, el referente empresario comentó a Energía Estratégica que prevé un importante aumento en sus cifras de negocios, impulsado por la introducción de una nueva gama de inversores ongrid trifásicos de 250 a 360 kW, destinados al segmento Utility. Este lanzamiento está previsto para 2025 y representa una oportunidad clave para la empresa de fortalecer su presencia en grandes proyectos industriales en la región.
“Auguramos un aumento significativo de nuestra cifra de negocios y de nuestro equipo humano en los próximos años”, añadió Weile.
Productos líderes en el mercado latinoamericano
La gama de productos que Solplanet ofrece en Latinoamérica es amplia y variada, adaptándose a las necesidades de cada mercado. La compañía ya ha presentado una variedad de inversores ongrid e híbridos, tanto monofásicos como trifásicos, junto con soluciones de recarga para vehículos eléctricos. De acuerdo con el portavoz de desarrollo de negocios internacionales de la empresa, uno de los productos que más éxito ha tenido en la región son los inversores ongrid de 1 a 110 kW, especialmente para instalaciones de autoconsumo.
Aquello no sería todo. Thomas Weile también destacó la popularidad de los inversores híbridos con sistemas de almacenamiento, debido a la creciente demanda de soluciones que permitan almacenar energía.
“Por su alto nivel de calidad, aunque también por la facilidad durante el proceso de instalación (puesta en marcha), en Latinoamérica han tenido mucho éxito nuestra gama de inversores ongrid (de 1 a 110 kW) para instalaciones de autoconsumo, así como los inversores híbridos con sus respectivos sistemas de almacenaje (de 3 a 12 kW)», explicó.
Además de la calidad de sus productos, Solplanet ha invertido en ofrecer un soporte técnico local en cada uno de los mercados en los que opera, lo que ha sido clave para su éxito. “Otro factor relevante que es alta y positivamente valorado por nuestros distribuidores e instaladores es el soporte técnico local que ofrecemos en cada uno de los mercados en los que estamos presentes, e incluso en aquellos en los que todavía no lo estamos”, afirmó Weile.
El gobierno de Javier Milei enfrenta diversos desafíos en lo que respecta al sistema eléctrico del país. En primer lugar, deberá atravesar los picos de consumo que se registrarán durante el verano con ayuda de su plan de contingencia. A su vez, a mediano y largo plazo también deberá analizar cómo se dinamizarán las diversas obras que existen para el desarrollo de líneas de alta tensión que se precisan puesto que el sistema se encuentra saturado. En el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming realizado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Flavia Royon, Juan José Aranguren y Julián Gadano debatieron sobre la gestión del gobierno, el impacto de los subsidios energéticos y analizaron cómo queda configurado el nuevo esquema luego de los cambios en la Secretaría de Energía.
Cambios en Energía
Gadano se refirió a la renuncia del ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y consideró que “había un interés por parte de Economía de coordinar más respecto a los objetivos de política macroeconómica. Veo una actitud pragmática en las autoridades del Ministerio de Economía y dentro de esa actitud se está tratando de buscar que todo vaya en línea con el objetivo inflacionario. El equipo energético no pudo llevar adelante las ideas que tenía. Eran ideas para un país ideal”.
Royon advirtió: “Ojo con enamorarse de decir ‘controlo la inflación’ y patear el problema para más adelante. Creo que la Secretaría tiene que estar muy alineada con el ministro de Economía para ser rápidos en la ejecución de medidas. Quedó en un gris sobre el cómo seguir. Se habló de la Canasta Básica Energética (CBE), pero no se avanzó. El decreto de la segmentación terminaba en diciembre del año pasado, pero eso era algo provisorio. No hubo una claridad en cómo se iba a implementar la CBE”.
Mercado desregulado
El objetivo del ex secretario de Energía era ir hacia un mercado desregulado y que haya libre contractualización entre generadores y distribuidores, que el Estado no tenga el rol de interventor. Sin embargo, en la práctica esta fue una medida de difícil aplicación. Aranguren planteó que hubo un problema de diseño organizacional.
“Si vos no nombras a los jugadores de tu equipo y te los pone otro es difícil. Cuando no está alineado el equipo hay inconvenientes. Esta administración en vez de resolver eso, puso un ministro coordinador de Energía y Minería porque a los secretarios los había puesto otro”, indicó el ex ministro de Energía.
Respecto a cómo sortear los picos de consumo del verano, Aranguren planteó que hay que pensar en cómo gestionar mejor la demanda y cómo cubrir un parque que está obsoleto.
El gobierno de Alberto Fernández había realizado en julio del año pasado una convocatoria con el objetivo de sumar 3340 megawatt (MW) de potencia térmica, la TerConf. La licitación se concretó en septiembre y en noviembre se adjudicaron los contratos, pero el gobierno de Milei anuló el proceso. El argumento fue que la adjudicación se había realizada a menos de un mes de la asunción del presidente Javier Milei, lo que resultaba llamativo y “un motivo más que suficiente para revisar el proceso llevado a cabo”.
Aranguren analizó este accionar y sostuvo: “Este gobierno se tomó varios meses para postergar la firma de los contratos hasta que en julio dictó la resolución 151/2024 para decir que los cancelaba. Y a los dos meses y medio sacó unaresolución sobre un plan de contingencia del verano. Es un poco loco”.
El ex ministro puntualizó que el tema estructural está en cómo gestionar la demanda. “No puede ser que la demanda en el pico aumente todos los años entre 900 y 1000 MW y la generación aumente 800, pero con un factor de carga de 45 porque la mayoría es del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER). Siempre le estamos corriendo de atrás. Hay que impulsar mecanismos para que esto no pase”, cuestionó.
¿Cómo resolver esta situación? Aranguren consideró que se debe tener y fomentar un consumo racional de la energía y que se necesita tener eficiencia energética. “Quieren dar una señal de una inflación a la baja y por lo tanto riesgo país a la baja, pero hay un límite porque ahora, probablemente, nos vamos a poner de sombrero el verano con la situación que tenemos”, aseveró.
Royon afirmó que desde las diferentes gestiones se hizo un esfuerzo por la eficiencia energética. No obstante, remarcó que las personas de bajos recursos no pueden cambiar sus electrodomésticos por algunos más eficientes, pero que hoy existe tecnología disponible que en la Argentina todavía no se está utilizando como los medidores inteligentes o las Smart grids, que serían un buen punto de partida.
Subsidios energéticos
Sobre cómo definir una tarifa que permita pagar esas tecnologías, la ex secretaria de Energía expresó: “Hasta que no baje la inflación y el riesgo país va a ser difícil ir a esquemas mucho más desregulados. Nuestra hoja de ruta era que el usuario del Nivel y la industria pagara el costo pleno, pero hoy los estamos subsidiando de nuevo. Hay una visión política sobre la intervención del Estado. Yo creo que este es un mercado de pocos jugadores, regulados, y que tiene que haber una posición del Estado y un cuidado hacia la gente. Yo no veo una Argentina sin subsidios energéticos”.
Gadano marcó que al comienzo de la gestión no hubo claridad de hacia dónde ir, pero que ahora sí. “El mercado energético necesitan ser administrado, tener reglas de juego claras de largo plazo si no va a ser difícil que vengan inversiones. Tenemos que pensar qué tipo de mercado queremos tener. Hay que ir a un sistema en el que no haya segmentos y que se subsidie a quienes no puedan pagar, pero teniendo eso muy definido. No subsidiar a la oferta, sino a la demanda”, consideró.
Aranguren indicó que hay que subsidiar a la demanda, pero no con un precio distinto, sino con el mismo precio y retribuyendo o pagándole en forma directa al que está demandando la energía con una tarjeta, de modo que los consumidores observen en la factura el costo de producir, transportar, distribuir la energía y que exista la posibilidad de que los consumidores cambien su perfil de consumo.
Problemas
Royon y Aranguren analizaron cuáles son los desafíos para establecer políticas de subsidios y determinar a qué sectores otorgárselos. En base a esto, marcaron que uno de los principales obstáculos para poder diseñar una estrategia eficiente es que las bases de datos son inconsistentes.
“En la Argentina tenemos una economía informal. Es difícil ser consistente. El control es complejo. Lo hablé con Rodríguez Chirillo cuando hicimos la transición porque la CBE como concepto me parecía correcta, pero no veía que sea implementable por los problemas que nosotros tuvimos. Es difícil lograr darle esa plata a la gente y que la use para pagar la factura. Para mí era eficiente tener un precio diferencial. La segmentación fue exitosa, pero era temporal. Tenía que terminar e ir a un esquema más consistente. Para mí, deberíamos ampliar la tarifa social, acordar con las provincias”, aseguró Royon.
Gadano consideró que “no puede ser que el 65% de la población argentina reciba algún tipo de subsidio. Estamos mal económicamente pero no somos un país del África subsahariana. Hay gente que está recibiendo subsidios cuando no los necesita. Hay que ir a un sistema en el que el que reciba subsidios esté por debajo de la línea de pobreza de acuerdo a algún indicador objetivo que defina eso”.
Plan de contingencia para el verano
El plan que preparó el gobierno para el pico de consumo que se va a registrar durante los meses de verano se basa en tres medidas centrales. El gobierno pagará una remuneración adicional a las empresas generadoras que garanticen la disponibilidad de máquinas viejas, que suelen estar fuera de servicio. Además, reconocerá una bonificación económica a grandes industrias que dejen de consumir energía en días de mucho consumo domiciliario. Al mismo tiempo, se instalarán unidades móviles de generación en las redes de Edenor y Edesur.
Aranguren realizó un repaso sobre este plan y concluyó que la solución no es seguir manteniendo máquinas obsoletas. “El gobierno está ofreciendo pagar por el no consumo a los GUMA. Esto es un error serio y tiene un impacto en la economía. Normalmente se negocia con las empresas de que hagan paradas de planta en los períodos de mayor demanda. Entre las fiestas y la segunda semana de febrero. Pero no pagándola. Esto se presta a mucho juego y corrupción. Necesitamos tener más capacidad de transporte”, afirmó.
¿Por qué cuesta hacer obras de transporte?
En el debate, Gadano, Royon y Aranguren abordaron las diferentes cuestiones que impiden que en la Argentina se materialicen las diferentes obras de transporte del sistema eléctrico.
“En la Argentina es difícil por el tema macroeconómico, se piensa en cómo repagar la línea. No todas las líneas son iguales. Tenemos un país muy vasto y con baja densidad poblacional, entonces hay líneas que no las puede pagar la demanda. Yo no veo un estado ausente en la expansión del sistema de transporte. Nosotros detallamos las obras que habría que hacer e hicimos el llamado de manifestaciones de interés a privados. Había mucho interés sobre dos líneas. Una creo que se va a hacer íntegramente con aportes privados”, mencionó Royon.
Respecto al financiamiento, Aranguren dijo que el Estado debe resolver la macro para que pueda ingresar capital. “El estado tiene la capacidad de elaborar, vía Cammesa, cuáles son los nodos críticos. El problema es de dónde va a sacar el dinero, salvo que consiga de organismos multilaterales – que hay disponibilidad-por ejemplo, el Banco Mundial o el BID”.
El ex funcionario de la gestión de Cambiemos también expuso que en países grandes como la Argentina, que es el caso de Australia, el 10% de la energía residencial es distribuida (el tipo de generación se conecta a la red de distribución de energía eléctrica y que se encuentra instalada en puntos cercanos al consumo) y que en nuestro país no representa un porcentaje significativo, que sólo hay 30 megas.
“Hoy por los costos de la Argentina, el impuesto PAIS, a ese tipo de generación la repagas en cinco años y medio, pero con una economía ordenada se puede hacer el repago en cuatro años, y eso no solamente resuelve un problema de generación, sino que también te permite evitar o postergar inversiones en transporte porque género donde consumo. Pero las distribuidoras no están contentas con eso, por eso quieren establecer mecanismos de net billing (comprarle al usuario a una tarifa más baja de la que el usuario le compra a la distribuidora) en vez de net mettering (se le descuenta al usuario los kilowatts generados de los que consumió) para cobrar algo distinto”, remarcó Aranguren.
Por último, Gadano expresó que “el sistema de transporte es un problema mundial. La Argentina tiene un problema más profundo que el resto del mundo vinculado a factores locales. Hace años que no se invierte en transporte. Esto va a ser difícil si el Estado no aparece. Va a tener que tener claro que tiene que encontrar un mecanismo para invertir en infraestructura y después recuperarlo”.
M4S, empresa de ingeniería, suministro y construcción del sector energético, continúa con la ejecución de proyectos de energía solar fotovoltaica en Perú, abarcando desde instalaciones pequeñas de 10 kW hasta medianas de 10 MW.
En miras al 2025, José Armando Gastelo-Roque, Business Development Manager de M4S, anticipó que están preparando la ampliación de algunos de sus proyectos más emblemáticos, entre ellos una microrred y una planta fotovoltaica ubicada en gran altitud.
En exclusiva para Energía Estratégica, Gastelo-Roque comentó que la empresa ya está evaluando proveedores de equipos, especialmente en lo relacionado con inversores para las nuevas fases de sus proyectos.
«Estamos evaluando algunos proveedores de los equipos, principalmente a nivel de electrónica de potencia», aseguró.
Uno de los proyectos clave es una microrred instalada en un ecoparque sostenible gestionado por la empresa Ambipar, un grupo brasileño especializado en valorización de residuos.
La microrred, que ha cumplido su primer año de operación, está compuesta por 50 kW de capacidad solar y baterías de 150 kWh, lo que ha permitido cubrir las necesidades energéticas del ecoparque sin depender de combustibles fósiles.
De acuerdo con Gastelo-Roque, M4S ya está trabajando en la ampliación de esta instalación, con planes para llevar la capacidad a 4 MW en su próxima fase.
El segundo proyecto destacado es un sistema fotovoltaico ubicado a casi 5.000 metros sobre el nivel del mar. «Este es el sistema más alto de Perú y probablemente esté en el top 100 de los más altos del mundo», consideró el gerente de desarrollo de negocios de la compañía.
Actualmente, este proyecto tiene una capacidad de 600 kW, pero ya se están evaluando los resultados para su expansión a 3 MW el próximo año.
A pesar de las limitaciones por la altitud, el equipo de M4S ha logrado construirlo en casi dos meses y medio, y reducir de manera rápida y significativa los costos de energía para el cliente, disminuyendo el uso de diésel en una zona donde el costo de transportar el combustible y generar energía puede ser extremadamente elevado. «Generar con solar puede costar 50 dólares por mes, mientras que con diésel es aproximadamente 400 dólares», detalló el especialista.
A lo largo de los próximos seis meses, se evaluará el rendimiento de la planta para determinar si se mantienen los mismos proveedores y equipos en la siguiente fase o si será necesario buscar nuevas alternativas.
«Hemos utilizado inversores Huawei porque aseguran su funcionamiento a más de 5.000 metros, y paneles Trina de 700 W, que son bifaciales de última generación», explicó Gastelo-Roque.
Estos dos proyectos no solo representan avances técnicos importantes para M4S, sino que también reflejan la apuesta de la empresa por soluciones energéticas sostenibles y eficientes en entornos desafiantes. Experiencias que podrán replicar y escalar para atender la demanda de industriales principalmente en el sector de minería, valorización de residuos y oil & gas.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha publicado hoy su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de agosto 2024. Este informe ofrece un análisis detallado de las tendencias energéticas en la región lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.
La inflación energética mensual retoma la tendencia decreciente iniciada en febrero de este año, con un descenso del 30% con respecto a julio, debido principalmente a la caída del precio de petróleo de un 7% entre julio y agosto. En términos generales, de los 20 países analizados 12 presentan una caída en el indicador de inflación energética.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.
La inflación energética anual de América Latina y el Caribe, en agosto de 2024 (respecto a agosto de 2023) fue de 3.36%, experimentando la mayor caída desde inicios del 2024.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.
Por su parte, en los países de la OCDE, la inflación energética cayó significativamente desde un 3.30% en julio hasta un -0.13% en agosto, mientras que la inflación total anual experimenta el mismo comportamiento de caída, pero en menor proporción desde un 5.4% en julio a un 4.7% en agosto. En términos general, 31 países de la OCDE disminuyen en el indicador de inflación energética.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE e información publicada por OCDE.
El organismo regulador rechazó el recurso de reposición de Cox Energía contra anterior Resolución que denegó solicitud de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, reemplazo de proyecto, autorización de suministro de respaldo temporal, apertura de procedimiento de revisión de precio y, subsidiariamente, terminación anticipada por fuerza mayor.
Adicionalmente, la CNE respondió a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que estas solicitaran ante la Comisión el término anticipado de los contratos de Copihue Energía.
Contrato Cox Energía
La CNE emitió la Resolución Exenta N°576, de 30 de octubre de 2024, que rechaza el recurso de reposición interpuesto por la empresa Cox Energía SpA, adjudicataria de la Licitación 2017/01 por 140 GWh al año, en contra de la Resolución Exenta CNE N°401/2024, que deniega solicitudes de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, de reemplazo de proyecto, de autorización de suministro de respaldo temporal, de apertura de procedimiento de revisión de precio de contrato y, subsidiariamente, en caso de denegarse lo anterior, de terminación anticipada de contrato por fuerza mayor.
En el análisis de la reposición la CNE señala que los eventos alegados por el suministrador como fuerza mayor, y que justificarían las pretensiones de este último, no tienen dicho carácter. En consecuencia, la CNE, haciendo un análisis pormenorizado de los antecedentes de hecho y de derecho esgrimidos por el suministrador, ha estimado que corresponde la denegación de lo solicitado por este.
Es relevante indicar que, respecto del procedimiento de revisión de precios establecido en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos, la resolución emitida por la CNE ha sido enfática en señalar que el derecho de solicitar su activación no puede ser ejercido por un suministrador que se encuentra incumpliendo su obligación de suministro desde el 1 de enero de 2024.
Con el pronunciamiento de la CNE y no existiendo recursos pendientes de resolución, corresponderá que las empresas distribuidoras soliciten el término anticipado del contrato por incumplimiento de las obligaciones del mismo.
Contrato Copihue Energía
Mediante Oficio Ordinario N°756, de 2024, la Comisión Nacional de Energía comunicó a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que éstas solicitaran la aprobación del término anticipado de los contratos de Copihue Energía, adjudicataria de la Licitación 2015/01 por 286 GWh al año y filial del Grupo Mainstream Renewable Power Chile.
Lo anterior, por cuanto dichas empresas habían comunicado a la CNE el incumplimiento por parte de la empresa generadora, solicitando pronunciamiento respecto del término anticipado del contrato.
Este caso comenzó en junio del año pasado, cuando la empresa generadora informó al Coordinador Eléctrico Nacional que se veía imposibilitada de cumplir sus obligaciones de pago resultantes de los balances que elabora dicho ente, por lo que este último dispuso el cobro de la garantía entregada por Copihue Energía para participar en el Mercado de Corto Plazo, suspendiendo a la empresa de esta instancia, fecha desde la cual se encuentra en incumplimiento de la obligación contractual de suministro con las empresas distribuidoras.
Con la respuesta de la CNE, se espera que las empresas distribuidoras inicien formalmente el proceso de término anticipado del contrato con Copihue Energía.
Cabe señalar que, a la fecha, las empresas distribuidoras ejecutaron las respectivas garantías de fiel cumplimiento de los contratos, por un total de UF 85.801.
Contrato Energía Renovable Verano Tres
Por su parte, el pronunciamiento de la CNE a un requerimiento presentado por Empresas Eléctricas A.G. señaló que se configuraban también las condiciones para el término anticipado del contrato de Energía Renovable Verano Tres, adjudicataria de 540 GWh al año en la Licitación 2017/01, por los mismos motivos de incumplimiento de proporcionar el suministro según los términos del contrato.
De esta manera, dicho contrato también se encontraría próximamente en condiciones de aprobarse su término anticipado, una vez sea ingresada a la CNE la solicitud por parte de las empresas distribuidoras.
Situación Parque Eólico San Andrés
Adicionalmente, cabe señalar que previamente, en agosto del presente año, la CNE aprobó el término anticipado del contrato del suministrador Parque Eólico San Andrés, adjudicatario de la Licitación 2021/01 con 273 GWh-año e inicio de suministro en 2026, de conformidad a lo establecido en el artículo 135 ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Dicha disposición legal habilita al suministrador a solicitar el término de contrato en caso de que, por causas inimputables al suministrador, su proyecto de generación enfrente condiciones que le tornaran inviable su construcción.
Efecto en tarifas
El efecto del término de los contratos de Copihue Energía, Energía Renovable Verano Tres y Cox Energía, en una cuenta eléctrica residencial tipo representa un alza de aproximadamente 1,1%, debido a que tales contratos contaban con un precio menor al promedio de los contratos vigentes. No obstante, puesto que los suministradores de dichos contratos ya se encontraban incumpliendo con su obligación de suministro, siendo cubiertos por los restantes contratos, el efecto en tarifa ya se encontraba en la práctica siendo trasladado a los clientes por medio de reliquidaciones del precio de la energía, en particular, en la contabilización de saldos del mecanismo de estabilización de precios.
Los mencionados contratos tienen involucradas boletas de garantía previamente presentadas por un monto total aproximado de 22.800 millones de pesos, las cuales van en beneficios de los clientes regulados, por medio de descuentos en la cuenta de electricidad, en caso de ser cobradas por término anticipado del contrato por incumplimiento contractual.
Ciudad de México, Octubre de 2024 – El Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), una de las instituciones más respetadas en el ámbito de la energía solar en México, ha publicado su informe anual sobre la industria de generación solar distribuida. Este reporte, basado en una muestra representativa de 46,000 contratos activos hasta julio de 2024, ofrece un análisis confiable y detallado del mercado mexicano, proporcionando datos fundamentales para la toma de decisiones informadas en el sector.
En esta edición, Growatt se destacó como la marca líder en el mercado mexicano de inversores solares. Según el reporte, Growatt ocupa el primer lugar en la categoría «Top of Mind», que refleja qué marca piensan los consumidores primero cuando se les pregunta por los mejores inversores solares, con una participación del 33.33%. Además, en términos de «Share of Mind», que mide cuántos consumidores conocen la marca cuando se les menciona, Growatt alcanzó un 88%, consolidándose como la opción preferida en el mercado.
El éxito de Growatt en México es un claro reflejo de su compromiso con la innovación, la calidad y el servicio al cliente. Los inversores de Growatt han sido reconocidos no solo por su eficiencia y fiabilidad, sino también por ofrecer el mejor servicio postventa, lo que ha fortalecido la confianza de los usuarios en sus productos. Este posicionamiento muestra el esfuerzo constante de Growatt por entender y satisfacer las necesidades específicas del mercado mexicano, destacándose como un aliado estratégico en la transición hacia energías renovables.
Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, expresó: “México y el mercado latinoamericano en general son de gran importancia para nosotros. Estamos comprometidos en proporcionar soluciones de energía limpia y accesible que ayuden a las comunidades a aprovechar el poder del sol. Seguiremos invirtiendo en innovación y en mejorar nuestros servicios para ofrecer a nuestros clientes en esta región los mejores productos y la atención que merecen. Nuestro objetivo es apoyar el crecimiento de la generación distribuida y contribuir al desarrollo sustentable en América Latina”.
Growatt reafirma su compromiso con el mercado mexicano y latinoamericano, impulsando la adopción de energía solar a través de soluciones tecnológicas avanzadas y un enfoque centrado en el cliente.
Estableciendo un nuevo estándar para la industria del almacenamiento energético global, Trina Storage se convirtió en la primera empresa del rubro en obtener la primera certificación UL Verified Mark del mundo por el rendimiento térmico de sus contenedores de almacenamiento de energía refrigerados por líquido, emitida por UL Solutions, la autoridad de certificación de seguridad reconocida mundialmente. Este galardón destaca la capacidad de innovación de la unidad de almacenamiento del gigante chino Trinasolar y el reconocimiento mundial de la calidad en su portafolio de productos en el sector.
UL Solutions realizó pruebas exhaustivas en los contenedores refrigerados por líquido de Trina Storage, evaluando factores como la precisión del control de temperatura, la eficiencia del intercambio de calor, la estabilidad del sistema y la durabilidad. Los contenedores bajo el dominio de Trinasolar sobresalieron en todas las pruebas, mostrando una eficiencia y estabilidad excepcionales incluso en condiciones extremas.
Al aprovechar la tecnología de refrigeración líquida de vanguardia, se descubrió que los contenedores refrigerados por líquido Elementa gestionan eficazmente la generación de calor durante las operaciones de almacenamiento de energía, lo que garantiza un rendimiento estable y seguro de la batería para proyectos a gran escala en diversas condiciones y locaciones.
En términos de implementación tecnológica, la unidad especializada en BESS integra características de diseño avanzadas en su producto estrella, Elementa 2, que incluyen enfriadores multimodales, estructuras de transferencia y conducción de calor, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura.
Los sensores de temperatura NTC (coeficiente de temperatura negativo, en español) están estratégicamente ubicados en toda la superficie de la celda de la batería, lo que garantiza una monitorización de temperatura completa y precisa. Durante la verificación del rendimiento del control de temperatura, las temperaturas de la superficie de la batería se monitorizaron durante las fases de carga, descarga y reposo. La monitorización en tiempo real de estos procesos reveló una variación de temperatura inferior a 2,5 °C, lo que permite lograr una temperatura de compartimento constante y la estabilidad térmica del sistema.
Además, se observó que la tecnología de gestión térmica demostró un rendimiento excepcional en la uniformidad del flujo de la tubería y la consistencia de la placa de refrigeración líquida, y todos los resultados de las pruebas cumplieron con los estándares de diseño. En comparación con los métodos de refrigeración tradicionales, la estrategia de gestión térmica de la unidad de negocios de Trinasolar extiende el ciclo de vida de las celdas en un 10 %, lo que proporciona una sólida garantía para la estabilidad a largo plazo de los sistemas de almacenamiento de energía.
La certificación “Verified Mark” (Marca Verificada, en español) otorgada por primera vez en el mundo a Trina Storage se concedió después de los estrictos procesos de prueba y verificación de UL Solutions, lo que garantiza la autenticidad y fiabilidad del rendimiento del control de temperatura de los contenedores refrigerados por líquido diseñados por Trinasolar.
Al respecto, Vicente Walker, gerente de desarrollo de negocios de Trina Storage de Latinoamérica y el Caribe, señala: “Trina Storage prioriza la innovación tecnológica y la fiabilidad de los productos, con múltiples productos certificados por UL. Esta última verificación del rendimiento del control de temperatura subraya aún más nuestra experiencia y dedicación por mantener altos estándares en la tecnología de almacenamiento que día a día seguimos innovando”.
En 2024, Trinasolar ubicó una sede de negocios de Trina Storage en Chile, con el fin de abrir más puertas en el mercado del almacenamiento energético de Latinoamérica y el Caribe. Actualmente, la unidad se ha posicionado como un líder regional y mundial en productos y soluciones de almacenamiento de energía, dedicándose a transformar la forma en que se proporciona energía y a ofrecer soluciones de almacenamiento de energía compartidas a escala de red, proyectos de carga integradas de almacenamiento solar y parques industriales con cero emisiones netas, entre otros.
En el futuro, Trina Storage continuará adhiriéndose a una filosofía de desarrollo impulsada por la innovación, explorando y desarrollando constantemente soluciones de almacenamiento de energía más eficientes.
Las instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, FMO, FinDev y Proparco, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de U$S 100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.
Actúa como organizador principal FMO, de los Países Bajos, que aportó U$S 30 millones, en tanto que FinDev Canadá, institución canadiense de financiación del desarrollo, y Proparco, filial del Grupo Agence Française de Développement (Grupo AFD), aportaron como prestamistas a esta operación U$S 40 y U$S 30 millones, respectivamente.
Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.
Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), abasteciendo a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.
Genneia se ha asegurado un financiamiento de U$S 100 millones a diez años gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, de quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segundo préstamo, y Proparco, en su primera alianza con la compañía.
Este respaldo refleja el compromiso de estos bancos con el desarrollo sostenible, alineándose con los proyectos solares de Genneia y su contribución a la transición hacia una matriz energética limpia y renovable, se indicó.
Con motivo de la firma del acuerdo se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas, y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad.
Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia.
Asimismo, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.
Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, expresó: “Estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo Genneia, mediante financiamiento sostenido, y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, aportando a la transición energética renovable de Argentina”.
Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá, afirmó “Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables”. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación “añadió.
Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, dijo: “En Proparco estamos encantados de apoyar a Genneia, un actor líder en Argentina comprometido con la transición ecológica del país, junto a FMO y FinDev Canada”.
“Contribuir a aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta”.
“Esta transacción, que fortalece la presencia de Proparco en el sector de energías renovables en Argentina, también es una oportunidad para reforzar la cooperación de Proparco con FMO y FinDev Canada”. agregó.
Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia”.
“El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina”, agregó.
El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.
El 2X Challenge se alinea con el compromiso de Genneia de fortalecer sus prácticas de inclusión de género, donde la igualdad de oportunidades se erige como uno de sus objetivos principales. A través de esta sinergia, la compañía no solo reafirma su compromiso con la equidad, sino que también contribuye a crear un entorno más inclusivo y sostenible, se destacó.
Las tecnologías bajas en carbono suministran en la actualidad un 42% más de energía primaria (32 exajulios) que en 2015, el año del Acuerdo de París, principalmente gracias a factores impulsados por la oferta. No obstante, la demanda de hidrocarburos también creció en 31 exajulios durante este periodo. Frente a este escenario, un nuevo estudio de la consultora Boston Consulting Group (BCG), titulado Turbocharging the Energy Transition by Boosting Customer Demand: Shifting from Should to Want, advierte que abordar tanto la demanda como la oferta, colocando al cliente en el centro de las nuevas soluciones de energía sostenible, podría acelerar significativamente la transición energética.
El análisis plantea que las transiciones centradas en el cliente pueden avanzar entre dos y cinco veces más rápido que las impulsadas exclusivamente por la oferta, y tener, a su vez, un impacto más duradero.
Impacto
El estudio revela que las transiciones centradas en los usuarios pueden tener un impacto en tres sectores clave: los edificios residenciales y comerciales, incluidos los centros de datos; la mayoría de las áreas del transporte; y la industria. Esto es así porque dichos sectores representan el 60% de la demanda energética global y un tercio de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Al mismo tiempo, se benefician de tecnologías ya escalables, políticas gubernamentales e incentivos establecidos, y cuentan con un camino claro para desarrollar productos y servicios atractivos para los consumidores. Algunos ejemplos de esto son los paneles solares fotovoltaicos en India, los vehículos eléctricos en la Unión Europea y Estados Unidos, y las bombas de calor en Europa, los que podrían reducir las emisiones globales relacionadas con la energía en 1.5 gigatoneladas de CO2 equivalente.
En diálogo con EconoJournal, Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG, analizó el escenario y remarcó que los clientes esperan productos y servicios cada vez más sostenibles, pero que buscan ofertas atractivas que traduzcan su compromiso en acciones. También que, para aprovechar esta demanda, las empresas están creando productos y servicios que no solo son sostenibles, sino que también son competitivos en costos.
—¿Cómo cree que las acciones impulsadas en Estados Unidos o en la Unión Europea se podrían replicar en la Argentina teniendo en cuenta en contexto macroeconómico? ¿Cree que sería posible implementar e incentivar iniciativas similares en el corto plazo?
–El contexto macroeconómico de la Argentina ciertamente influye en la velocidad de adopción de productos y servicios sostenibles, con un punto de partida más rezagado y prioridades orientadas hacia la estabilización económica. Aunque el impulso de una transición energética acelerada no es una prioridad inmediata a nivel gubernamental, el sector privado puede liderar la implementación de soluciones específicas como los paneles solares para hogares, donde los beneficios son más claros, como la estabilización de costos, ventas de excesos de energía y la confiabilidad ante cortes. Si bien la adopción de vehículos eléctricos puede ser más compleja en el corto plazo (aún hay mucho que recorrer en términos de hábitos y desarrollo de infraestructura), avanzar en la generación distribuida a través de incentivos y regulaciones claras sí parece factible en el mediano plazo, aunque con impactos moderados en términos de reducción de emisiones.
—¿Cómo lograr productos y servicios que sean más sostenibles y elegidos, por ello, por los clientes? ¿En qué cree que podrían trabajar las empresas para crearlos y que sean competitivos?
–Las empresas deben profundizar su conocimiento de las necesidades de los clientes y ofrecer productos que no solo sean sostenibles, sino también altamente competitivos en costos y desempeño, apostando a la innovación (desde el producto, la experiencia, los servicios adicionales). Como se observó en el caso de los paneles solares en India, las empresas pueden colaborar entre sí para construir una narrativa sólida en torno a los beneficios de rendimiento y costos. Algunas estrategias clave incluyen:
Enfocarse en el costo total de propiedad (TCO) y ofrecer predictibilidad en precios para mitigar la volatilidad.
Mostrar características que alineen la flexibilidad y resiliencia con las necesidades del cliente.
Facilitar una experiencia de usuario sencilla, con una instalación sin complicaciones y comunicación clara.
Construir marcas ligadas a la sostenibilidad, incrementando los atributos positivos.
La colaboración con el sector público también es crucial para acelerar la competitividad en costos, mediante la creación de un entorno regulatorio que fomente la innovación y la adopción de tecnologías sostenibles.
Países en desarrollo y con dificultades económicas
En el análisis de la consultora se exhibe que en países en desarrollo y con dificultades económicas que afectan a gran parte de la población, como la Argentina, el aumento en la demanda de productos y servicios sostenibles podría tardar más en materializarse, dado que el punto de partida está significativamente más rezagado. A su vez, se señala que para que los consumidores argentinos adopten estas alternativas, es fundamental que las soluciones sostenibles sean competitivas en costos antes de observar un cambio significativo en los hábitos de compra, y que la preocupación por el medio ambiente se traduzca efectivamente en decisiones de consumo.
—¿Cómo se podría aprovechar el potencial que tiene la Argentina en cuanto a recursos para impulsar la transición energética centrada en el cliente y lograr un impacto positivo respecto a reducción de emisiones, de Gases de Efecto Invernadero (GEI)?
–La Argentina tiene un enorme potencial en cuanto a recursos naturales para impulsar una transición energética centrada en el cliente. Mientras que el desarrollo de Vaca Muerta continúa posicionando al país en el ámbito global de la energía (con un rol exportador), también es posible comenzar una adopción gradual de tecnologías más sostenibles, impulsada por marcos regulatorios claros y programas de incentivos para los consumidores. Facilitar el acceso a financiamiento para la compra de productos como paneles solares o vehículos eléctricos, junto con iniciativas educativas y comunicacionales que aumenten la conciencia sobre los beneficios de estas soluciones, puede ayudar que la transición sea más accesible y efectiva.
Pasos a seguir
De Lella advirtió que en el país la penetración de paneles solares en los hogares es muy baja, a pesar del alto potencial y que cambiar esta situación requiere incentivos y políticas regulatorias claras. En ese sentido, destacó que algunos programas (como los de generación distribuida en provincias como Santa Fe y Mendoza), han mostrado avances, aunque es necesario seguir mejorando el acceso a subsidios, facilidades de financiamiento, la posibilidad de vender el excedente de energía a tarifas atractivas, y procesos de permisos más ágiles.
—¿Cómo se podría lograr eso? ¿Qué primeros pasos se deberían dar para impulsar el crecimiento del sector y adopción de este tipo de energías?
–Para mejorar la adopción de paneles solares en Argentina, es necesario trabajar en varios frentes, pero es importante reconocer que los resultados no serán inmediatos. Como se ha visto en casos de éxito de otros países como India, el sector privado debe fomentar el diálogo con el sector público para asegurar la implementación de tarifas atractivas para la venta de excedentes de energía y para simplificar los permisos.
Además, es crucial facilitar el acceso a financiamiento a través de programas específicos. A medida que se estabilice el contexto macroeconómico en el país, el enfoque en políticas públicas de transición energética podrá incrementarse, y existen para ellos muchas herramientas implementadas exitosamente a nivel internacional como precios al carbono, financiamiento o subsidios directos temporales, fijación de metas y estándares, entre otros. Los subsidios, sin embargo, deberían mantenerse solo de manera transitoria, hasta que se alcance una masa crítica de adopción.
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
Esta obra ejecutada por Energía Argentina permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de m3 de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.
De esta manera, Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región.
“Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar. Hemos venido para celebrar una obra de esta envergadura, que empezó y terminó en tiempo récord el gobierno de Milei”, señaló el jefe de Gabinete, Guillermo Francos.
Por su parte, el ministro de Economía destacó: “Desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei, el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado. En febrero de este año, por decisión del Gobierno Nacional, se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán.
En esa línea, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora indicó: “Y cuando hablamos de los números, este gasoducto, hablando desde Córdoba, porque hablar desde Córdoba es, por supuesto, bajarle el nivel, porque este gasoducto representa mucho para el argentino. Mucho más que para Córdoba también. Pero para los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia a veces en esas coyunturas que teníamos, y aparte salir para nosotros de algo que todos sabemos que Bolivia ya no va a ser en un par de años tal vez un proveedor fiable, sino que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, con lo cual podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo con Bolivia, sino con Brasil”.
Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint: “Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.
“Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Energía Argentina (ENARSA); el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF. Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
El Gobierno de Javier Milei formalizó este lunes los nuevos aumentos que sufren las tarifas de luz y gas desde el 1° de noviembre. La electricidad se incrementará 2,5%, mientras que el gas lo hará en 2,7%, según quedó establecido a través del Boletín Oficial.
En ambos casos, las subas estarían por debajo de la inflación esperada con el fin de no meter presión en los precios. Sin embargo, el precio final dependerá de los niveles de consumo de cada caso y de la categoría del usuario.
“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”, reflejan las resoluciones 905/2024 y 906/2024, correspondientes a Edenor y Edesur, respectivamente.
Los documentos, firmados por Darío Arrué, expresan también que “el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6%”.
Todo esto, porque para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, después de postergarla en los meses de mayo, junio y julio, respectivamente.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto Nº 465 de fecha 27 de mayo de 2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se indicó en los considerandos.
En paralelo, se estableció que a partir de las 0 horas del 1 de noviembre de 2024, el valor de la tarifa media asciende a 109,753 $/kWh y se aprobaron las tarifas de usuarios residenciales que se deberán aplicar a los clubes de barrio y del pueblo que integran un listado confeccionado por el Ministerio de Turismo y Deportes, y entidades de bien público.
Suba en el gas
Por su parte, la Resolución 737/2024 del Ente Regulador del Gas aprobó los cuatros tarifarios a aplicar por Metrogas que comenzarán a regir desde este lunes.
El incremento de 2,7% se compone del precio del gas en sí (denominado PIST), que se incrementa a la par del dólar oficial, y los cargos de transporte y distribución (VAD o valor agregado de distribución), que subirán 3,5%.
“Para el caso de que la entrada en vigencia de la presente Resolución se produzca durante el transcurso de un período de facturación, será de aplicación lo dispuesto en el Punto 14 (k) del Reglamento de Servicio de Distribución, aprobado por Decreto N° 2255/92 (T.O. Resolución ENARGAS N° I-4313/17 y sus modificatorias)”, aclaró el documento.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, estableció los precios mínimos de adquisición del biodiesel y del bioetanol para su mezcla obligatoria con combustibles fósiles durante noviembre de 2024, mediante las resoluciones 16/2024 y 17/2024.
Según la Resolución 16/2024, el precio del biodiesel se fijó en $1.023.649 por tonelada. Esta normativa, vigente desde su publicación en el Boletín Oficial, establece un plazo de pago de hasta siete días corridos a partir de la fecha de la factura correspondiente.
Por su parte, la Resolución 17/2024 determinó los precios del bioetanol: $683,305 por litro para el bioetanol a base de caña de azúcar y $626,273 por litro para el de maíz. Ambos precios regirán hasta que sean reemplazados por nuevos valores. El pago de estas operaciones deberá realizarse en un máximo de 30 días corridos desde la emisión de la factura.
Estas medidas buscan ajustar los precios a los costos reales de producción y prevenir distorsiones en los precios del combustible, en línea con la Ley N° 27.640.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación fue sede de la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.
Participaron representantes de esa área en conjunto con Jefatura de Gabinete, CAMMESA, ENRE, las asociaciones ATEERA, AGEERA y AGUEERA y las empresas distribuidoras Edesur y Edenor.
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.
La Fundación Encuentro calculó que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas de la época de más calor del año en Argentina, más del doble de lo que estimó el Gobierno de Javier Milei.
De cara a un verano en el que se espera, según el Servicio Meteorológico Nacional, que la provincia de Buenos Aires sea la que más “sufra” el calor, ahora un informe de la fundación vinculada a Sergio Massa aseguró que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas en el inicio del 2025, pero que los problemas se podrían repetir en 2026 y 2027. Cabe destacar que la administración libertaria estimó que el faltante para este verano será de 1.000 MW.
Alcanzar una oferta de “31.771 MW sería un escenario realizable como está el sistema de transmisión hoy pero que no ocurrirá porque los países vecinos tendrán oferta limitada para exportar por probables sequías y altas temperaturas en sus países, a lo que se suma la indisponibilidad de Atucha I hasta 2027”, indicó el informe.
EL VERANO LLEGA CON AJUSTES. Este verano, Argentina enfrentará un grave déficit energético: faltarán 2,500 MW para cubrir la demanda eléctrica proyectada. #Energía#Verano2025#crisisenergetica
En esta misma línea, planteó que “este verano el Gasoducto Néstor Kirchner operará a la mitad de su capacidad disponible por dos motivos”. Pero los problemas, podrían extenderse a los meses de calor de los próximos años: 2026 y 2027.
Como parámetro de análisis, el faltante de 2.500 MW para cubrir el pico equivale al consumo promedio de 3.125.000 hogares de cualquier parte del país en la franja horario de alto consumo en verano de 14 horas a 24 horas durante olas de calor. Aunque también podría ser el equivalente al 100% del consumo total de potencia declarada por los Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (todo tipo de industrias, shoppings, aeropuertos, mineras, etcétera), que compran directo a CAMMESA.
Por un lado, el informe señaló que “cuando se realizó la masiva instalación de parques eólicos y solares entre 2016 y 2019 mediante la monetización de contratos muy rentables no se previeron y realizaron las obras de transmisión (líneas eléctricas y estaciones transformadoras) lo que impide actualmente evacuar sin restricciones toda la potencia disponible del sistema a la vez, con lo cual como la energía eólica y solar no se puede almacenar entonces hay que despacharla y se restringe el despacho de la potencia térmica y el resto disponible.
En segundo punto indicaron que “el Gobierno actual de Milei anuló la adjudicación de 3.000 MW térmicos a gas natural del Programa TERCONF adjudicados en noviembre 2023 de los cuales una parte hubiese ingresado durante este verano y el resto antes de junio de 2025. Esta potencia se iba a instalar directamente en los puntos críticos del sistema a los que por las restricciones comentadas del sistema de transmisión no se puede llegar actualmente con más energía”.
En ese sentido, Encuentro afirmó que “al momento de la asunción de Milei los 3.000 MW estaban adjudicados listos para firmar contratos y se preveía una parte ingresar en los próximos meses y el resto antes de junio de 2025. La gestión de Milei anuló la licitación” y eso termina influyendo de manera directa en la cantidad de energía disponible para el verano.
“Esta decisión no solo afecta este próximo verano porque una buena parte de los 2.500 MW que faltarán para cubrir el pico podrían haber sido abastecidos sino que al día de hoy no hay licitación de nueva potencia térmica ni de obras de transmisión (líneas y estaciones transformadoras), por lo que se verán afectados también los veranos 2026 y 2027”, agregó la organización
Una comitiva liderada por el embajador de la Unión Europea (UE) en la Argentina, Amador Sanchez Rico, visitó las instalaciones del megaproyecto de cobreLos Azules en la provincia de San Juan. También participó Rodrigo Perez Graciano, director General del Grupo Stellantis en Argentina, la automotriz que acaba de aumentar su participación del 14,2% al 19,4% en McEwen Copper, la empresa que desarrolla el proyecto.
El embajador de la UE expresó: “venimos a explorar, analizar y seguir profundizando sobre posibles inversiones europeas en un material estratégico como es el cobre. En este caso, venimos a conocer Los Azules, que tiene además una participación europea del conglomerado Stellantis y venimos a eso: a conocer qué es lo que Argentina tiene para ofrecer a la Unión Europea”.
Los Azules fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence (2022). Tiene un valor presente neto (VPN) después de impuestos de US$ 2.700 millones, una vida útil de casi 30 años y está ubicado cerca de la frontera con Chile.
Visita
La comitiva recorrió las instalaciones de la mina “para conocer de primera mano el avance del proyecto y su potencial para posicionarse como un actor clave en la transición energética global”, informó McEwen.
Del recorrido por Los Azules participaron también la jefa de Cooperación de la UE, Ilse Monique Alberta Cougé, y el asesor de la UE, Juan Eduardo Barrera. Los recibieron el VP de McEwen Copper y Gerente General del proyecto de cobre, Michael Meding, el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, y el secretario de Gestión Ambiental y Control Minero, Roberto Moreno.
“Estamos ante una oportunidad única para Argentina, no solo para fortalecer la industria minera, sino para contribuir al abastecimiento de cobre necesario para la transición energética”, afirmó Michael Meding durante el encuentro.
Recorrieron la zona de mayor mineralización y el área destinada al leach pad (plataforma de lixiviación), “donde recibieron información detallada sobre la planificación y la capacidad productiva del yacimiento”.
“Los Azules no solo será el primer proyecto en producir cátodos de cobre en Argentina, sino que también tiene el compromiso de operar con una huella hídrica reducida y alcanzar la neutralidad de carbono para 2038”, subrayó McEwen Copper.
Los Azules, considerado uno de los proyectos de cobre más importantes del mundo, tendrá un rol central en el crecimiento de la industria nacional. “Con una producción proyectada de 175.000 toneladas de cobre por año, el proyecto no solo cubrirá parte de la creciente demanda local, sino que también contribuirá al mercado global, donde la electromovilidad y el sector automotriz demandarán volúmenes crecientes del metal para 2035”, afirmó la minera.
Los recursos hidrocarburíferos hallados a lo largo del territorio argentino han generado, con el correr del tiempo, diversos beneficios para la Nación, sus industrias y el bienestar y confort de la vida de sus habitantes. Su disponibilidad y aprovechamiento han contribuido decisivamente en el desarrollo de las distintas economías regionales.
La actividad hidrocarburífera genera diversos impactos o afectaciones territoriales, económicas, sociales, geopolíticas y ambientales en las distintas regiones productivas de la República Argentina que pueden ser positivas o negativas en función de su resultado. Uno de estos impactos es la influencia, progreso y desarrollo socio económico regional a partir de la propia actividad extractiva.
Gracias a dicha actividad, se produce en el territorio la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y el impulso de la actividad económica motorizada por los altos ingresos salariales de los trabajadores respecto de la media y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Dicha generación de ingresos representa una inyección de masa de dinero en las regiones que impacta de forma positiva a nivel nacional, provincial, social, económico y geopolítico.
Por su parte, cuando aumenta la captura de renta petrolera de las empresas a través de un precio alto respecto de su costo, ello conlleva a un aumento de producción. Dicho aumento genera nuevos puestos de trabajo que demandan mayor infraestructura, bienes y servicios generando así la llegada de nuevos comercios y empresas de servicios. Así, aumenta el número de habitantes en la región.
También, suministra un recurso energético esencial para el desarrollo integral de la Argentina, pudiendo incluso generar exportaciones que permitan el ingreso de divisas en caso de que haya excedentes respecto del abastecimiento interno.
Diversidad productiva regional
Ahora bien, la diversidad productiva regional en la Argentina es un factor que incide en la influencia, progreso y desarrollo que generan las explotaciones hidrocarburíferas en su territorio. Esto hace que los escenarios de desarrollo regional sean diferentes según la diversidad productiva que exista.
Se debe diferenciar entonces entre aquellas localidades que teniendo históricamente una economía reducida, de pronto experimentan un crecimiento en su actividad económica por la explotación hidrocarburífera, como es el caso de Añelo en la provincia de Neuquén, y las que ya contaban con una actividad productiva importante, como es el caso de Allen, en la provincia de Río Negro, que previamente a dicha explotación tenía una significativa producción agrícola de frutales en la economía del Alto Valle del Río Negro. Ambas localidades se encuentran ubicadas en la cuenca Neuquina y están emplazadas sobre Vaca Muerta.
Lucas Panno, abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.
En ambos supuestos, la llegada de la actividad hidrocarburífera revoluciona el territorio provincial generando un movimiento socio económico repentino que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad petrolera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas hidrocarburíferas. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas, cloacas, etc.).
También, son afectadas la infraestructura y prestación de servicios en estas localidades ya que se ven saturadas si no se realiza una adecuación en forma previa. Por su parte, hay un impacto positivo para las provincias productoras debido a que, como consecuencia de la mayor producción, perciben mayores ingresos por cobro de impuestos.
Impacto de la actividad hidrocarburífera
Ese boom socioeconómico regional generado a partir de la actividad hidrocarburífera puede impactar económica y culturalmente en la vida de los habitantes locales, debido a la mayor intensidad de actividades económicas que comienzan a desarrollarse en el territorio y la gran inmigración de personas con nuevas costumbres y aspiraciones socioeconómicas. Esta situación puede perjudicar el desarrollo de algunas actividades preexistentes al punto de llevarlas al borde de la desaparición. Tal es el caso de la trashumancia en algunas regiones de la provincia de Neuquén y la fruticultura en las chacras del Alto Valle del Río Negro en el entorno de Allen.
La demanda incrementada por la inmigración de trabajadores y sus familias rápidamente supera la oferta de bienes y servicios existentes, lo que genera tensión y estrés no sólo para los recién llegados sino también, y, sobre todo, para los pobladores locales. Por lo general esta situación no potencia otras actividades económicas además de la propia actividad hidrocarburífera, generando una sobrecarga en la infraestructura y servicios existentes. Frente a esta situación, estos grupos poblacionales se vuelven dependientes de una o algunas de las actividades económicas regionales de las cuales la principal es la hidrocarburífera.
Esta dependencia vuelve a las regiones más vulnerables frente a escenarios de reducción o cierre de operaciones de empresas petroleras en sus territorios. En cambio, la diversidad productiva permite que estas se sostengan en base al ingreso económico y crecimiento social que generen otras actividades productivas.
Puede suceder también que el desarrollo de nuevas actividades productivas se vea condicionado frente a la rentabilidad de la propia actividad hidrocarburífera por lo que su inicio y posterior desarrollo muchas veces no es del todo apetecible ni tentador. En otras palabras, dado que la actividad extractiva genera buenos ingresos para los obreros petrolíferos y también para las empresas de servicios, resulta un verdadero desafío la proliferación de otras actividades distintas teniendo en cuenta que los ingresos no son equivalentes.
Desarrollo regional
En virtud de la situación planteada, se considera que las explotaciones hidrocarburíferas deben ser un punto de partida a la hora de hablar de influencia, progreso y desarrollo regional que permita a las regiones de la Argentina nutrirse y desarrollarse con diversas fases productivas. Así no se volverán vulnerables frente a eventuales escenarios de cierre de operaciones ya que no dependerán exclusivamente de dicha actividad extractiva. Un ejemplo de esta situación son los denominados “pueblos fantasmas”. Son territorios en los cuales en un comienzo hubo un boom en el desarrollo poblacional producto de la llegada de la actividad hidrocarburífera y se volvieron tan dependientes de dicha actividad que frente a su cierre quedaron despoblados.
Para mejorar esta situación, el desarrollo regional no debe depender únicamente de la actividad hidcrocarburífera sino que, sobre la base de esta, debe generar nuevos y distintos polos de desarrollo económico y productivo. La dependencia de una sola actividad como la petrolera vuelve a los grupos poblacionales más vulnerables frente a eventuales cierres parciales o totales de operaciones. Frente a esta cuestión y para que no se dé el fenómeno conocido como “pueblo fantasma”, lo recomendable es fomentar la diversidad productiva regional, tanto de las localidades de producción hidrocarburífera como de las localidades cercanas.
Esta diversidad productiva debe profundizarse y ampliarse para potenciar los beneficios económicos derivados de la explotación petrolera. Se considera que el desarrollo debe consistir en diversificar la matriz productiva regional en lugar de centrarse en los ingresos por regalías que tienen un determinado tope, ya que estos dependen significativamente del precio que el Estado Nacional les fije al gas y al petróleo en el marco de su competencia. Por su parte, para motivar el desarrollo regional debe propenderse a alentar inversiones para la explotación hidrocarburífera en el territorio argentino, como así también a la instalación y prestación de bienes y servicios de todo tipo. Para ello, es esencial que existan un plan y políticas gubernamentales uniformes junto con un escenario de confianza sobre la base de la seguridad jurídica.
Sin perjuicio de que el escenario ideal es el desarrollo de actividades económicas alternativas, existen medios como por ejemplo los fondos anticíclicos que permiten, en caso de una caída de la actividad por repercusión del precio del mercado externo, darle cierta contención socioeconómica a la actividad regional. Estas medidas tienen que ser sostenidas a través de los sucesivos períodos de gobierno para que se consoliden.
Cabe destacar que la diversificación de la matriz productiva regional antes mencionada como mecanismo de sostén socioeconómico, muchas veces no es viable porque hay otros sectores como por ejemplo el turístico y ambiental de la zona que podrían no ser compatibles con la petrolera. Es así que las actividades que se desarrollen en las localidades además de ser conciliables con la petrolera, deben ser sustentables y tener una visión regional de conjunto e integral. Dicha concepción tiene su andamiaje en el concepto de mirada socio ambiental sustentable donde las demás actividades regionales deben acompañar la explotación hidrocarburífera y no restringirla o anularla. Además, debe existir “confianza” entre la sociedad y el Estado para que las actividades sean sustentables y aceptadas socialmente.
Ahora bien, de las cuencas hidrocarburíferas de la Argentina en explotación, la Neuquina se ha ido posicionando con el correr del tiempo como el epicentro de la industria petrolera del país, actualmente muy concentrada en los yacimientos de la formación de Vaca Muerta. Se encuentra conformada por regiones de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste).
Si bien en dicha cuenca la actividad hidrocarburífera es la principal, no es la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, fruticultura, etc. Asimismo, la proliferación de estas actividades produce un impacto positivo ya que vuelve menos vulnerables a las regiones en las que se desarrollan ayudándolas a reducir el impacto frente a la eventual disminución y/o cierre de operaciones de la propia actividad hidrocarburífera.
Proyecto de LNG
En la actualidad, se encuentra bajo tratamiento el impulso del proyecto denominado ARGLNG para la instalación de una planta de gas natural licuado (GNL) en el territorio de Punta Colorada de la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro. Dicho proyecto consiste en la construcción de una planta de licuefacción de gas extraído de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Asimismo, es el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme de la Argentina tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.
Por su parte, tal decisión de política nacional es una oportunidad única para el desarrollo de la región patagónica, promoviendo la descentralización y fortaleciendo el federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre el Estado Nacional y las provincias productoras.
La elección de Punta Colorada, en la localidad de Sierra Grande, revitalizará el puerto de la región actualmente en desuso y aprovechará la proximidad con los yacimientos de Vaca Muerta, optimizando así la logística y reduciendo los costos de transporte.
Asimismo, el proyecto representa un plan estratégico de federalización uniforme e industrialización del territorio argentino a partir de la descentralización de inversiones significativas hacia regiones históricamente postergadas.
Así, la provincia de Río Negro se verá beneficiada con la creación de empleo, impulso de desarrollo tecnológico y la mejora en la infraestructura regional. Ello generará la instalación de comercios, empresas y servicios profesionales. También, se desarrollarán el transporte y los servicios públicos y sanitarios coadyuvando al logro de una mejor calidad de vida para los habitantes de la región. Esto no es otra cosa que ampliar y diversificar la matriz productiva regional de Sierra Grande posibilitando su desarrollo regional.
Cabe destacar también la existencia del acompañamiento provincial de Río Negro a esta decisión del Estado Nacional con miras al logro de dicho principio de federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y las provincias, establecido por la Constitución Nacional y refrendado en numerosos fallos judiciales por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. Esto significa reconocer y bregar por un escenario donde exista un plan hidrocarburífero macro uniforme, decidido por el Estado Nacional, con la cooperación provincial.
Ahora bien, la actividad hidorcarburífera está basada en una sinergia entre Estado – Empresa que genera beneficios para el territorio que se ven reflejados en algunos sectores más que en otros. Por ello, la cuestión está en analizar qué sucede con la porción provincial que no se ve beneficiada por dicha sinergia entre Estado – Empresa. Aquí existen dos caminos.
El primero, un traslado de una porción del beneficio que genera la actividad hidrocarburífera a aquellos sectores que no se ven beneficiados intentando alcanzar un piso de referencia provincial. El segundo, quizás más virtuoso que el primero, destinar parte del beneficio de la propia actividad petrolera sólo como punto de partida para promover actividades que generen ingresos para ellas mismas en otras áreas provinciales buscando la diversidad productiva regional. Este último caso permitirá no asfixiar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera forzándola a ser una especie de “subsidio” para la región, sino que será el puntapié inicial para que luego dicha región se sostenga a si misma sin restringir libertades y beneficios de la propia actividad petrolera.
Las decisiones acerca de cómo se trasladan recursos del área geográfica que se ve beneficiada por la actividad hidrocarburífera al área no beneficiada por esta es una cuestión que compete a quien administra la provincia, es decir, su gobernador provincial. La administración de turno (poder ejecutivo provincial) es la que planifica, decide y ejecuta políticas gubernamentales provinciales para el desarrollo de su territorio. Entre las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén es la que lleva la delantera.
Hoy en día, la provincia de Neuquén se consolida como una de las provincias productoras de hidrocarburos de la cuenca Neuquina cuya explotación se afianza a lo largo de su territorio. Su economía sustentada en dicha actividad genera numerosos procesos inmigratorios y asentamientos urbanos hidrocarburo dependientes que conviven muchas veces con comunidades originarias y el ambiente. Esta comunión de idiosincrasias muchas veces da lugar a diferencias en distintas áreas.
Asimismo, dicha provincia ha logrado un avance tecnológico que le ha permitido una penetración en Vaca Muerta para explotar hidrocarburos, avance que aún no han alcanzado otras provincias de la cuenca Neuquina. Esto ha sido gracias a que la provincia ha promovido un despliegue institucional y técnico para promover y desarrollar inversiones. Fuera de Neuquén, en el resto de las provincias de la cuenca Neuquina, aún se advierte un desarrollo hidrocarburífero que muchas veces no ha sido acompañado por decisiones técnicas e institucionales.
Cabe destacar también que en la época de franco declino de la producción hidrocarburífera convencional (año 2014), Neuquén se enfocó en la explotación no convencional (shale gas y tight gas) como medio de reactivación regional de su industria petrolera. Para ello, sus distintos productores de hidrocarburos se capacitaron, inclusive en el extranjero, con la idea de fomentar la explotación no convencional en su territorio. Esto generó que cuando llegó el momento histórico de comenzar su aprovechamiento, dicha provincia se encontrara mejor posicionada con respecto a otras para encaminar su producción hacía el no convencional.
Explotación de recursos
De ahí que la explotación de hidrocarburos no convencionales enfocada en Vaca Muerta tuvo su epicentro en la provincia de Neuquén y no en otras provincias de la cuenca Neuquina, porque ésta ya contaba con calidad técnica y un andamiaje organizativo institucional enfocado en su explotación. Cabe destacar que tanto la dirigencia como la sociedad neuquina están a favor de la explotación privada de hidrocarburos. Por otra parte, el hecho de que la provincia de Neuquén disponga de un fondo anticíclico como el Fondo de Estabilización y Desarrollo de la Provincia de Neuquén (FODEN) sin dudas aliviará aún más situaciones de crisis (eventual caída de producción y/o cierre de operaciones). Esta es una medida que las demás provincias de la cuenca podrían replicar.
En conclusión, de las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica. Dicha solidez institucional se ve reflejada también en el acompañamiento de la política provincial por parte de los actores (gobierno provincial, empresas, sindicatos, ciudadanía, etc.) mediante la aceptación de normas para la explotación hidrocarburífera en la región.
En este aspecto, la política de Neuquén es una política de estado provincial que no sólo se centra en la actividad hidrocarburífera sino en la búsqueda de un desarrollo regional íntegro de todo el territorio provincial. Así, en los puntos 14, 17 y 24 del “Programa de Acción Política” de la Carta Orgánica del partido político más importante de la provincia -el Movimiento Popular Neuquino (MPN), fundado en el año 1961- queda definida una política de Estado provincial, de desarrollo regional íntegro del territorio neuquino, con basamento en las diferentes áreas y recursos naturales de la provincia, propiciada por dicha fuerza política.
Por su parte, cuenta con el denominado Consejo de Planificación y Acción para el Desarrollo (COPADE) como organismo institucional encargado de planificar, diseñar y generar políticas públicas que promueven el desarrollo estratégico sostenible como así también busca continuar protegiendo actividades típicas de idiosincrasia provincial, como es el caso de la trashumancia.También, ha sido pionera en el manejo de las relaciones con los pueblos originarios que habitan su territorio a través de una estructura organizativa institucional, que busca lograr un entendimiento e integración de dichas comunidades a la vida socioeconómica provincial.
En función de ello, el modelo institucional neuquino debería servir como ejemplo útil para el resto de las provincias productoras en el abordaje de sus políticas provinciales hidrocarburíferas y búsqueda de diversificación de sus matrices productivas regionales basándose en el principio del federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y provincias.
La Ley Bases introdujo diversas modificaciones en la Ley 17.319 de Hidrocarburos. Uno de los cambios más sustanciales fue el que afectó al artículo 6, que históricamente privilegió las necesidades de abastecimiento del mercado interno por sobre la exportación de petróleo y gas. El objetivo del Gobierno, mediante estas modificaciones, fue poner en pie de igualdad al mercado interno y el de exportación. Frente a este escenario, en el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming impulsado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Juan José Carbajales, Nicolás Gadano y Javier Rodríguez Galli advirtieron sobre los cambios que introduce la nueva normativa y el impacto que tendrá en el sector.
Carbajales aseguró: “Estamos ante un cambio disruptivo en la regulación, cuyas dimensiones todavía no tomamos. La Ley de Bases, que tardó seis meses en salir, tiene un capítulo que es una revolución copernicana. Pasamos a privilegiar la seguridad de abastecimiento, a maximizar la renta y derogamos toda indicación a la búsqueda del autoabastecimiento. Cuando hablamos del artículo 6 se trata de eso, de producir mis propios recursos, con mis fuentes, para satisfacer mi propia demanda”.
El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación planteó que ahora la nueva regulación impulsa la libre exportación y libre fijación de los precios. No obstante, remarcó que “hay restricciones. La primera es la no objeción, pero también en estos seis meses de peloteo entre las cámaras legislativas desapareció el artículo que decía que las empresas estatales (YPF y Enarsa) iban a fijar sus precios de comercialización de productos. Decía que iban a ir a la paridad de exportación o importación, según sea el caso. Y eso desapareció. Era lo que marcaba el ir a pleno acople con los valores internacionales. Y eso no está hoy”.
Sobre este punto, Gadano sostuvo que esta cuestión estaba presente en la redacción original de la Ley Bases y consideró: “Para mí era una respuesta vulgar y mal diseñada a un problema que tenemos que es el uso habitual de YPF como una herramienta de fijación de precios. Algo que es malo para la petrolera y para los hidrocarburos. Era una barbaridad que en una Ley de Congreso se fije la política de precios de una compañía”.
Intervención sobre los precios
El artículo 6 es fundamental porque establece cuándo el Estado puede intervenir el Estado sobre los precios locales de petróleo. En la Ley Bases se establece que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno (…) los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
Una vez que se reglamente, se detallará cómo funcionará el proceso para que las empresas refinadoras puedan objetar un contrato de exportación de petróleo presentado por una compañía productora. Las refinadoras contarán con un plazo de 30 días para hacerlo y tendrán que fundar técnicamente su planteo.
Sobre la no objeción, Carbajales marcó que la reforma del artículo 6 le sigue dando al que hace la política pública un cierto grado de discrecionalidad. A su vez, reparó en la demora en la reglamentación en los artículos vinculados a la Ley 17.319 y planteó que “si bien es un plazo corto, de 30 días, es llamativo que ese artículo todavía no haya sido reglamentado. Esta demora indica que la no objeción no es una pavada, que hay que tener algún mecanismo de amortiguación”.
“Hay volatilidad. Si uno va a precios internacionales, a libre exportación, a contratos a largo plazo, a ser tomador de precios, después va a poder trasladar eso al surtidor, a la tarifa. Ahí se están jugando muchas cosas. Y eso demora la resolución”, puntualizó el ex subsecretario de Hidrocarburos.
Galli también analizó el impacto de la no objeción y expresó que “debe operar como una restricción excepcional de última instancia. Todo el espíritu normativo es de una profunda liberalización. No hay que tentarse con el decreto reglamentario y querer ir a una norma de ejecución. Se tienen que preservar los principios de la ley de libre comercialización y exportación. La política pública deberá establecer los mecanismos para realizar esa transición”.
RIGI: ¿Qué pasa con Neuquén?
En el debate, que puede verse en YouTube, Carbajales advirtió que el artículo 6 tiene otra derivación que está pasando por debajo del radar. En ese sentido, exhibió que cuando estaba en agenda la discusión sobre instalar el puerto de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca o Río Negro, uno de los temas era que sin RIGI no se iban a materializar esas iniciativas y que las provincias iban a tener que adherir. “El proyecto de GNL es integral, pero está faltando el origen que es la provincia de Neuquén que al día de hoy no adhirió al RIGI porque, y lo ha expresado públicamente el gobernador, están esperando la reglamentación del artículo 6”, remarcó el titular de la Consultora Paspartú.
¿Por qué esto es importante para la provincia si la exportación la maneja la Nación? Carbajales explicó que cuando uno exporta debe pagar derechos de exportación y eso reduce el precio percibido y las provincias cobran menos regalías. También que “otra lectura podría ser que si esa reglamentación se pone muy intervencionista puede llegar a ralentizar la producción en Vaca Muerta, por la no objeción”, destacó
Maximizar la renta
La modificación del artículo 6 plantea dejar de lado la primacía del suministro del mercado interno de petróleo y gas por sobre el de exportación. A su vez, entre sus objetivos, está la particularidad de maximizar la renta.
“Las dueñas de los recursos son las provincias y en particular una, Neuquén, por eso yo no entiendo lo que se agregó en la Ley de que una de las metas sea maximizar la renta. Que Neuquén, en su ley provincial, tenga como objetivo maximizar la renta de su recurso lo entendería, pero la política energética de un país tiene objetivos de seguridad energética, asequibilidad, medio ambiente, no de maximizar la renta. Porque maximizar la renta lleva a una combinación de P×Q que no es competitiva. Que es un Q más bajo y un P más alto. ¿Por qué esto sería bueno para la política energética nacional que tiene que velar por, en condiciones razonables de eficiencia y competencia, que el costo de la energía para el país sea el más bajo posible y no el más alto?”, cuestionó Gadano.
Regalías
Rodríguez Galli habló sobre las discusiones que se abren respecto a los cambios que propone la Ley Bases y aseveró: “Hay una discusión sobre las regalías. Yo creo que en el momento de la reforma de la Ley 27.007 en 2014, antes del desarrollo de Vaca Muerta, fue muy importante la estabilización del govermental take, es decir, la parte que se lleva el gobierno de la renta petrolera. Esa discusión, que fijaba las regalías al 12%, daba mucha tranquilidad. Hoy reabrimos una discusión que estaba cerrada porque ahora estamos yendo a un esquema de regalías del 15%, pero en las nuevas concesiones las regalías van a ser las de su adjudicación. Se va a abrir una caja de Pandora”, advirtió.
¿Qué podría llegar a pasar? Galli aseguró que se deben separar las viejas concesiones de las nuevas. “Cuando vengan las nuevas concesiones entrará la formula nueva de regalías. Ahí es donde se va a tener que negociar con cada provincia ese 15% más, menos y se va a competir por ese diferencial. Esto le quita seguridad jurídica”, marcó.
Gadano sumó que el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, fue una de las personas que más influyó en la redacción de la Ley Bases y que tiene una visión muy distinta, a lo que está planteado, respecto a las prórrogas, a cómo otorgar las concesiones, los permisos. “Me parece que esto introdujo cierto ruido en el govermental take. Lo que entró en la nueva Ley es una idea económica distinta que plantea que se compita al momento de pedir el permiso, cuando hay muy poca información. Que se compita ofreciendo regalías para que una parte mayor de esa renta se la lleve el Estado». Es una visión teórica que rompe con la tradición. Me pregunto si las provincias lo van a llevar adelante”, consideró Gadano.
El rol del Estado
Gadano resaltó que el mercado de gas natural y del petróleo tienen una manera de funcionar distinta y que, hasta el momento, todo parece haberse discutido en función del petróleo. “Hubo un momento en el que nos volvimos deficitarios en gas desde que cayó la producción convencional y la Argentina tuvo que recurrir al Plan Gas. En todos esos casos, el Estado tuvo que intervenir en la fijación de precios. Aun cuando avancemos a un escenario de mayor producción de gas, el mercado de gas argentino por la configuración de los gasoductos, por el cómo se transporta el gas de las compañías, demandará más tiempo hasta lograr ser competitivo”, aseguró.
Frente a esto, Gadano opinó: “Ojo que una legislación muy pro competencia y de exportación de la cadena del crudo y los derivados no es lo mismo que la del gas en la que creo que el Estado Nacional tiene que tener más facultades. Más allá de que uno tenga una visión exportadora, va a llevar más tiempo. Son mercados distintos”.
El informe, que abarca sus tres Unidades de Negocio, se basa en estándares internacionales y refleja la responsabilidad de la compañía hacia sus grupos de interés.
Milicic, empresa argentina de construcciones y servicios, presentó su segundo reporte de sostenibilidad, que involucra las actividades de sus tres Unidades de Negocio: construcción y servicio, alquiler de equipos y servicios ambientales. Este reporte comparte el desempeño e impacto en materia económica, social, ambiental y en prácticas de gobernanza.
La elaboración del informe se realizó tomando como referencia los estándares de Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y los 10 principios de Pacto Global, renovando así el compromiso de la empresa con una gestión sostenible.
“Este reporte coincide con la celebración de nuestro 50º aniversario, un hecho que es motivo de satisfacción. Hemos crecido acompañando a los principales sectores productivos y eso nos hace sentir responsables del éxito de nuestros clientes y del desarrollo del país en industrias estratégicas, como la energía, el petróleo y el gas, las infraestructuras y la minería”, expresa Marian Milicic, gerente General de la compañía.
Para esquematizar el reporte, se identificaron cinco pilares: Negocio, Comunidad, Personas, Planeta, y el pilar transversal de Integridad y Gobernanza. Además, la empresa cuenta con un Comité de Sostenibilidad que evalúa y aprueba la estrategia, facilitando su implementación.
Milicic tiene su sede central en Rosario, provincia de Santa Fe, la sede de Milicic Minería en la provincia de San Juan, oficinas comerciales en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y operaciones en el corazón de Vaca Muerta, en Añelo, provincia de Neuquén. También dispone de oficinas en Perú y Uruguay para potenciar la capacidad para ofrecer soluciones integradas y de calidad en múltiples mercados.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
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