La empresa de bandera YPF confirmó ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) el cambio de directorio y se sumó otra baja de un funcionario en la gestión de Javier Milei. A través de una carta de notificación, informó que el contador público José Guillermo Terraf renunció a su cargo de Director Titular por la Clase D por razones personales.
Su reemplazante será Ignacio Ezequiel Bruera, quien hasta el momento se desempeñaba dentro del órgano de decisión de la empresa como director suplente.
Con más de 25 años de experiencia en asesoramiento económico y financiero, el hoy ex funcionario había asumido el cargo frente a la compañía energética en abril de 2024.
En el marco de la COP29 en Azerbaiyán, el principal asesor climático de la Casa Blanca, Ali Zaidi, destacó que el aumento en la producción de petróleo y gas en Estados Unidos no solo es compatible con los objetivos climáticos, sino que también actúa como un facilitador de la transición hacia energías limpias.
El enfoque de la administración Biden
Zaidi explicó que la estrategia del gobierno de Joe Biden busca garantizar la disponibilidad de energía para satisfacer la demanda actual sin generar shocks en el mercado ni presionar al alza los precios. “Esto facilita la descarbonización, no la retrasa”, aseguró durante una entrevista con Bloomberg TV.
Aunque la administración saliente ha impulsado políticas y gastos récord en energías de bajas y cero emisiones, el país también ha alcanzado niveles históricos de producción de petróleo y gas. Actualmente, Estados Unidos lidera el mundo en producción de crudo, superando a países como Arabia Saudita.
Zaidi defendió este equilibrio, argumentando que el mix energético actual no debe ser un obstáculo para avanzar en la lucha contra el cambio climático. “No importa cuál sea tu mix energético hoy; todos podemos avanzar hacia el objetivo de mantener el calentamiento global por debajo de 1.5 grados”, subrayó.
Preocupaciones por el futuro climático con la nueva administración
Estas declaraciones llegan en un momento crucial, ya que el presidente electo Donald Trump ha prometido retirar nuevamente a Estados Unidos del Acuerdo de París y desmantelar regulaciones clave para reducir las emisiones de carbono.
Sin embargo, Zaidi insistió en que los avances en la transición energética de EE.UU. son irreversibles, gracias a una economía política robusta en torno a la inversión en energías limpias. “Hay una irreversibilidad en nuestro impulso aquí”, afirmó, aludiendo a los más de un billón de dólares en inversiones privadas y proyectos intensivos en capital que se están desarrollando en todo el país.
Un futuro enfocado en la inversión limpia
Zaidi destacó que el sector privado, la industria y el mercado laboral en Estados Unidos están alineados para aprovechar las oportunidades de la transición energética. “Existe un enfoque singular en el sector privado para capturar esta oportunidad, y EE.UU. seguirá avanzando con rapidez en esta dirección”, concluyó.
A pesar de las incertidumbres políticas, Estados Unidos busca asegurar a la comunidad internacional que su compromiso con la transición energética es sólido. El país está decidido a liderar el cambio, demostrando que el auge petrolero puede ser compatible con un futuro de energías limpias y sostenibles.
El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, volvió a expresar su preocupación por la reciente resolución de la Secretaría de Ambiente de la provincia que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las operaciones petroleras. En una entrevista reciente, Rucci calificó esta medida como un grave error que perjudica tanto al medio ambiente como a las familias que dependen de esta industria.
Un Retroceso con Consecuencias Graves
Según el dirigente, la nueva normativa no introduce mejoras ni avances tecnológicos en la gestión de residuos, sino que representa un retroceso a prácticas obsoletas que en el pasado causaron graves daños ambientales. “Volvemos a viejas prácticas que tan mal le han hecho al medio ambiente y a la industria”, subrayó.
El dirigente señaló que, al suprimir el uso de mantas oleofílicas, se genera un perjuicio directo para unas 500 familias que dependen de esta actividad. “No fue previsto qué va a pasar con estas familias. Volvemos 20 años para atrás con la aplicación de esta normativa, entonces no mejoramos”, lamentó.
Beneficios para las empresas, perjuicios para todos los demás
Rucci enfatizó que el único beneficiado por esta resolución son las empresas operadoras, que ya no tendrán que asumir los costos asociados al uso de mantas oleofílicas. “El único ganador acá son las empresas que evitan un gasto, mientras que el medio ambiente y las familias trabajadoras resultan perjudicados”, declaró.
Desconocimiento, no mala intención
A pesar de la dureza de sus palabras, Rucci aclaró que no cree que haya habido mala intención en la decisión, sino un desconocimiento de las consecuencias. Sin embargo, insistió en que la medida debe ser revisada de inmediato para evitar mayores perjuicios.
Diálogo con el Gobernador
Rucci confirmó que ya discutió el tema con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien se comprometió a abordar la situación con la Secretaría de Ambiente. “El gobernador dijo que lo iba a conversar y que, si hay que solucionarlo, se soluciona”, indicó.
El líder sindical destacó que el enfoque del sindicato no es buscar conflictos, sino encontrar soluciones. “Nosotros no estamos buscando problemas, estamos buscando soluciones. Queremos resolver un problema importante que tiene solución”, afirmó.
El Contexto de la Resolución
La normativa que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas surge en un contexto de presión para reducir costos operativos en la industria petrolera. Sin embargo, esta decisión ha generado fuertes críticas por su impacto ambiental y social. Las mantas oleofílicas son una herramienta clave para contener derrames de hidrocarburos y minimizar la contaminación del suelo.
Además del daño ambiental, la medida amenaza la estabilidad laboral de cientos de trabajadores que se dedican a la fabricación, instalación y gestión de estas mantas, un sector que ha sido fundamental en la gestión responsable de residuos en la industria petrolera de la región.
No problemas, soluciones
El futuro de esta resolución dependerá del análisis y las decisiones que tome el Gobierno provincial en las próximas semanas. Mientras tanto, la posición del sindicato es clara: se debe priorizar la protección ambiental y la seguridad laboral por encima de cualquier reducción de costos. “Si hubo un error, se debe corregir. No se trata de alargar el problema, sino de solucionarlo”, concluyó Rucci.
La reciente solicitud del Instituto Americano del Petróleo (API) al presidente electo Donald Trump para revertir las políticas climáticas de Joe Biden pone de manifiesto la tensión persistente entre las ambiciones de la industria energética y los compromisos de Estados Unidos con la lucha contra el cambio climático. Según un informe de Reuters, el API, principal representante del sector petrolero y gasífero, ha pedido una serie de medidas que podrían transformar radicalmente la política energética de la nación.
El contexto energético: tensiones entre regulación y producción
Bajo la administración Biden, Estados Unidos ha buscado acelerar la transición energética hacia fuentes limpias, implementando regulaciones estrictas sobre emisiones de metano, impulsando la electrificación del transporte y limitando el desarrollo de combustibles fósiles en tierras federales. Sin embargo, y paradójicamente, la producción de petróleo y gas ha alcanzado niveles récord. Este aumento subraya la capacidad de la industria para adaptarse a nuevas realidades regulatorias mientras maximiza la explotación de recursos.
Mike Sommers, director ejecutivo de API, ha señalado que los resultados electorales recientes reflejan un rechazo a políticas consideradas excesivamente restrictivas por parte del electorado. “La energía estaba en la papeleta”, afirmó Sommers, refiriéndose a decisiones clave en estados como Michigan y Pensilvania, donde los votantes habrían favorecido políticas menos restrictivas hacia la industria.
La agenda presentada por API incluye la eliminación de varias iniciativas clave de la administración Biden:
Regulaciones de emisiones para vehículos eléctricos (EV): API considera que los mandatos para aumentar la producción de vehículos eléctricos representan una amenaza para la industria automotriz tradicional y la cadena de suministro de combustibles fósiles.
Facilitación de permisos para exportaciones de gas natural licuado (GNL): Con el auge de la demanda global de GNL, especialmente en Europa y Asia, el sector busca eliminar restricciones que ralentizan la capacidad de exportación.
Eliminación de la tasa sobre emisiones de metano: Una regulación clave de Biden para mitigar el impacto climático de la perforación. Según API, esta medida impone costos que podrían disuadir la inversión en nuevos proyectos.
Ampliación de la exploración y explotación en el Golfo de México y tierras federales: API busca revertir la pausa en nuevas subastas de licencias para perforación, cruciales para mantener la capacidad productiva del país.
Impactos geopolíticos y energéticos
El giro propuesto por API no solo tiene implicaciones domésticas, sino también en la dinámica global del mercado energético. Facilitar la exportación de GNL podría reforzar la posición de Estados Unidos como proveedor clave en el mercado internacional, especialmente frente a la dependencia de Europa del gas ruso.
Sin embargo, una marcha atrás en las políticas climáticas podría erosionar el liderazgo global de Estados Unidos en la lucha contra el cambio climático, debilitando alianzas con países que priorizan la transición energética. La posible revocación de normas ambientales críticas también podría generar tensiones en el interior del país, donde estados como California han sido pioneros en estándares ambientales más estrictos.
Una encrucijada energética
La administración de Trump se encuentra ante una decisión fundamental: satisfacer las demandas de la industria energética y priorizar la producción a corto plazo o mantener el equilibrio alcanzado bajo Biden, que combina expansión energética con objetivos climáticos.
La presión de la API refleja una industria que, a pesar de los récords de producción, siente el peso de las regulaciones climáticas y busca maximizar oportunidades en un entorno internacional competitivo. Sin embargo, el desafío radica en encontrar un camino que no solo asegure la seguridad energética de Estados Unidos, sino que también mantenga su liderazgo en la transición hacia un futuro más limpio.
El gobernador Rolando Figueroa presidió hoy una reunión de trabajo con representantes de las empresas operadoras de Vaca Muerta y miembros del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezados por su secretario general Marcelo Rucci.
Durante el encuentro, que se desarrolló en instalaciones del sindicato en la ciudad de Neuquén, Figueroa convocó a los representantes gremiales y de las empresas a “trabajar todos como un solo equipo” con el gobierno provincial, más allá de los intereses particulares de cada sector.
“Es la última gran oportunidad, pero no tenemos todo el tiempo del mundo. Tenemos a lo sumo 30 años para aprovechar nuestro recurso”, recordó ante los presentes y dijo que “tenemos que estar concentrados en qué va a hacer cada una de las partes del equipo para poder ser exitosos”.
Figueroa indicó que en este equipo cada uno tiene distintos objetivos, “el del Gobierno de la provincia es que a los neuquinos les vaya bien”, y destacó que el foco de la gestión está en que el desarrollo “esté acompañado por la sustentabilidad social”. En ese sentido, recordó que trabajan junto a YPF para solventar el déficit histórico que tiene Añelo para la provisión de gas “a las familias de los trabajadores que día a día permiten llevar este servicio al resto del país”; al igual que a localidades que hoy no cuentan con el servicio.
Gobierno, empresas y sindicato coincidieron en la importancia de este tipo de reuniones y valoraron el ámbito de diálogo que se genera. “El diálogo es el camino”, manifestó el gobernador. Además, hablaron de temas prioritarios como la necesidad de fortalecer la formación para el empleo y la infraestructura para la seguridad vial.
Destacaron la relevancia de Vaca Muerta y el impacto positivo que le genera al país y también abordaron obras de infraestructura que se consideran prioritarias. Además, hablaron de la seguridad y de avanzar con el trabajo en la Mesa de los sectores público y privado.
El gobernador agradeció el aporte de las empresas para el plan provincial de Becas Gregorio Álvarez, al que consideró como “el más importante en la historia de la provincia”. Además, puntualizó la necesidad de fortalecer “las capacitaciones para los neuquinos” y las tareas para la generación de trabajo de manera coordinada a través del plan Emplea Neuquén.
Argentina volvió a importar esta semana gas natural desde Bolivia para abastecer a siete provincias del norte, a pesar de que hace poco más de una semana había inaugurado la obra de Reversión del Gasoducto Norte, con el que esperaba reemplazar el fluido que llegó desde el Estado Plurinacional durante los últimos 18 años.
La información surge de datos del parte diario del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) a los que tuvo acceso Infobae, los cuales arrojaron que el martes de esta semana ingresaron despachos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por 1,5 millones de metros cúbicos día, al igual que el miércoles. La proyección de Enargas prevé ingresos similares para jueves, viernes y sábado.
De acuerdo a la información recopilada por el medio Río Negro, “la importación se dio a raíz de una necesidad de reforzar el suministro de gas natural en esas provincias del norte del país. Y si bien no se precisó por qué razón no se puede cubrir esa demanda con gas de Vaca Muerta, se indicó que lo que se buscó fueron importaciones”.
Las importaciones de gas natural desde Bolivia se habían interrumpido a mediados de septiembre, en la víspera de la finalización del contrato que comenzó en 2006 durante las presidencias de Néstor Kirchner y Evo Morales. En ese período la Argentina gastó USD 20.000 millones para abastecer las demandas de siete provincias en el norte. En las últimas semanas se utilizó gas natural proveniente de Chile.
“La clave por la cual, a una semana de la inauguración de la reversión del Gasoducto Norte se volvió a importar gas desde Bolivia estaría en el precio. Es que mientras el GNL que se importó desde Chile habría tenido un costo cercano a los 20 dólares por millón de BTU, la oferta reciente de gas de Bolivia habría sido mucho más económica, ubicándose en torno a los 8 dólares por millón de BTU, cerca de un 50% menos que lo que se venía cobrando con el viejo contrato”, detalló el mencionado medio.
PCR, la compañía especializada en oil & gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, productora de aceros largos en la Argentina, anunciaron un nuevo acuerdo estratégico a través del cual se comprometen a construir un Parque Eólico en la localidad de Olavarría de 180MW de potencia en una primera etapa y una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza. Estas iniciativas permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión, y al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.
Las compañías también realizarán una ampliación en el Parque de San Luis Norte mediante la incorporación de un módulo solar de 18MW, convirtiendo a ese complejo renovable en el primer parque híbrido del país.
Impacto
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A. (Generación Eléctrica Argentina Renovable I), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, provincia de San Luis. Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría serán destinadas a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad, según precisaron.
Martín Brandi, CEO de PCR, aseguró: “Para nuestra empresa se trata de un nuevo hito muy importante en la asociación que establecimos con ArcelorMittal Acindar, empresa industrial líder de la Argentina, afianzando aún más la relación comercial, dando continuidad a las importantes inversiones que ya venimos llevando adelante en el sector de energías renovables, y confirmando de esta manera el fuerte compromiso con el país y la transición energética.”
Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, expresó: “Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo estar liderando la reducción de emisiones de CO2 para la industria siderúrgica argentina. Con esta nueva inversión reafirmamos nuestro compromiso con el objetivo de reducir en un 30% la huella de carbono para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050”.
La petrolera multinacional estadounidense Chevron cumplió 25 años en la Argentina, de los cuales casi la mitad los transitó asociada a YPF en Vaca Muerta, que permitió conocer el comportamiento de la «roca madre», que la industria aprenda y baje los riesgos y costos de extracción del shale oil y gas. De cara a una nueva etapa que se abre en la formación no convencional, el presidente de la filial latinoamericana de Chevron, Javier La Rosa, marcó 4 condiciones fundamentales para destrabar el potencial de inversiones. Normas estables y que se cumplan los derechos adquiridos por las empresas Libre movimiento […]
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En un país de extensas distancias y desafíos logísticos, la compañía de ciencia de los materiales Dow Argentina; la empresa especializada en logística Celsur Logística y la organización ambiental sin fines de lucro Delterra se unieron para conectar puntos clave de la cadena de reciclaje de plástico a través de la iniciativa “Gestión de retornos con materiales de reciclado”.
El objetivo de esta propuestaes hacer más eficiente la logística de transporte al aprovechar trayectos de retorno vacíos para trasladar residuos de plástico hacia centros de reciclaje en Buenos Aires, para darles una segunda vida.
El proyecto
Esta iniciativa se integra a la red de distribución de productos ya establecida por Celsur Logística a nivel nacional. Hasta la implementación de este proyecto conjunto, un número considerable de los camiones que distribuyen productos a través de la red, regresaban vacíos a los centros operativos localizados en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Ahora vuelven desde los centros de recuperación ubicados en el interior del país con material post consumo hacia centros de reciclado ubicados en AMBA, optimizando cada recorrido y promoviendo así una economía circular real.
“Esta colaboración optimiza los recursos logísticos a maximiza la capacidad de transporte en rutas nacionales. Al integrar los trayectos de retorno vacíos en nuestra red de distribución, estamos mejorando la eficiencia operativa y también fomentando la economía circular. Este esfuerzo conjunto demuestra cómo la innovación en logística puede contribuir al impacto positivo en la sostenibilidad y en la reducción de emisiones”, explicó Gabriel García Polignano, director ejecutivo de Celsur Logística.
“La logística inversa tiene un gran potencial en Argentina debido a las extensas distancias y a una alta dependencia del transporte por camión. Miles de camiones recorren cientos de kilómetros diariamente de regreso vacíos. Imaginen si pudiéramos llenarlos con materiales reciclables”, destacó Reinier van der Lely, Program Manager de Delterra, aludiendo al potencial que tiene esta colaboración para cambiar el sistema de gestión de residuos en el país.
Impacto
Durante la etapa que acaba de culminar se realizaron 14 retiros que llegaron a distintas provincias argentinas, movilizando recursos hacia centros de reciclaje en el Área Metropolitana de Buenos Aires, Córdoba, Corrientes y Entre Ríos. Se trata de 10.820 kilómetros recorridos y el transporte de 140 toneladas de material mixto post consumo. Se espera que en la próxima fase se cubran otros 8.000 kilómetros adicionales con nuevos cargamentos, incrementando el volumen de material reciclable transportado, sin necesidad de recorridos adicionales.
“Esta alianza marca un antes y un después en cómo gestionamos los residuos plásticos en Argentina. La logística inversa nos permite aprovechar cada trayecto y transformar cada residuo en un recurso valioso. Este modelo une a la cadena de reciclaje funcionando como un ecosistema de materiales interconectado y optimiza recursos en un país tan extenso como el nuestro”, señaló Guillermo Claus, gerente de Logística del negocio de Empaques y Plásticos de Especialidad para la región Sur de América Latina de Dow.
La sinergia entre las tres organizaciones impulsa un modelo de economía circular que, a través de un proceso eficiente y sincronizado —desde la recolección hasta el reciclaje—, asegura que los residuos plásticos lleguen al centro de reciclaje Reciclar S.A, donde se procesan y reintegran en la cadena productiva como recursos de alto valor. Este proyecto reafirma el compromiso compartido de los 3 aliados con el desarrollo de negocios que consideran la sustentabilidad y que buscan mitigar los impactos al planeta, así como generar un impulso positivo en la economía local, destacaron desde las empresas.
Transportadora Gas del Norte (TGN) cuenta con más de tres décadas conectando personas, industrias y países a través de su sistema de gasoductos. “Hemos tejido una red de talentos que le permite posicionar su liderazgo en el sector energético del país y esto sólo se logra brindándoles la oportunidad a todos esos jóvenes que quieren conectar con su futuro, aprendiendo de quienes más saben, en el lugar donde pasan las cosas”, destacaron desde la empresa. Por esto, la AOG Patagonia 2024 se presentó como una oportunidad para explorar y conectar con quienes desean formar parte de la industria del Oil& Gas a través del stand JOG “Conectá con tu futuro”. Una propuesta que, durante tres días, conjugó el arte colectivo con intereses y aspiracionesde los cientos de jóvenes que visitaron este espacio interactivo.
El “Wall de Conexiones”, como se le denominó a este mural, contó con tres preguntas relacionadas a la industria energética en donde los jóvenes, la mayoría de áreas técnicas o Ingenierías, respondían con un hilo de colores según su rango etario (16-24; 25-34; +35), qué aspecto de la energía les interesaba; qué huella querían dejar en el mundo y qué los motivaba.
Como resultado, el mural dejó una estadística muy interesante al indicar que los jóvenes en edades tempranas (16-24) están más interesados en las nuevas tecnologías, un futuro sustentable y ser parte de soluciones innovadoras, mientras que aquellos en edades comprendidas entre 25-34 años, conectaron su futuro con la eficiencia energética, la economía circular, la creación de soluciones energéticas accesibles y seguras para todos y contribuir al desarrollo del país.
Interés
Por último, aquellas personas con más de 35 años dejaron en claro su interés por la eficiencia energética y se unieron al rango etario anterior indicando su preferencia por crear soluciones energéticas para todos y contribuir al desarrollo del país.
Una obra de arte que no solo proporcionó un momento divertido y creativo, sino que también reflejó las motivaciones y proyecciones de crecimiento alineados a las operaciones de TGN, permitiendo a los jóvenes capturar el momento en el que comienzan a conectar su futuro con la empresa, remarcaron desde la compañía.
La presidenta de Honduras, Xiomara Castro, anunció que impulsará la concreción de la represa El Tablón, que estará ubicada a unos 30 kilómetros al suroeste de San Pedro Sula sobre el río Chamelecón.
«Gracias al trabajo conjunto liderado por la Secretaría de Finanzas (Sefin), la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), será aprobada la construcción de la Represa El Tablón, con una inversión de 300 millones de dólares», expresó la presidenta Castro en X.
Y anticipó: «La licitación inicia en febrero de 2025, y la construcción comenzará en octubre».
Aquello fue ratificado por el secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la ENEE, Erick Tejada, quien añadió que ya están trabajando en los términos de referencia para lanzar la licitación internacional en los primeros meses del próximo año.
Según indicó la autoridad de la cartera energética, en octubre finalizaron estudios preliminares vinculados a este proyecto, actualizando por ejemplo la capacidad instalada que tendrá el mismo. Mientras que en estudios del 2008 y del 2016 se valoraba un potencial de 20 MW, este último determinó que al menos en una fase inicial este proyecto podría ser de 13,4 MW.
«Los estudios de factibilidad finalizados por la firma Lombardi utilizaron dos criterios fundamentales para el diseño: maximizar la contención de inundaciones y minimizar las afectaciones sociales», sostuvo Tejada en una publicación en X.
Reacciones encontradas
El anuncio de la licitación de El Tablón ha generado una mezcla de expectativas y escepticismo en la zona norte de Honduras. Mientras algunos sectores aplauden el avance de la obra, otros se muestran más cautelosos, argumentando que el proyecto ha sido anunciado varias veces sin que se concrete.
El economista y experto en energía Kevin Rodríguez ha expresado su escepticismo sobre el verdadero avance del proyecto. Según Rodríguez, desde el inicio del mandato de Xiomara Castro se han prometido acciones para poner en marcha El Tablón, pero hasta ahora, las obras no han comenzado.
Recordó además que en 2022 las autoridades indicaron que tenían disponibles 2,500 millones de lempiras para la ejecución del proyecto, mientras que ahora el costo total se proyecta en 300 millones de dólares.
Los desafíos de un proyecto multipropósito
«El río Chamelecón tiene la particularidad de que solo crece durante la temporada de lluvias, el resto del año es relativamente inofensivo. Esto lo hace menos viable para la generación eléctrica», explicó Kevin Rodríguez.
Según el economista, agregar un componente de generación de energía requiere la creación de un embalse que podría inundar comunidades aguas arriba y afectar la infraestructura local, como una autopista en proceso de reparación.
«Lo que se le recomendó al gobierno fue que construyeran una cortina rompepicos para contener las crecidas y evitar inundaciones. Este componente, que costaría alrededor de 150 millones de dólares y estaría listo en 36 meses, podría solucionar el problema de las inundaciones de manera más eficiente», sugirió Rodríguez, añadiendo que la adición de componentes de riego y generación eléctrica podría dejarse para una fase posterior.
Finalizando, Rodríguez destacó la urgencia de avanzar más rápidamente en la protección contra inundaciones, especialmente considerando la amenaza de la tormenta Sara, que en caso de convertirse en huracán podría causar daños graves en la región esta misma semana.
DIPREM, empresa con más de 20 años de experiencia en la región y líder en servicios de sostenibilidad, anuncia el lanzamiento de su curso online: “Cálculo de Huella de Carbono y Gestión de Emisiones”. Este programa, diseñado para profesionales y empresas comprometidos con el medio ambiente, está respaldado por los altos estándares de calidad de DIPREM, certificados bajo las normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.
El curso será dictado por dos destacadas especialistas:
Paulina Núñez, experta en gestión sostenible y legislación ambiental.
Karla Soto, bióloga con especialización en Derecho Ambiental, quien cuenta con una amplia trayectoria en temas de sostenibilidad y huella de carbono.
El contenido del curso se estructura en torno a las últimas novedades de la legislación chilena e internacional sobre gestión de emisiones, ofreciendo una sólida base teórica y práctica para calcular y gestionar la huella de carbono en diversas organizaciones. Además, el programa incluye herramientas para identificar oportunidades de mejora y estrategias para reducir el impacto ambiental.
Este curso online es el siguiente paso luego del exitoso webinar realizado por DIPREM sobre la huella de carbono, el cual reunió a más de 200 participantes interesados en aprender sobre sostenibilidad y cumplimiento normativo. Ahora, a través de esta capacitación más exhaustiva, DIPREM busca consolidar su compromiso con la formación de profesionales y empresas hacia un futuro más sostenible.
Detalles del curso:
Modalidad: Online, con clases teórico-prácticas.
Duración: 3 al 12 de diciembre de 2024. Con un total de 16 horas.
Certificación: Diploma avalado por DIPREM.
“Hoy más que nunca, las empresas deben alinearse con los estándares ambientales para asegurar su competitividad y compromiso con el planeta. Este curso es una oportunidad para transformar el conocimiento en acción,” señalaron desde la dirección de DIPREM.
Para reflexionar sobre los desafíos de la industria de generación eléctrica y definir las principales directrices del sector y los focos de trabajo que impulsará el gremio durante 2025, Generadoras de Chile desarrolló su jornada de planificación estratégica en un encuentro que convocó a los gerentes generales y gerentes de primera línea de sus 13 empresas socias.
La reunión se inició con la sesión de directorio regular de noviembre. En esta oportunidad se abordó el anuncio del Ministerio de Energía en referencia a destinar los eventuales recursos que no se utilicen del subsidio eléctrico para entregar paneles solares. Al respecto, el director ejecutivo de Generadoras, CamiloCharme, manifestó que “esto es una muestra más de la incoherencia regulatoria e improvisación técnica en la conducción del proyecto de ley de subsidio eléctrico. Claramente, esto afecta la certeza jurídica de la industria e impacta directamente en las decisiones de las empresas de seguir invirtiendo en un sector clave y estratégico para el desarrollo y el crecimiento económico de Chile”.
La planificación estratégica continuó con una serie de talleres y sesiones de trabajo de los distintos comités para consensuar las visiones de todas las compañías y establecer una estrategia que apunte a promover las condiciones necesarias para generar nuevos proyectos e inversiones, que serán determinantes para una transición energética segura, responsable y efectiva.
El evento contó con la participación de JaimePino, vicepresidente y gerente general de Innergex y presidente del Directorio de Generadoras de Chile; MaríaTeresaGonzález, de Statkraft; María Galainena, de Enel Generación Chile; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; Oscar Morales, gerente general de Latam Power; MarcoArrospide, gerente general de Guacolda; Joan Leal, gerente general de EDF Chile; Javier Dib, gerente general de AES; Victoria Salinas, de Inkia Energy; JuanEduardo Vásquez, de Colbún; José Arosa, de Prime Energía; Renzo Valentino, de Pacific Hydro Chile; Pablo Villarino, de Engie, y Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.
COMATSA, una firma con más de 25 años de experiencia en construcción y 15 años en energías renovables, desembarcó en Colombia con la intención de emular su trayectoria en proyectos de energía eólica y solar en países como México y Estados Unidos. “Nuestro enfoque es traer la experiencia, el reconocimiento y replicar las buenas prácticas que hemos desarrollado en otros mercados para impulsar los proyectos rezagados en Colombia”, manifiesta Juan Pablo Ospina, Business Development & Operations Manager de COMATSA, en diálogo con Energía Estratégica.
La empresa, reconocida por sus servicios de Operación y Mantenimiento (O&M), así como en proyectos de obra civil, mecánica y eléctrica, y construcción (EPC), planea desarrollar una capacidad de 250 a 300 megavatios (MW) para 2026 y contribuir a los esfuerzos nacionales de descarbonización a través de soluciones llave en mano.
En palabras de Ospina, “la expectativa es trabajar en sociedad con empresas ya establecidas en Colombia, ofreciendo nuestra experiencia en construcción y puesta en marcha de proyectos”.
Objetivos y metas al 2026
Para 2026, COMATSA pretende captar 200 MW en parques existentes y desarrollar proyectos que sumen hasta 300 MW en menos de dos años, contribuyendo de manera significativa a la capacidad de interconexión eléctrica del país.
“Buscamos dar ese empujón necesario para que los proyectos en Colombia puedan despegar con el respaldo de una multinacional”, asegura Ospina. Con esta visión, COMATSA se presenta como un aliado estratégico en un contexto de déficit energético en Colombia, donde se estima una necesidad de hasta 5 GW de nueva capacidad renovable al cierre de 2026, según declaró el viceministro de Energía, Javier Campillo, en el Future Energy Summit (FES) Colombia.
Alianzas y colaboración institucional
COMATSA también ha iniciado conversaciones con entidades gubernamentales clave para el desarrollo de proyectos en el país. FENOGE y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) han sido identificados como socios estratégicos en esta fase inicial. Espina destaca que los acercamientos con FENOGE son prometedores y enfatiza la importancia de involucrar a entidades estatales para el avance de proyectos energéticos.
“Nuestras directivas han estado en diálogo con FENOGE y la UPME, buscando colaborar en proyectos de menor escala, pero con alto impacto, que puedan ser replicados con éxito en todo el país”, comenta Ospina.
En el Future Energy Summit (FES), evento clave del sector donde participaron más de 500 líderes en Bogotá, COMATSA ha logrado consolidar contactos con actores relevantes del sector energético colombiano y multinacionales interesadas en la región. “Este evento nos ha permitido fortalecer vínculos con empresas como Enel Green y EDF, que ya tienen presencia en Colombia y con las cuales exploramos posibles sinergias para proyectos futuros”, detalla Ospina.
En el FES, Campillo subrayó la meta gubernamental de alcanzar 5 GW de nueva capacidad para 2026 y mencionó posibles cambios en la regulación de almacenamiento energético y la reconfiguración de subastas para impulsar una asignación eficiente de proyectos renovables.
Un entorno de retos y oportunidades
La entrada de COMATSA al mercado colombiano ocurre en un contexto de desafíos importantes en el sector de energías renovables. La falta de interconexión energética y los retrasos en algunos proyectos han generado inquietud en el sector.
No obstante, Ospina expresa optimismo en cuanto al papel que pueden jugar empresas con experiencia en mercados internacionales. “Vemos la oportunidad de contribuir al cierre de la brecha energética en Colombia, que actualmente necesita desarrollar rápidamente 6 GW de capacidad para satisfacer la demanda creciente”, afirma el ejecutivo, destacando que la compañía está preparada para aportar tanto en capacidad técnica como en experiencia operacional.
En este sentido, COMATSA pretende fortalecer la seguridad energética en Colombia, aprovechando su vasta experiencia en mercados como México, donde ha colaborado en proyectos de hasta 2 gigavatios (GW). “Estamos confiados en que nuestra experiencia en proyectos multinacionales nos permitirá aportar soluciones eficaces y sustentables en Colombia”, concluye Ospina.
Con este enfoque, COMATSA reafirma su compromiso con la transición energética en Colombia, alineando sus metas con las proyecciones del gobierno y brindando su respaldo a través de asociaciones estratégicas y una experiencia consolidada en energías renovables.
Trinasolar, líder global en soluciones fotovoltaica inteligentes y almacenamiento de energía, ha recibido la certificación de bancabilidad para sus módulos fotovoltaicos bifaciales Vertex n-type TOPCon por parte de TÜV Rheinland, una entidad independiente de pruebas, inspección y certificación.
Los módulos Vertex fueron sometidos a pruebas exhaustivas como parte del proceso de certificación, obteniendo un resultado global satisfactorio. Estos resultados positivos obtenidos en cada una de las pruebas confirman la excelencia en la calidad, fiabilidad y durabilidad de la cartera de módulos tipo n de Trinasolar y proporciona una prueba adicional para las grandes corporaciones, equipos de compras y servicios de asesoramiento financiero de que invertir en los productos de la compañía presenta notables beneficios. Esto ha constituido una de las bases sólidas en Trinasolar para seguir ampliando su presencia mundial.
TÜV Rheinland llevó a cabo sus pruebas basándose en el estándar de bancabilidad 2 PfG 2940. Estas pruebas incluyeron secuencias de ciclado térmico, estrés mecánico, estrés en la cara posterior del módulo incluyendo radiación UV, calor húmedo, degradación inducida por potencial (PID), degradación inducida por UV (UVID), detección de la degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LETID) y examen opcional del archivo PAN.
Los módulos tuvieron un desempeño particularmente destacable en las secuencias de ciclado térmico, estrés mecánico l, estrés en la cara posterior del módulo incluyendo radiación UV y LETID, mostrando niveles de degradación extremadamente bajos. Esto se alinea firmemente con otras pruebas realizadas por Kiwa PVEL en 2023 y por RETC el pasado mes de junio.
Li Weichun, Director Global de Electrónica de Potencia y Gerente General de Productos Solares y Comerciales de China en TÜV RheinlandGroup, comentó: » Los módulos bifaciales Vertex n-type TOPCon de Trinasolar obtuvieron unos resultados excepcionales en nuestro test de bancabilidad, lo que confirma su calidad y fiabilidad líderes en el sector. Hemos colaborado estrechamente con Trinasolar en materia de bancabilidad, huella de carbono del producto, certificado EPD y fiabilidad del producto, y esperamos reforzar nuestra colaboración con Trinasolar en un futuro próximo.”
Wang Bing, Director de Calidad de Operación en la Unidad de Negocios de Células y Módulos de Trinasolar (CMBU), dijo: «Trinasolar siempre ha defendido una filosofía de ‘calidad primero’ y ‘el cliente primero’, lo que ha ayudado a nuestros productos a ganarse una sólida reputación en el mercado.
«Esta certificación reafirma el enfoque de Trinasolar en la investigación y desarrollo tecnológico, y nuestro énfasis en mejorar continuamente el rendimiento y la fiabilidad de nuestros productos. Nos apasiona llevar la energía solar a más comunidades a nivel mundial y reconocemos que la bancabilidad es crucial para lograr este objetivo».
La Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC) firmaron un acuerdo de interoperabilidad de sistemas, marcando un avance en la gestión de datos energéticos del país. El acto fue encabezado por el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, y el gerente general del OC, Manuel López San Pablo, quienes destacaron la importancia de esta colaboración para el sector energético.
Este acuerdo permitirá a la CNE acceder al Sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), una herramienta que facilita la visualización en tiempo real de datos críticos del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Entre los parámetros que se podrán monitorear se incluyen la generación de energía por segundo de fuentes renovables y no renovables, el consumo de las distribuidoras, el desempeño de la regulación de frecuencia, eventos en el sistema y la incorporación de nuevos proyectos.
Durante la firma, Edward Veras destacó que este convenio fortalecerá el acceso a fuentes precisas de información energética, posicionando a la CNE como promotora de inversiones en renovables. “Este protocolo de intercambio de datos permitirá a instituciones como la CNE, el Ministerio de Energía y Minas y la Superintendencia de Electricidad acceder a la fuente principal de datos del sistema. Contar con datos veraces es esencial para proyectar la mejor cara del país y su capacidad de inversión, especialmente en energías renovables. Tener al OC como socio en este proceso es un gran orgullo,” expresó Veras.
Por su parte, Manuel López San Pablo subrayó la importancia de contar con plataformas interoperables para una gestión eficiente del sistema eléctrico. “Este acuerdo facilita decisiones estratégicas y garantiza la transparencia que requieren tanto los inversionistas como el público. Nos sentimos orgullosos de fortalecer esta colaboración con la CNE para brindar un flujo continuo y seguro de datos en tiempo real,” comentó López.
En el acto de firma, realizado en las instalaciones de la CNE, estuvieron presentes Edwin Martínez, gerente de Tecnología e Infraestructura, y Belkys Rodríguez, asesora legal del OC, respectivamente.
Entre los asistentes de la CNE se encontraban Darío Kelly, asesor jurídico; Orlando Fernández, gerente de Consultoría Jurídica; Fredy Pérez, gerente de Evaluación Financiera y de Riesgo de Proyectos Renovables; Vanessa Gómez, subgerente de Consultoría Jurídica; Víctor de la Rosa, gerente de Tecnología de la Información; Viancamely Alcántara, gerente de Relaciones Públicas; Ana Núñez, encargada de la División de Contratos; Héctor Romero, de la Gerencia Eléctrica y Sixto Reynoso, de la Gerencia de Relaciones Interinstitucionales.
Sobre la CNE
La Comisión Nacional de Energía es la entidad gubernamental responsable de la planificación, desarrollo y promoción de políticas energéticas en la República Dominicana, con un enfoque en la sostenibilidad y la eficiencia del sector.
Sobre el OC
El Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado es la institución encargada de la operación y coordinación en tiempo real del sistema eléctrico dominicano, así como del manejo de información esencial para la regulación y control del sistema energético nacional.
Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron hoy un nuevo acuerdo estratégico a través del cual se comprometen a construir un Parque Eólico en la localidad de Olavarría de 180MW de potencia en una primer etapa y una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza, que permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión, y al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.
Asimismo, realizarán una ampliación en el Parque de San Luis Norte mediante la incorporación de un parque solar por 18MW, convirtiendo a ese complejo renovable en el primer parque híbrido del país.
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis.
Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría son para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad.
Según Martín Federico Brandi, CEO de PCR, “para nuestra empresa se trata de un nuevo hito muy importante en la asociación que establecimos con ArcelorMittal Acindar, empresa industrial líder de la Argentina, afianzando aún más la relación comercial, dando continuidad a las importantes inversiones que ya venimos llevando adelante en el sector de energías renovables, y confirmando de esta manera el fuerte compromiso con el país y la transición energética.”
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar expresó que “estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo estar liderando la reducción de emisiones de CO2 para la industria siderúrgica Argentina. Con esta nueva inversión reafirmamos nuestro compromiso con el objetivo de reducir en un 30% la huella de carbono para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050”.
Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron un nuevo acuerdo estratégico a través del cual se comprometen a construir un Parque Eólico en la localidad de Olavarría de 180 MW de potencia, en una primer etapa. También, una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza, que permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión, y al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.
Asimismo, realizarán una ampliación en el Parque de San Luis Norte mediante la incorporación de un parque solar por 18 MW, convirtiendo a ese complejo renovable en el primer parque híbrido del país.
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., con el 51 % y 49 % respectivamente, sociedad que es titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis.
Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría son para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad, se describió.
Según Martín Federico Brandi, CEO de PCR, “para nuestra empresa se trata de un nuevo hito en la asociación que establecimos con ArcelorMittal Acindar, empresa industrial líder de la Argentina, dando continuidad a las importantes inversiones que venimos llevando adelante en el sector de energías renovables, y confirmando el fuerte compromiso con el país y la transición energética”.
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar expresó que “estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo estar liderando la reducción de emisiones de CO2 para la industria siderúrgica Argentina. Con esta nueva inversión reafirmamos nuestro compromiso con el objetivo de reducir en un 30 % la huella de carbono para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050”.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división de petróleo y gas opera en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 18.427 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en los Estados Unidos.
. Vaca Muerta podría generar un superávit en la balanza energética de U$S 30.000 millones en 2030, con una producción estimada de 1 millón de barriles de petróleo y más de 250 millones de m³ de gas por día. Desde el inicio de su explotación, las inversiones en estos yacimientos alcanzarán los U$S 200.000 millones, indicó un informe de la consultora PwC Argentina dirigido a inversores del sector.
“Vaca Muerta tiene la capacidad geológica de llevar al país a niveles de producción nunca vistos. En este nuevo escenario, el interés de las empresas locales e internacionales en invertir en petróleo y gas no convencional es muy significativo dado el alto potencial que tiene Vaca Muerta.
“En los últimos meses, se realizaron anuncios importantes y compromisos de inversión donde el gobierno acordó con distintos actores nuevas reglas de juego que la hacen aún más atractiva”. señala Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina.
Infraestructura para el crecimiento
A pesar del gran potencial de producción de Vaca Muerta, el informe enfatiza que este crecimiento depende en gran medida de inversiones en infraestructura. La falta de capacidad de evacuación actual representa un límite concreto para el desarrollo productivo.
“Argentina tiene un altísimo potencial para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales dado que es el cuarto y segundo país con recursos no convencionales de petróleo y gas respectivamente. El país es el segundo productor mundial en NC detrás de Estados Unidos. Estas proyecciones dependerán de que se realicen inversiones en infraestructura, particularmente en ductos y plantas para la exportación de LNG”, explicó Hernán Rodríguez Cancelo, socio de PwC Argentina especialista en energías renovables.
La construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, con una inversión de U$S 2.500 millones, que permitirá transportar 500.000 barriles de petróleo por día, y el puerto de aguas profundas en Río Negro, diseñado para reducir costos de transporte y facilitar el acceso a mercados internacionales.
El desarrollo de proyectos como la ampliación del ex Gasoducto Néstor Kirchner, y el proyecto Duplicar y Triplicar de OldelVal serán cruciales para superar los actuales cuellos de botella en la capacidad de evacuación.
El informe detalla que, en agosto de 2024, Vaca Muerta alcanzó una producción de 403.000 barriles de petróleo y 83 millones de m³ de gas por día, representando más de la mitad de la producción de hidrocarburos del país y con un crecimiento interanual del 35 % en petróleo y 22 % en gas. El ritmo de crecimiento interanual ha sido sostenido a niveles de doble dígito, y la formación aún se encuentra en una etapa temprana de desarrollo.
Oportunidades en áreas maduras
La concentración de grandes empresas en Vaca Muerta crea oportunidades en otras áreas maduras de explotación, un aspecto que beneficia al sector y promueve una mayor diversificación en la cadena productiva.
“El enfoque de las grandes empresas en Vaca Muerta abre el juego para que otras empresas puedan expandirse en áreas maduras facilitando así la consolidación y adquisición de empresas del sector”, expresó Ignacio Aquino, socio de PwC Argentina de la práctica de Deals, aludiendo a las posibilidades de nuevos actores en yacimientos tradicionales.
“El Régimen de Incentivos Grandes Inversiones (RIGI) jugará un rol fundamental en el desarrollo de la infraestructura necesaria para que Vaca Muerta alcance su potencial. Este marco regulatorio permite atraer inversiones estratégicas mediante incentivos fiscales que faciliten proyectos clave de infraestructura para optimizar su capacidad productiva y exportadora”, afirmó Juan Manuel Magadan, socio de PwC Argentina de la práctica de Tax & Legal.
El Congreso de la Nación fue el escenario de un evento clave para el futuro energético de Argentina: “La Energía Nuclear en la Transición Energética”. Organizado por el diputado Pablo Cervi (UCR, Neuquén) junto a las legisladoras Gabriela Brouwer de Koning y Margarita Stolbizer, el encuentro reunió a expertos, legisladores y representantes de la industria nuclear para analizar el papel de esta fuente energética en un modelo más sustentable.
Argentina y su legado nuclear
En su discurso de apertura, Pablo Cervi destacó la histórica capacidad de Argentina en el sector nuclear, subrayando que el país no solo produce reactores, sino también el combustible necesario, respaldado por un capital humano altamente calificado. “En el reactor Atucha II, mientras empresas extranjeras estimaban un parate de tres años, la inventiva argentina logró completar las reparaciones en solo 10 meses”, señaló Cervi, ilustrando el potencial nacional para innovar y superar desafíos técnicos complejos.
El diputado también enfatizó la reciente decisión de declarar la energía nuclear como combustible de transición, al mismo nivel que el gas. “Esto nos posiciona estratégicamente, no solo en términos energéticos sino también en la geopolítica global”, afirmó.
Perspectiva geopolítica: el lugar de Argentina en el mundo
Uno de los momentos más destacados del evento fue la intervención del Dr. Diego Guelar, ex embajador y actual consejero del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Guelar situó el desarrollo nuclear argentino en un contexto internacional, subrayando que el dominio de esta tecnología puede consolidar la posición del país frente a desafíos globales como el cambio climático y la seguridad energética. “La energía nuclear no solo es una herramienta de sostenibilidad, sino también de soberanía. Argentina tiene la oportunidad de ser un jugador clave en el tablero energético global”, afirmó.
Beneficios tangibles: de la industria a la medicina
El Ing. Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), profundizó en las aplicaciones de la energía nuclear más allá de la generación eléctrica. Resaltó la importancia de la industria nuclear en la producción de radioisótopos para la medicina, utilizados en diagnósticos y tratamientos avanzados. “Cada reactor no solo genera energía, sino que también impulsa desarrollos científicos que impactan en la calidad de vida de la población”, explicó Lavalle.
En el ámbito industrial, destacó la contribución de la tecnología nuclear a procesos más eficientes y menos contaminantes, como el uso de agua pesada en plantas industriales, que Argentina produce en la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP).
El capital humano: un recurso invaluable
Diego Garde, gerente de los sitios nucleares Atucha I y II, se refirió al factor humano como el principal activo del sector nuclear argentino. “El conocimiento y la experiencia acumulada en nuestras plantas son únicos. Para enfrentar los desafíos del futuro, debemos seguir invirtiendo en formación y desarrollo técnico”, sostuvo Garde.
Desde la perspectiva laboral, representantes de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE) abordaron la relevancia del sector nuclear en la generación de empleo. Señalaron que tanto la PIAP como la empresa Diositek S.A. son ejemplos de cómo la energía nuclear fomenta una cadena de valor robusta que beneficia a miles de trabajadores.
Seguridad y regulación: pilares de confianza
La seguridad fue un tema central en el debate, con la Agencia de Regulación Nuclear desempeñando un rol crucial en la supervisión y garantía de los proyectos. Este aspecto fue destacado por diversos expositores, quienes resaltaron la importancia de mantener los más altos estándares para asegurar la confianza pública y la continuidad de los proyectos.
Una transición verde con sello argentino
El evento concluyó con un llamado a profundizar el debate sobre el rol estratégico de la energía nuclear en la transición energética de Argentina. La combinación de experiencia técnica, infraestructura desarrollada y talento humano coloca al país en una posición privilegiada para liderar esta transformación.
“La transición energética no es solo una cuestión de tecnología, sino de visión estratégica. Argentina tiene todo lo necesario para ser un referente global en el uso de la energía nuclear como una fuente segura, sustentable y económicamente viable”, concluyó Cervi.
En un contexto global marcado por la urgencia climática y las tensiones geopolíticas, la energía nuclear emerge como un pilar fundamental. Argentina, con su vasta experiencia y capacidad, tiene la oportunidad de consolidarse como líder en este ámbito, contribuyendo no solo a su desarrollo interno, sino también al escenario internacional.
La petrolera estatal YPF y el gobierno de Santa Cruz se encuentran en una compleja negociación por el futuro de los yacimientos petroleros en la provincia.
La idea de la empresa comandada por Horacio Marín es dejar de operar los pozos que tiene en la provincia patagónica pero según precisa el portal especializado en energía, Econojournal, la iniciativa se frenó por la negativa del gobernador Claudio Vidal a aceptar una reestructuración operativa y achicamiento de las áreas. YPF quiere forzar su salida de yacimientos a partir de enero de 2025.
A pesar de los múltiples intentos de YPF por ceder la operación de estos campos, las diferencias entre ambas partes han impedido alcanzar un acuerdo.
La negativa del gobernador Claudio Vidal a aceptar una reestructuración operativa y la pérdida millonaria de YPF en la provincia complican aún más la situación.
La decisión de YPF de abandonar la operación de los yacimientos en Santa Cruz tiene importantes implicaciones económicas para la provincia y para la empresa. De hecho la petrolera estatal perderá nada más ni nada menos que 300 millones de dólares invertidos en 2023, pero desde la empresa sostienen que quedarse les hará perder aún más dólares a futuro.
La pérdida de miles de empleos y la necesidad de encontrar nuevos operadores para mantener la producción son algunos de los desafíos que plantea esta situación. La empresa CGC, principal productora de hidrocarburos en la provincia ya mostró interés por quedarse con los activos y hasta diseñó un proyecto completo para avanzar con la explotación de los pozos, pero
La petrolera estatal ha implementado diversas estrategias para transferir la operación de sus yacimientos en Santa Cruz a otras empresas, pero se encontró obstáculos en las negociaciones con el gobierno provincial.
La falta de acuerdo entre las partes podría generar un impacto negativo en la producción de hidrocarburos y en la economía de la región.
Venezuela declaró un promedio de producción de crudo de 989.000 barriles, la más alta de todo el año, según se detalla en el informe mensual publicado hoy martes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
La cifra declarada por Venezuela fue un promedio de 46.000 barriles diarios más alta que la reportada en septiembre anterior.
Por fuentes secundarias, el informe de la OPEP refleja un alza de la producción venezolana, aunque de menor magnitud, con un promedio de producción en octubre de 895.000 barriles diarios, 7.000 más que en septiembre de este año.
Tanto por fuentes directas como por secundarias, Venezuela registró en octubre de este año un desempeño en su producción de crudo, superior a los promedios de los primeros tres trimestres de 2024.
Las cifras actuales del sector petrolero venezolano también son muy superiores al promedio del año 2023, cuando por fuentes directas se promedió 783.000 barriles diarios y por fuentes secundarias 749.000 barriles al día.
El informe de la OPEP revela también que el precio del crudo de referencia de Venezuela, el Merey, se mantuvo al alza en octubre con una cotización promedio de 58,30 dólares por barril.
La exportación de hidrocarburos ha sido tradicionalmente la principal vía de ingreso de divisas para Venezuela, sin embargo, en años recientes la industria petrolera del país sudamericano sufrió un notorio retroceso.
Para el Gobierno venezolano, las dificultades en su industria de los hidrocarburos obedecen a las sanciones estadounidenses contra la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA).
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, días atrás y por indicación del gobernador Claudio Vidal, llevó adelante una agenda de trabajo que involucró visitas a la terminal de regasificación de Gas Natural Licuado en Zeebrugge, en Bélgica; al parque eólico off shore Middelgrunden, en Dinamarca; como así también, al barco regasificador de Gas Licuado ubicado en Brunsbuttel, Alemania.
Invitado el Gobierno Provincial por la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, este tour de Diplomacia Energética, tuvo lugar desde el 4 al 8 de noviembre, con el objetivo de “continuar con la implementación del Memorando de Entendimiento firmado en Julio de 2023 entre la Unión Europea y Argentina, durante la cumbre EU-CELAC”, tour al que Santa Cruz asistió junto a representantes de Córdoba, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut, como así también de la Secretaría de Energía de la Nación, de YPF Luz e YPF Nuevos Negocios.
Esta agenda – programada y auspiciada por la Unión Europea – contó con visitas técnicas y reuniones en torno a temas de cooperación contenidos en el Memorando, entre los que se destacan energías renovables, eficiencia energética, hidrógeno y gas natural licuado.
En detalle, el responsable de la cartera energética y minera provincial, en la ciudad de Bruselas, Bélgica, participó de un Taller sobre eficiencia energética; sobre minerales estratégicos, hidrógeno y gas natural licuado; además de reuniones sobre posibilidades de inversión en hidrógeno verde en Argentina; como así también visitó la terminal de regasificación de GNL en Zeebrugge.
Por otro lado, en la ciudad de Copenhague, Dinamarca, mantuvo reuniones con empresas desarrolladoras de inversiones en energías renovables y con la Agencia Danesa de Energía; como así también, realizó una visita al parque eólico off shore Middelgrunden.
Finalmente, en la ciudad de Hamburgo, Alemania, el ministro Álvarez junto a la delegación argentina, realizaron una visita al barco regasificador de gas licuado ubicado en Brunsbuttel.
En la jornada de este lunes 11 de noviembre, el gobernador Marcelo Orrego recibió a Ricardo Martínez, director Ejecutivo de Minas Argentinas SA, empresa integrante del AISA Group, quien le presentó un Plan de Inversión de USD 1.000 millones para ejecutarse bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).La operadora de la Mina Gualcamayo se convirtió en la primera empresa con base en San Juan en adherirse formalmente y es, hasta ahora, el mayor monto de dinero comprometido bajo este sistema en toda la región. Además, es el cuarto del país.
De esta reunión también participaron el ministro de Minería, Juan Pablo Perea, ministro de Producción,Trabajo e Innovación, Gustavo Fernández; Marcelo Agulles, gerente de Comunicaciones y Relaciones Comunitarias; Gabriel Corvo, gerente General de Minas Argentinas.
Hay que resaltar que esto no hubiese sido posible sin el compromiso político del gobernador Marcelo Orrego, para adherir la provincia de San Juan al RIGI y la posterior adhesión de los distintos municipios. Un dato para tener en cuenta es que Gualcamayo era una mina que estaba en proceso de cierre. Esto significa la reactivación definitiva de la mina con una proyección de 30 años de operación.
Cabe destacar que el VPU (Vehículo de Proyecto Único) presentado contempla distintos iniciativas e inversiones. La más importante de ellas es, sin dudas, la que corresponde al Proyecto Carbonatos Profundos.
De este modo, Carbonatos Profundos producirá unas 120 mil onzas de oro anuales durante un período no menor a 17 años. La inversión estimada es de USD 485 M, previendo la generación de unos 1000 puestos de trabajo durante la construcción y 400 para la etapa de operación.
Por otro lado, se informó que se realizarán inversiones en Exploración del orden de los USD 50 M durante los próximos 5 años. Hay que resaltar que la compañía ya encontró fuertes indicios geoquímicos del potencial de uno o más pórfidos de Molibdeno, Oro y Cobre.
Otros puntos clave
El plan de inversiones presentado en el RIGI incluye, también, la Producción de Cales Industriales. Para desarrollar este proyecto será necesario realizar un gasoducto desde San Juan a Jáchal y a Gualcamayo, lo cual también permitirá extender el abastecimiento de gas natural a la región norte de la provincia, generando un impacto social y económico sin precedentes, que se realizará a mediano largo plazo. La inversión estimada es de USD 75 millones, a iniciarse cuando se complete el proyecto ejecutivo del gasoducto.
En este primer VPU presentado por Minas Argentinas se incluyó la primera etapa del Parque Fotovoltaico que se construirá en Gualcamayo.
Si bien el proyecto integral contempla una producción de 800 Mb, en este primer RIGI se comprometió la construcción de un parque de 50 Mb para uso exclusivo de las necesidades eléctricas de la mina con una inversión de USD 37 millones a iniciarse el año próximo.
El plan de inversiones de Minas Argentinas se completa con labores de ampliación, refuncionalización y repotenciación de su actual sistema de lixiviación, lo cual permitirá, a partir de 2025, producir oro y plata durante los próximos años.
En todos estos conceptos, los trabajos demandarán inversiones del orden de los USD 360 millones, aproximadamente.
En este contexto, Ricardo Martínez dijo: “Estamos muy felices por el avance que estamos teniendo en Gualcamayo. Esta era una mina en proceso de cierre hace un año y hoy está alumbrando inversiones millonarias que nos darán, por lo menos, 3 décadas más de trabajo. Cuando se crean las condiciones adecuadas, se forman los equipos correctos y, sobre todo, se cuenta con el empuje de una familia como la de Juan José Retamero decidida a invertir para generar más desarrollo, el único camino es el del crecimiento, y a eso apostamos en Minas Argentinas”.
Es importante destacar que el proceso formal de presentación del VPU se completó horas atrás. Ahora, el Gobierno Nacional deberá evaluar el plan de inversiones, solicitar ampliación de datos, si lo considera oportuno, y emitir una resolución de aprobación o rechazo en un plazo de 45 días hábiles.
Recién con el visto bueno del Ministerio de Economía, Minas Argentinas estará habilitada a iniciar las labores bajo las condiciones establecidas en el RIGI recientemente sancionado y al cual la provincia de San Juan adhirió oportunamente.
La primera central nuclear de Latinoamérica, Atucha I, concluyó en septiembre su primer ciclo de vida útil luego de 50 años de operación. Para continuar con su operación, Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) comenzó con el proyecto para extender su vida operativa por 20 años más. Con una inversión estimada en cerca de US$ 700 millones, la compañía estatal operadora de las centrales nucleares busca garantizar la operación segura, mejorar la defensa en profundidad y hacer más eficiente la central. Nucleoeléctrica recibió a EconoJournalen el sitio Atucha para explicar los alcances y detalles de un proyecto que involucrará un total de 292 subproyectos entre prioritarios y secundarios y que se espera que este concluido para el 2027.
El movimiento de personal en las calles internas del complejo Atucha es intenso. Atucha II esta en parada de mantenimiento y volverá a generar energía en diciembre. Los principales trabajos se concentran en el reactor, a la vez que se realizan algunos trabajos menores en la etapa de alta de la turbina, la máquina generadora individual más potente del país con 745 MW de potencia bruta.
Pero lo que hará vibrar al complejo Atucha en los próximos años son las múltiples tareas que se ejecutarán en el marco de la Parada Prolongada de Reacondicionamientode Atucha I, un proyecto para aumentar las condiciones de disponibilidad y de confiabilidad de una central que aporta 2.531 GWh netos al año (equivalentes al consumo eléctrico de más de 1 millón de habitantes) y que empleará a un promedio de 600 personas por año y a unas 2000 personas en el pico de obra.
El reactor en Atucha I fue detenido el pasado 29 de septiembre al finalizar la licencia de operación otorgada por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el ente nacional regulador del sector nuclear. La licencia original de operación fue establecida en 32 años de «operación equivalentes a plena potencia», una métrica que no equivale a años calendarios. Como esa licencia vencía en 2018, el Plan Nuclear lanzado en 2006 incluyó analizar la factibilidad de extender la vida útil de la central.
Un estudio realizado por NA-SA concluyó que el recipiente de presión de Atucha I estaba en condiciones para continuar funcionando por dos décadas o inclusive más. Sobre esa base y los requisitos de seguridad exigidos por la ARN, la empresa estructuró un proyecto para extender su vida útilpor20 años calendarios más, es decir, hasta el 2046. Este fue el puntapié inicial para que la ARN aprobase tanto el proyecto de extensión de vida como una enmienda a la licencia original para que la central pudiera seguir generando energía hasta septiembre pasado.
Gerencia de extensión de vida
Nucleoeléctrica estima que el proyecto llevará 30 meses de ejecución, volviendo el reactor a criticidad en marzo de 2027. Liderando el proceso estará la Gerencia de Extensión de Vida, a cargo de Eduardo Arostegui, quien detalló a EconoJournal los avances y las tareas por realizar.
La parte más visible del proyecto dentro del complejo Atucha en este momento es la construcción de algunas de las obras civiles proyectadas, como es la ampliación del edificio de ingreso a zona radiológicamente controlada (donde se encuentra el reactor y una pileta de combustibles gastados), clave para gestionar adecuadamente el flujo de equipos, insumos y personal que ingresarán al reactor durante el proyecto. Solo el costo estimado por todas las obras civiles y de infraestructura se estima en US$ 62 millones.
La parte menos visible esta sucediendo dentro del edificio del reactor: ya retiraron 75 de los 241 elementos combustibles que hay dentro del reactor. Los elementos serán colocados en la pileta de enfriamiento. A un ritmo de 1,6 elementos retirados por día, estiman que completarán la tarea en febrero próximo.
Tanto el retiro de los combustibles como la ampliación del edifico de ingreso son las primeras tareas indispensablespara la ejecución de los subproyectos fundamentales.
Ampliación del edificio de ingeniería en el Complejo Atucha.
Subproyectos fundamentales
Para que Nucleoeléctrica pueda volver a operar Atucha I, la empresa deberá cumplir a rajatabla con el Documento Marco de Licenciamiento (DML) aprobado por la ARN. El documento involucra cinco líneas de trabajo que implican la ejecución de 41 subproyectos fundamentales para recibir una nueva licencia de operación.
Las cinco líneas de trabajo son el cambio del sistema de protección del reactor, la calificación ambiental de equipos, la separación de redundancias, el cambio de filtros del sistema de inyección de seguridad y la instalación de barreras anti derrame. Estas líneas involucran 41 subproyectos civiles, eléctricos, mecánicos, de instrumentación y control, documentales y de procesos.
Más allá de la estructuración del proyecto, las distintas líneas de trabajo se relacionan de una u otra manera. Por ejemplo, la calificación ambiental de equipos considerados críticos incluye la evaluación y potencial recambio de la instrumentación dentro de la esfera de contención que hace al sostenimiento de la protección del reactor. A ese sistema se le aplicarán criterios para cumplir con los últimos estándares internacionales de seguridad.
Un dato alcanza para dimensionar la magnitud de las tareas por realizar: hay que calificar 21 kilómetros de cables para evaluar su continuidad o reemplazo. Lo mismo se debe hacer con las válvulas (electromecánicas en su mayoría), las cajas de conexiones eléctricas, los actuadores y demás equipos. Solo el costo de la calificación ambiental de los equipos esta valorado en US$ 32 millones.
Lo que no requerirá calificación son los filtros del sistema de inyección de seguridad, que serán renovados por completo. Los filtros para el paso del agua se ubican en la parte inferior de la esfera. La superficie de filtrado actual es de 8 m² y se expandirá a 280 m².
Una defensa más profunda
Todos estos trabajos garantizarán la operación segura de la central, pero hay dos líneas de trabajo en particular que mejorarán la defensa en profundidad de Atucha I: la separación de redundancias y la instalación de barreras anti derrame.
La defensa en profundidad aplicada a la seguridad de las centrales nucleares es un concepto que se aplica al diseño, a la operación de las mismas y en la preparación de emergencias, teniendo por objetivo evitar aquellos sucesos que puedan desencadenar accidentes y, en el caso de que estos ocurran, mitigar sus consecuencias.
Por ejemplo, en el hipotético caso extremo de un accidente que conlleve la fundición del núcleo del reactor, el combustible fundido formaría lo que se conoce como corio, una lava nuclear. Los diseños de centrales nucleares de la década de 1980 en adelante suelen contar con barreras anti derrame en la parte inferior del reactor, conocidas en la jerga de la industria como core catcher, que sirven para contener y disminuir la velocidad de avance del corio. Atucha I contará con una barrera de este tipo: se construirá una barrera conformada por ladrillos especiales importados y técnicamente ya ensayados en facilidades de alta temperatura.
Una central más eficiente
A la empresa le bastaría con cumplir con los 41 proyectos del DML para que la ARN apruebe la vuelta a operación de Atucha I. Pero en NA-SA quieren implementar un total de 251 subproyectoso tareas no obligatorias (la empresa ya concluyó 78 de estas tareas), pero que son fundamentales para facilitar la operación cotidiana y hacer que la central sea mucho más eficiente en la generación de electricidad, alcanzando un factor de carga del 88%. En ese sentido una de las principales tareas será la adecuación de la turbina a condiciones de operación más modernas.
Las centrales nucleares tienen ciclos de generación eléctrica de muchos meses, con paradas de mantenimiento y/o de recarga de combustible cada cierto tiempo. Por su diseño las Atuchas tienen la peculiar ventaja de que pueden recargar combustible “en línea”, es decir, sin parar la generación de electricidad.
Pero el mantenimiento, que alcanza a las distintas áreas críticas de la central, como el reactor y sus sistemas o la turbina, es obligatorio y en Atucha I se realiza una parada cada doce meses. En Nucleoeléctrica buscan operar con paradascada 18 meses en lugar de 12. “Cada vez que paramos una central también estamos exigiendo sus sistemas de seguridad, la exigimos termicamente. Hay que tratar de evitarlo, además de generar un ingreso más continuo de dinero”, explicó Arostegui.
Los 251 subproyectos facilitarán la operación de la central y permitirán ir a paradas de mantenimiento cada 18 meses, dos factores que son claves para elevar el factor de carga actual de poco más de 70% a un 88%. El factor de carga es la relación existente entre la energía eléctrica realmente producida por una central en un periodo determinado y la que se hubiera producido en el mismo funcionando a su potencia nominal.
La modernización de la operación de la turbina de Atucha I es un objetivo relevante para alcanzar mayores factores de carga. En la turbina de 362 MW de potenciabruta se buscará modernizar sus sistemas de control y protección, que son hidraulico-eléctricos y se pasarán a completamente eléctricos. También se incorporará un sistema de regulaciones y limitaciones en la parte de control para introducir un umbral con variables más flexibles frente a señales extrañas que actualmente llevan a que la turbina se detenga cuando estas se producen.
La turbina de Atucha I.
La especificidad de las Atuchas
La historia de las centrales en el complejo nuclear de Atucha es distintiva en la industria nuclear. Fuera de la Argentina no existen centrales con una configuración de recipiente de presión y uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena. La utilización de uranio natural fue una exigencia del Estado argentino a los oferentes interesados en participar de la licitación internacional realizada para proveer un diseño prototipo de reactor para el sitio Atucha y que tuvo como ganadora a Kraftwerk Union (KWU).
La especificidad de las dos Atuchas no es un dato menor. En las turbinas de Atucha I y II aún sobresale el logo de KWU, una joint venture conformada en ese entonces por las alemanas Siemens y AEG. Siemens adquirió la empresa por completo en 1977 y la integró como un negocio autónomo dentro de su estructura corporativa.
Pero el núcleo de ingenieros diseñadores de las Atuchas se disolvió cuando Siemens decidió salir del negocio de centrales nucleares en la década de 1990. La desaparición del diseñador original implicó que Nucleoeléctrica tuviese que asumir el desafío de finalizar Atucha II por su cuenta cuando el Estado decidió en 2006 reactivar la construcción de la central tras quedar paralizada en 1993.
En Nucleoeléctrica están aplicando la experiencia acumulada durante la finalización de Atucha II y en las cinco décadas de operación de Atucha I. “La puesta en marcha de Atucha II nos enseñó que hay que vincularse antes entre la ingeniería y el personal en planta, también que hay que trabajar en equipo cuando ingeniería esta haciendo lo suyo debemos acompañarlos y apoyarlos y viceversa”, sintetizó el gerente del proyecto.
Presupuesto
La generadora estatal anunció en septiembre que se habían asegurado los fondos necesarios para llevar adelante el proyecto de extensión de vida, cuyo costo está estimado en cerca de US$ 700 millones. En rigor, lo que la empresa garantizó es que el proyecto contará con presupuesto para todo el 2025, despejando las dudas sobre el inicio de los subproyectos prioritarios. La asignación presupuestaria finalmente llegó el jueves 31 de octubre con una transferencia para gastos de capital por 104.659 millones de pesos. Se habla de una segunda partida para comienzos de 2025.
El proyecto engloba dos obras centrales: la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). Con ese fin, la empresa lanzó en 2022 el fideicomiso NASA IV, logrando hasta el momento un fondeo total de US$ 180 millones.
El presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, remarcó que el gobierno esta decidido a ejecutar el proyecto. “Con la decisión de hacer la extensión de vida de Atucha I el gobierno nacional ha priorizado las inversiones en energía nuclear como una cuestión estratégica para el desarrollo económico y tecnológico de nuestro país. En las próximas fases de la transformación de NASA buscaremos apalancar la participación de inversiones privadas para impulsar nuevos proyectos nucleares”, dijo Lamagna a EconoJournal.
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Argentina se encuentra en un punto estratégico, no solo por sus recursos naturales sino por su capacidad para impulsar una transformación energética que podría posicionarla como un referente en la generación sustentable de electricidad. En un contexto mundial de creciente preocupación por la preservación de los ambientes que habitamos y la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, el país cuenta con enormes posibilidades de aprovechar energías de transición, como el gas, y renovables como la solar, la eólica, la hidroeléctrica y la biomasa. Esta potencia y oportunidades requieren de una estrategia sólida que permita transformar los recursos naturales en proyectos sustentables y beneficios económicos para la sociedad.
Argentina es un país privilegiado en cuanto a recursos naturales para la generación de energías renovables. Por ejemplo, la región de la Puna, en el noroeste argentino, es una de las zonas con mayor radiación solar en el mundo, con condiciones óptimas para la instalación de plantas solares de gran escala. De hecho, proyectos como la planta de Cauchari, en la provincia de Jujuy, ya demuestran el potencial solar argentino, generando energía limpia y abriendo la puerta a la exportación de electricidad a países vecinos. Con un aumento en la inversión y en infraestructura de transporte, el país podría no solo satisfacer la demanda local, sino también convertirse en un importante exportador de energía solar.
Carlos Bergoglio, vicepresidente Eling Energía S.A.
La energía eólica también presenta un panorama sumamente favorable. Las zonas de la Patagonia, cuentan con algunos de los vientos más constantes y potentes del mundo, ideales para la generación de electricidad a través de turbinas eólicas. Actualmente, Argentina ha desarrollado importantes proyectos que aprovechan esta fuente de energía, sin embargo, el potencial eólico está lejos de agotarse. Debemos superar el cuello de botella que representa la falta de capacidad para transportar la producción para permitir el desarrollo de numerosos proyectos en distintas áreas del país, que están a la espera de convertirse en realidad para aportar energía limpia y segura a la red nacional y disminuyendo la dependencia de los combustibles fósiles.
A esto se suman las posibilidades de la energía hidroeléctrica, una fuente que Argentina ya aprovecha en cierta medida, pero que aún pueden aumentar su protagonismo en la matriz de generación de Argentina. Sobre el río Santa Cruz el proyecto de las centrales Néstor Kirchner y Jorge Cepernic aportaran 15% más de energía limpia y renovable a todo el país. Existen diferentes cuencas a lo largo de nuestro territorio que poseen un gran potencial para aprovechar la fuerza del agua y llevar energía a hogares e industrias.
La biomasa es otra fuente de energía con gran potencial en el país, especialmente en las zonas agrícolas y ganaderas. La posibilidad de convertir residuos orgánicos y agrícolas en electricidad ofrece una solución sustentable que, además, podría contribuir a la reducción de desechos y mejorar la calidad ambiental en regiones rurales. Argentina cuenta con una industria agropecuaria robusta que genera una gran cantidad de residuos; aprovechar estos para la producción de energía eléctrica sustentable representa una oportunidad económica y ambiental de gran valor.
En el corazón manisero de la provincia de Córdoba existen variados casos de éxito en generación de energía que utilizan como combustible la cascara de maní como son la central de la empresa Prodeman S.A., que con una potencia de 10 MW inyecta al sistema interconectado nacional energía eléctrica para unos 18.000 hogares. También es paradigmático el caso de la localidad cordobesa de Ticino que, también aprovechando el residuo del maní, produce la energía eléctrica que les permitió ser la única localidad que no sufrió falta de suministro en el episodio de blackout total que se produjo en Argentina en junio del 2019.
En el 2022 el parlamento Europeo, tras una propuesta de la Comisión de Energía Europea, etiqueto como verdes a la energía nuclear y al gas considerando a ambas fuentes como sostenibles.
La energía nuclear que en Argentina ha tenido un desarrollo exitoso, que con las centrales de Embalse, Atucha 1 y Atucha 2 aportan 1763 MW de potencia de energía limpia, es un aliado estratégico ya que es de la pocas fuentes que puede generar electricidad de manera continua y a gran escala sin emitir dióxido de carbono durante su funcionamiento. Los trabajos de extensión de vida de Atucha 1, que ya han comenzado permitirán mantener este aporte fundamental a la matriz sustentable de energía.
El gas natural se ha convertido en un recurso estratégico, en particular gracias a los yacimientos de Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios de gas no convencional en el mundo. Este recurso permite que el país disponga de una fuente de energía abundante y de menor impacto ambiental comparado con otros combustibles fósiles, esta característica lo convierte en un puente hacía una matriz energética más limpia A corto y mediano plazo, el gas ayuda a reducir las emisiones y a estabilizar la red eléctrica, dado que las centrales de gas pueden ajustarse rápidamente a los cambios en la demanda de electricidad. Esto resulta crucial para complementar las energías renovables intermitentes, ya que el gas puede generar electricidad cuando las fuentes solar o eólica no están disponibles.
No obstante, el aprovechamiento de estas oportunidades requiere superar desafíos importantes. Es necesario trabajar en forma conjunta entre los diferentes niveles estatales y las organizaciones privadas para establecer las condiciones y conseguir los recursos que permitan el desarrollo de los proyectos y la estructura de transporte necesaria para llegar a los centros de consumos de todo el país y poder exportar la producción excedente.
La capacitación y formación de nuevos profesionales en el sector de energías renovables y la retención de los grandes profesionales que poseen las empresas, también serán clave para asegurar el éxito de esta transformación energética. Argentina necesita técnicos, ingenieros y especialistas en energías limpias que no solo impulsen proyectos de generación, sino que también garanticen el mantenimiento y el desarrollo de nuevas tecnologías en el país.
Por último, es crucial involucrar a la sociedad en esta transición. La conciencia ambiental y el compromiso con la sustentabilidad deben ser parte de la agenda pública. La energía sustentable no solo es una respuesta al cambio climático, sino también una oportunidad de mejorar la calidad de vida, reducir costos energéticos y generar empleo. Con una visión compartida, Argentina tiene todo para liderar la región en el desarrollo de energía limpia y contribuir a un futuro más sustentable.
El futuro de la energía en Argentina es prometedor, y si se logra orientar de manera adecuada, el país podrá no solo abastecer sus propias necesidades, sino también contribuir al bienestar ambiental y económico de la región.
Tras 10 años de haberse sancionado la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en la actividad petrolera, la Secretaría de Ambiente de Neuquén finalmente dio lugar la semana pasada a un pedido de las cámaras empresarias y dejó sin efecto la legislación que alcanzaba a empresas operadoras y proveedores de servicios.
La modificación de esta norma era un pedido que la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) traía desde hace al menos siete años. También en 2018, el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) había presentado en la Mesa Vaca Muerta -organizada por la entonces Secretaría de Gobierno de Energía- una solicitud para eliminar la resolución de Neuquén argumentando que restaba competitividad y, en cambio, proponían reemplazarlas por otras propuestas superadoras.
“Siempre se vinculó el negocio con Guillermo Pereyra (ex titular del sindicato de petroleros privados de la cuenca, fallecido en mayo de este año), pero lo cierto es que existen motivos técnicos que motivaron este cambio”, afirmó una fuente de la industria que prefirió reserva. “La realidad es que su disposición final es un componente complejo, a eso se suma el costo que representa para las operadoras que han encontrado otras propuestas superadoras en lo técnico, pero que hasta ahora no habían tenido el espacio para avanzar en su implementación”, detalló.
Actualmente, las tres empresas que acaparan el mercado de las mantas en la Cuenca Neuquina son AESA (subsidiaria de YPF), Enviromental Services y Real Work, con ese orden de presencia. La primera posee el mayor volúmen al ser proveedor de la petrolera bajo control estatal, mientras que las otras dos se disputaban el resto del mercado. En este sentido, serían las más perjudicadas con la nuevaresolución.
Si bien al principio se especulaba que la relación existente entre Real Work y el ex secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, podría haberse convertido en un escollo político a la hora de avanzar en alguna modificación por parte de gestiones anteriores, distintas fuentes coincidieron en que no fue necesariamente así.
La Resolución 159/24 echa por tierra la obligación del uso de mantas y habilita a las empresas a utilizar otros métodos de absorción de derrames.
Qué dice la norma
La reforma generó bastante ruido en la provincia, aunque desde la gobernación de Neuquén evitaron dar cualquier tipo de declaraciones para explicar los motivos para implementarla una década después.
Amparada en el argumento de que la legislación preexistente era superadora al establecer diferentes sistemas de recolección facultados a ser usados -entre ellos bandejas colectoras, membranas o mantas-, la Secretaría de Ambiente que conduce Leticia Esteves logró finalmente dar marcha atrás con la obligatoriedad que recaía sobre operadoras y empresas prestadoras de servicios.
El pasado 5 de noviembre el Boletín Oficial de Neuquén dio aval a la Resolución 159/24 que deroga la resolución 506 del año 2014, que establecía que en las operaciones de exploración y explotación de la actividad hidrocaburífera, construcción, perforación terminación y servicios de apoyo a pozos convencionales y no convencionales “se deben colocar mantas orgánicas oleofílicas, no inflamables y absorbentes».
La misma publicación también deroga otras dos normas, la 982/14 –que agrega que el contenido de las mantas debe ser orgánico o natural– y la 561/15 -que exceptuaba a todos aquellos equipos eléctricos o con un sistema propio de contención del uso de las mantas.
La secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, firmante de la resolución, junto con el gobernador Figueroa.
Además, establece que las empresas que presten servicios de prevención y contención de pérdidas, fugas y/o derrames deberán inscribirse en el Registro Provincial de Prestadores de Servicios Ambientales (RePPSA).
Momento para el cambio
“Entiendo que la actual gestión de Figueroa vio el momento para generar el cambio. Tiene respaldo en el trabajo hecho desde el IAPG en lo técnico. Además, esto permite que las empresas pueden seguir usando mantas en Neuquén o sumar otras alternativas validadas”, sostuvo una de las fuentes.
“Que no haya solo un método de recolección era un pedido desde hace mucho tiempo”, sumó otro referente de la industria consultado. “Creo que los tiempos tienen que ver con discusiones que salieron después de la última Expo Argentina Oil & Gas y reuniones que mantuvieron algunas operadoras donde manifestaron compromisos de inversión importantes en los que el tema de costos puede jugar un papel importante”, sostuvo.
Días atrás la firma Enviromental Services presentó un recurso al Ministerio de Energía de Neuquén argumentando que la medida no sería de competencia de la Secretaría de Ambiente. Fuentes del gobierno de Neuquén confirmaron que la resolución que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas “es de estricta competencia ambiental, no es de índole operativa”.
El gobierno de Mendoza adjudicó a la petrolera Aconcagua Energía el área Payún Oeste, ubicada en Malargüe, por un plazo de 25 años. El gobernador Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, formalizaron la concesión en un acto realizado en la Casa de Gobierno.
La concesión conlleva un compromiso de inversión de ocho millones de dólares durante los primeros 10 años por parte de la compañía, de los cuales siete millones se invertirán en los primeros cinco años. Esto incluye trabajos de reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, perforación de un nuevo pozo, instalaciones de superficie y saneamiento de pasivos, según precisaron.
El gobernador Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el director ejecutivo de Aconcagua Energía, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso.
Impacto
Estas actividades permitirán poner en marcha la producción en un área que lleva 10 años de inactividad y generará un impacto positivo en la producción diaria de la provincia.
De igual manera, contribuirán a la certificación de nuevas reservas de hidrocarburos y a la expansión del horizonte exploratorio en formaciones geológicas clave, fortaleciendo el desarrollo del sector hidrocarburífero.
En el acto estuvieron presentes el director ejecutivo de Aconcagua, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso, y el gerente corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de la empresa, Juan Crespo. Además, participaron el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Cornejo expresó: “Hoy Aconcagua Energía ha comprometido su inversión en el área Payún Oeste tras ganar la licitación de esta concesión. Esto dinamizará la economía local mediante la generación de empleo y la producción incremental, lo que derivará en regalías adicionales y mayores reinversiones para la provincia. Este desarrollo reafirma el compromiso de Mendoza con un modelo de gestión eficiente y sostenible en el sector hidrocarburífero”.
El mandatario provincial destacó que “fuera de lo que exige el decreto que otorga la concesión, la empresa se ha comprometido a colaborar con el desrisqueo de la porción de Vaca Muerta que se encuentra en esta área, ayudando a la provincia a seguir explorando el potencial del no convencional”.
Trabucco manifestó: “Venimos erogando entre 50 y 60 millones de dólares por año en la provincia. Hoy venimos a comprometer esta importante inversión en Payún Oeste, pero también asumimos el compromiso técnico de empezar a ver cómo podemos colaborar con el desrisqueo de la parte de Vaca Muerta mendocina”.
En esa línea, el ejecutivo de Aconcagua Energía señaló que “el convencional de Mendoza es importante, pero el no convencional es el vector de desarrollo más importante y nosotros estamos dispuesto a acompañar ese proceso que necesita la provincia, buscando ser actores principales”.
Expansión
Con esa nueva área, la petrolera sumó unnuevo bloque a las cuatro áreas que ya opera en la provincia: Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur. Además, lainversión de 8 ocho millones de dólares para Payún Oeste se suma a los más de US$ 130 millones comprometidos en las áreas de oil and gas y a los US$ 135 millones de dólares comprometidos en energía renovable.
Future Energy Summit (FES) regresa a Santiago para su tercera edición los días 27 y 28 de noviembre, consolidándose como el evento clave de energías renovables en Hispanoamérica.
En el Hotel Intercontinental Santiago y con la participación de más de 500 asistentes, este encuentro reunirá a los actores más influyentes del sector energético latinoamericano y global, desde representantes del ámbito público hasta líderes gremiales y empresariales.
Con espacios exclusivos de networking, FES Chile se posiciona como una plataforma ideal para promover acuerdos y alianzas estratégicas que acelerarán la transición energética en la región.
Entre los participantes destacados de esta edición están líderes gremiales de peso en el mercado chileno y latinoamericano, como Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de ACERA; Bárbara Barbieris, Presidenta de ACESOL; Rosa Riquelme, Directora Ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad; y Pía Suárez, Presidenta de la Asociación de Mujeres en Energía. Sus intervenciones se centrarán en analizar los avances y desafíos que enfrenta la industria, abordando temas clave como la reforma a la distribución, la ley de cuotas, y el estado de las soluciones de generación distribuida en Chile, con el objetivo común de hacer posible una matriz eléctrica 100% renovable.
Ana Lía Rojas de ACERA profundizará en la relevancia de los proyectos de ley en el Congreso chileno, considerando las necesidades de la industria para alcanzar una matriz eléctrica completamente renovable. Además, compartirá los planes y objetivos del sector para consolidar la participación de las energías limpias en el mercado del Cono Sur, posicionando a Chile como un referente en la transición hacia fuentes de energía sostenibles.
Desde ACESOL, Bárbara Barbieris expondrá las prioridades en las que trabaja la asociación para impulsar el sector energético y acelerar la transición en el país. Entre estas se incluyen la importancia de la reforma de distribución para el desarrollo de la generación distribuida, así como el impacto de la ley de cuotas pendiente en el Congreso. Su participación ofrecerá una visión integral sobre el estado del sector de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y las implicaciones de los subsidios eléctricos en este segmento.
Rosa Riquelme, en representación de la Agencia de Sostenibilidad, aportará su visión sobre las oportunidades de financiamiento para el desarrollo de renovables y el hidrógeno verde, con una proyección específica para 2025.
La Directora Ejecutiva compartirá también su perspectiva sobre los segmentos del mercado chileno aún no atendidos por las actuales licitaciones y concursos, abriendo nuevas oportunidades de crecimiento y competitividad en el mercado.
Como en todas las ediciones de Future Energy Summit 2024, FES Chile será también un punto de encuentro para representantes de empresas de primer nivel a nivel local y global, quienes participarán en un ambiente diseñado para fomentar conexiones estratégicas y avanzar en contratos que transformen el escenario energético en Chile y más allá. La amplia representación de líderes y expertos, junto con los espacios exclusivos de networking, convertirán al FES en el lugar ideal para proyectar el futuro de la transición energética en Latinoamérica.
La conversación en redes sociales se podrá seguir con el hashtag #FESChile, uniendo a todos los interesados en un evento donde se definirán las claves para el futuro energético de la región.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, evento que reunió a más de 500 líderes del sector de las energías renovables, Natalia García, CEO de Enermant, compartió su experiencia sobre las barreras que limitan el avance de proyectos en el sector de las energías renovables en el país, en diálogo con Energía Estratégica.
Para la especialista, socia fundadora de Enermant, firma que se encuentra viabilizando más de 150MW en colaboración con desarrolladores y empresas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), los retos del sector requieren una combinación de análisis estratégico y conocimiento de las normativas y buenas practicas locales.
Uno de los principales obstáculos para el desarrollo de proyectos renovables en Colombia es la adjudicación de puntos de conexión, un proceso fundamental que, según García, define el inicio de los proyectos de energía limpia en el país.
“En Colombia, la piedra angular para iniciar el desarrollo es la conexión, tan importante como los predios”, asegura García, subrayando la importancia de este proceso y el retraso que afecta al desarrollo de proyectos “Greenfield” en el país. Según explica, los inversionistas enfrentan incertidumbre debido a la falta de continuidad en los mecanismos actuales de adjudicación, lo que añade complejidad y especulación a la etapa inicial de los proyectos.
En cuanto a la selección de terrenos, García detalla que la situación geográfica y ambiental de Colombia introduce desafíos únicos. “La selección del terreno en Colombia está llena de agua, entonces es muy importante que el inversionista sepa seleccionar el terreno de tal forma que las restricciones, tanto ambientales como técnicas, le permitan construir”, destaca la ejecutiva.
Además, el proceso de licenciamiento incluye consultas previas, lo cual, en su opinión, puede convertirse en una barrera considerable si no se cuenta con la asesoría y experiencia necesarias para navegar la relación con las instituciones y comunidades locales. Según García, “el problema no son las consultas previas, sino los tiempos que toma incluir a las comunidades que hacen parte del protocolo y las que no están, que buscan ser reconocidos por los proyectos”. “Necesitamos un marco juridico estable”, indicó.
Cabe recordar que este tipo de inconvenientes ha generado que algunas empresas decidan suspender obras en Colombia. Uno de los casos fue el de Enel, que en 2023 decidió suspender indefinidamente la construcción de su parque eólico Windpeshi (205 MW) en La Guajira.
Si bien la energética italiana aseguró que continuará invirtiendo en Colombia, con este proyecto enfrentó barreras significativas, incluida la detención en más del 60% de las jornadas laborales debido a bloqueos y otros asuntos vinculados con las comunidades locales.
En efecto, este caso demuestra el nivel de complejidad que atraviesan las empresas en el país, especialmente al enfrentar requisitos de consulta y compromisos sociales que, si no se gestionan con cuidado, pueden poner en riesgo la continuidad de los proyectos.
Acompañamiento de Enermant para alcanzar el «ready to finance» y «ready to build»
Enermant se ha especializado en apoyar a los inversionistas en cada fase del desarrollo, especialmente para alcanzar las etapas de “ready to finance” y “ready to build”. Natalia García describe la labor de la empresa en este sentido: “Somos el equipo externo de estas empresas. Si vemos que las oportunidades no se adaptan a lo que buscan, el inversionista puede decidir no invertir en los proyectos”. Este enfoque protege a los inversionistas, quienes avanzan en el proceso sólo cuando están seguros de la viabilidad de su inversión.
Para alcanzar estas fases, Enermant realiza estudios de estrategia que permiten a los inversionistas comprender si Colombia es el país adecuado para sus operaciones. “Les ayudamos a identificar proyectos que sean construibles, algo esencial para garantizar que el país alcance la transición energética,” puntualiza García.
Este acompañamiento incluye servicios de due diligence y asesoría en la estructuración de contratos, además de una metodología en embudo que ajusta progresivamente la inversión conforme se avanza en el proyecto hasta alcanzar COD. “El país ya ha pasado su curva de introducción a las renovables y en el ultimo año ha pasado de tener 420MW a 1,338MW en operación comercial. La meta de Colombia es alcanzar 6,000MW a 2026, estamos en un mercado en crecimiento”
Retos del marco regulatorio y recomendaciones para inversionistas
Otro obstáculo crítico que menciona la experta es el marco regulatorio en constante evolución en Colombia. Para García, esto implica un alto nivel de riesgo que no todos los inversionistas están dispuestos a asumir.
«Para entrar a Colombia necesitamos evaluar el perfil de riesgo del inversionista, porque nuestro mercado está en crecimiento y el marco normativo cambia constantemente, así que requerimos entender que tan consevadoras son sus posiciones», enfatiza. Asimismo, indica que informan a los inversionistas que a pesar de las oportunidades, los inversionistas deben estar preparados para un entorno de alta variabilidad.
Enermant sugiere a sus inversionistas no inviertir de manera prematura en solicitudes de conexión, pues en el país no se garantiza un punto de conexión solo por poseer una solicitud. “La inversión no tiene que ser hoy; puede ser en seis meses”, advierte García. Enermant recomienda paciencia y estrategia, pues cada proyecto debe analizarse cuidadosamente para asegurar que el capital invertido esté alineado con las oportunidades reales de desarrollo en el país.
Brasil tendrá en 2025 su primera subasta de reserva de capacidad para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”.
Tras recibir los comentarios y sugerencias durante la consulta pública del proceso (abierta hasta el pasado 28 de octubre), el gobierno ultima detalles del pliego de la convocatoria prevista para junio de 2025.
“Escuchamos las contribuciones del sector privado sobre las reglas y ahora empezamos a analizar y mejorar el diseño de la subasta. Estamos trabajando sobre las reglas, pero aún no tenemos una posición final sobre el monto y modelo de contratación”, indicó Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil, en conversación exclusiva con Energía Estratégica.
“También es importante destacar que la discusión sobre la subasta de almacenamiento, involucrará una visión de política industrial asociada y, por ello, estamos diseñando algo que pueda soportar el sistema y que se pueda desarrollar por parte de la industria”, añadió en el marco de la Semana de la Energía que llevó adelante la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
Si bien aún resta la definición de varios puntos, el documento preliminar de la LRCAP Almacenamiento prevé que los proyectos contratados en deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW) por el equivalente a cuatro horas diarias de despacho continuo en el sistema eléctrico, con un máximo de un ciclo diario de carga y descarga , a la vez. definido por el Sistema Nacional del Operador (ONS).
Además, está en análisis el modelo económico de la subasta, pero el titular del proyecto tendría derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.
“Es una iniciativa que con la baja de costos de las baterías, es una tecnología que estará cada vez más presente como una solución para los desafíos que tenemos, principalmente en cuanto a capacidad para los momentos de más demanda del sistema eléctrico y proveer con más flexibilidad al sistema en la medida que tengamos más fuentes renovables variables”, aclaró Barral.
Y cabe recordar que tanto el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación.
Por lo que las observaciones recibidas por el Ministerio de Minas y Energía podría colaborar tanto a la propia subasta de capacidad como a las regulaciones y condiciones necesarias para la inserción de las baterías a gran escala en el sistema eléctrico de Brasil, lo que ayudaría a reducir el uso de termoeléctricas fósiles de emergencia y salvar embalses hidroeléctricos.
Potencial de Brasil
La consultora Clean Energy Latin America (CELA) recientemente dio a conocer que se espera que el mercado brasileño de sistemas de almacenamiento de energía crezca un 12,8% anual hasta 2040, con un aumento de hasta 7,2 GW de capacidad instalada en el mismo período.
Y si bien la proyección depende de incentivos adecuados, regulaciones bien definidas y metas establecidas, el organismo determinó que, de mantenerse las condiciones actuales, Brasil podría generar más de USD 12500 millones en inversiones por año a partir de esta tecnología.
El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, abrió las puertas a que el proyecto de ley que amplía la cobertura del subsidio eléctrico también incluya un programa de financiamiento para sistemas de generación distribuida y autoconsumo para la clase media.
“La bancada del Partido por la Democracia (PPD) propuso utilizar los eventuales excesos de recaudación en un anhelo importante al momento de iniciar el gobierno: aumentar la cantidad de techos solares”, aseguró el titular de la cartera energética en conferencia de prensa.
“Con ello se entrega una solución definitiva al acceso a electricidad, particularmente para sectores de la clase media. Y de ese modo, conseguiremos extender la cobertura de las políticas que se incorporan en la expansión del subsidio eléctrico”, agregó.
De ese modo se buscará tanto la propia subvención a las tarifas, como también reducir el costo energético de los hogares y avanzar en la transición energética; aunque el financiamiento para los sistemas fotovoltaicos sólo llegaría en caso que las postulaciones a los subsidios finalmente resulten menores que las previstas en el proyecto de ley.
¿Por qué? Hasta el momento, las solicitudes no llegan a los 2.000.000 de familias tras dos convocatorias abiertas (poco más de 1.610.000 en primer término y cerca de 323.000 en segunda instancia). Es decir que aún está lejos de los aproximadamente 4.700.000 usuarios que estipuló el Poder Ejecutivo al momento de encarar la iniciativa que se tramita en el Congreso.
Por ende, el gobierno analiza prorrogar el proceso de inscripción a la subvención eléctrica, a la par de bajar sus expectativas de recaudación desde los USD 900.000.000 iniciales a alrededor de USD 650.000.000 y adecuar los mecanismos de recaudación sobre la base que posee disponible hasta la fecha.
“Genera la preocupación de qué ocurrirá si tenemos una postulación con un orden de magnitud a la que tenemos actualmente, y qué ocurriría en caso de que existan excesos de recaudación”, indicó DiegoPardow.
“Vamos a estructurar el paquete del proyecto de ley y cuantificar las finanzas del mismo. El plan A es una postulación extraordinaria y si son menores al millón y medio de nuevas postulaciones, la idea es avanzar con un programa de techos solares para la clase media que permitiría financiar del orden de 100.000 techos solares en el primer año, lo que sería el programa más ambicioso que hayamos tenido”, subrayó.
Cabe recordar que el Ministerio de Energía ya introdujo cambios a la iniciativa tras las críticas y advertencias por parte del sector energético del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los Pequeños Medios de Generación Distribuidas de concretarse ese cambio en las reglas de juego.
Puntualmente redujo el cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifas) que se cobraría a los PMGD, pasando de $1,8 x kWh a $1 x kWh en 2025, $0,8 x kWh al 2026 y $0,6 x kWh en 2027, a la par que incorporó un mecanismo de compensación a los PMGD a partir del 2028 en caso que se alargue dicho cargo, a fin de disminuir el impacto financiero y contempla un nuevo programa de créditos tributarios para PyMEs que adquieran paneles solares.
Entre esas modificaciones, se aclaró que se utilizará el cargo FET como un “crédito contra el sistema”, donde se contabilizarán aquellos menores montos no recibidos por concepto de compensación por precio estabilizado durante los años 2025 al 2027.
Modificaciones que, junto a la nueva indicación del programa de financiamiento para sistemas fotovoltaicos, aún deberán votarse de manera particular el próximo miércoles 20 de noviembre en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados tras la aprobación general dada a fines del mes pasado; para luego continuar con su proceso legislativo.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presenta su segunda Nota Técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur. Este documento forma parte de una serie de publicaciones mensuales de OLADE, con el objetivo de abordar temas actuales y contribuir con datos e información para el análisis crítico y la búsqueda de soluciones a los problemas y retos que enfrenta la región.
La publicación incluye información relevante sobre la infraestructura de interconexión y los intercambios de electricidad que se han producido entre los países de América del Sur los últimos años, así como un análisis sobre el impacto de estos intercambios en el abastecimiento de la demanda interna.
Entre los principales hallazgos de esta investigación se destacan los siguientes:
En cuanto a infraestructura, existen 1.679 kilómetros de líneas de interconexión internacional, y se han identificado 4.775 kilómetros adicionales en inventarios, estudios y proyectos pendientes de ejecución.
En 2023, los intercambios de electricidad entre los países de América del Sur aumentaron un 28% en comparación con 2022. El 95% de estos intercambios ocurrieron entre los países del Cono Sur.
En América del Sur, los intercambios de electricidad permitieron cubrir el 3,7% de la demanda. Sin embargo, a nivel individual, algunos casos destacan:
Uruguay abasteció el 11,1% de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde Argentina
Argentina abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile, y
Ecuador pudo cubrir el 4,4% de su demanda con importaciones desde Colombia y, en menor medida, de Perú.
También se incrementó el factor de utilización de las interconexiones internacionales. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó el 35,5%, frente al 28,4% registrado en 2022:
La estación conversora Garabí de la interconexión entre Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso del 45%, y en general, las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60% de la infraestructura de interconexión directa con Brasil.
En la Región Andina, este promedio llegó al 39,4%, un incremento respecto al 13,9% en 2022. El enlace con mayor utilización fue el de Colombia-Ecuador, con un 46,3%.
La ocurrencia de períodos de escasez hidrológica conjunta, como los registrados recientemente en Colombia y Ecuador, o los observados en 2020/21 en la cuenca del Paraná, o en gran parte del período 2020/23 en la cuenca del Río Uruguay, pone de manifiesto los problemas asociados a los fenómenos climáticos extremos a los que están expuestos los países de la región, con efectos como el incremento de los costos de generación, mayores emisiones e incluso racionamiento y, por ende, la importancia de las interconexiones internacionales como una de las soluciones para responde a la escasez de suministro.
Por ello, el Estudio concluye que los países con mayores niveles de integración física, aun cuando su utilización en períodos normales haya sido baja, han logrado amortiguar mejor o evitar los efectos más críticos.
Para reforzar el diálogo público-privado, abordar los criterios de evaluación y facilitar el trabajo conjunto para la implementación de proyectos de inversión, los directores titulares de Generadorasde Chile se reunieron hoy con la directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), ValentinaDurán.
Durante la sesión, Durán expuso sobre el rol del SEA en la creación de certezas para los distintos actores del sistema. «Tuvimos la oportunidad de explicar a la industria de generación energética, el rol del Servicio de Evaluación Ambiental en la construcción de certezas jurídicas y técnicas, tanto para los inversionistas como para la ciudadanía. Se trató de un espacio de diálogo muy positivo, que valoro profundamente. Nuestras puertas están siempre abiertas para quienes lo necesiten», señaló la autoridad.
“Tuvimos una interesante conversación respecto de la importancia de contar una institucionalidad acorde a los objetivos de carbono neutralidad del Estado de Chile, para seguir avanzando con los proyectos de energía renovables y almacenamiento energético que son determinantes para transición energética y el crecimiento del país”, afirmó CamiloCharme, Director Ejecutivo de Generadoras de Chile.
«Es clave seguir reforzando la predictibilidad jurídica y regulatoria, y aplicar medidas que optimicen la tramitación de proyectos, sin olvidar el cumplimiento de los estándares ambientales y sociales que requieren las comunidades y los territorios”, agregó.
Durante la actividad, a la que asistieron las y los gerentes generales de las empresas asociadas, se conversó sobre los principales desafíos de la transición energética para la industria de generación. En este contexto, entre otros, se revisaron temas como la coherencia y la predictibilidad regulatoria como pasos fundamentales para materializar los avances en la implementación de la estrategia de descarbonización como habilitante para la transición energética.
La directora del SEA abordó los esfuerzos que el servicio está realizando para mejorar la eficiencia en la evaluación ambiental, sin abdicar en el necesario cuidado del medio ambiente en Chile. «Hemos definido una serie de indicadores y
metas para la disminución de plazos, tanto en la evaluación de proyectos, en la resolución de las consultas de pertinencia y de los recursos de reclamación por parte de la Dirección Ejecutiva. Adicionalmente, desarrollamos un intenso trabajo de unificación de criterios, elaboración de guías y de capacitaciones 100% gratuitas y online, con el objetivo de orientar a la comunidad regulada y que ingresen mejores proyectos», precisó.
Con la activa participación de los representantes de la autoridad sectorial y del gremio, otros temas abordados fueron la reforma al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y el proyecto de ley de permisos sectoriales, como hitos fundamentales para que el país pueda seguir avanzando en la transición energética.
Según Camilo Charme, además de esas acciones, “el Gobierno tiene en sus manos la posibilidad, y la oportunidad, de impulsar mejoras de carácter administrativo y que no involucran modificación legal alguna, como la posibilidad de nombrar un delegado presidencial para la coordinación interministerial e interservicios, además de contar con los recursos necesarios para que los organismos técnicos puedan contratar personal, adquirir insumos y realizar los estudios necesarios que permitan evaluar en tiempo y forma”.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó este miércoles su nota técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur. En la jornada, advirtieron que América Latina y El Caribe enfrentan una realidad marcada por los efectos del cambio climático, con la presencia de fenómenos atípicos como sequías extremas hasta inundaciones que afectan a la infraestructura energética y que han puesto en grave riesgo el abastecimiento de la demanda. Frente a este escenario, remarcaron que esta situación fuerza a buscar alternativas que permitan crear condiciones acordes a la realidad de cada país para enfrentar estos efectos y que una de ellas radica en la integración energética.
Desde OLADE advirtieron que esto no sólo involucra la construcción de infraestructura de interconexiones o aprovechamientos entre países que comparten frontera, sino también la creación de espacios favorables para compartir experiencias, buenas prácticas y desarrollar un trabajo conjunto para la planificación de la región. Es por esto que destacaron que “el incremento en la disponibilidad de gas natural de la cuenca neuquina, que se seguirá profundizando en los próximos años con las ampliaciones en la infraestructura de transporte y las inversiones en upstream que se están llevando adelante, sugieren que la Argentina podría cumplir un rol como respaldo térmico regional para la generación intermitente, así como oficiar de garantía de suministro ante eventos hidrológicos extremos en los países limítrofes”.
Esto es así porque el país, gracias a las abundantes reservas de gas natural que posee en la formación, podría abastecer a centrales para que utilicen este recurso para generar energía, en reemplazo de los combustibles líquidos, lo que tendría un impacto económico y también ambiental, puesto que al mismo tiempo permitiría reducir las emisiones.
Aún así, anticiparon que este horizonte requeriría del desarrollo de nueva infraestructura de interconexión con países como Brasil y Chile, en los que existen también gasoductos o proyectos de gasoductos que podrían cumplir el mismo rol.
Presentación
En la presentación del documento, que fue realizado por los especialistas Medardo Cadena, Fabio García y Esteban Kiper, bajo la dirección de Andrés Rebolledo Smitmans, secretario ejecutivo de OLADE, y Fitzgerald Cantero Piali, director de Estudios, Proyectos e Información, se resaltó que en lo que respecta a la integración eléctrica en los países de América del Sur hay una fuerte presencia de la bilateralidad.
García aseguró que “los intercambios que se dan entre los países surgen por acuerdos bilaterales. Se han promovido iniciativas para el logro de una integración energética subregional, pero no se han registrado avances significativos en materia de políticas y marcos regulatorios subregionales que permitan materializar estas aspiraciones en infraestructura y operatividad”.
Es por esto que el especialista también marcó que el establecimiento de un sistema de integración regional, con institucionalidad, políticas y normativa, permitiría acceder de mejor manera a la inversión para nueva infraestructura.
Cantero consideró: “El calor, las inundaciones y las sequías afectan a nuestros países. Esto genera muchas complicaciones para el manejo de nuestras matrices energéticas. Por eso, queremos que se den soluciones para garantizar el suministro y que eso llegue a todos los habitantes. Debemos generar buenas prácticas e intercambios para que todo eso sirva de aporte para nuestros gobiernos para las planificaciones energéticas”.
Iniciativas de integración eléctrica
García exhibió que dentro de la región existen varias iniciativas de integración que han logrado consolidar un mercado subregional con obras de infraestructura, e institucionalidad.
¿Cuáles son los proyectos de integración que están en construcción y desarrollo? Por un lado, se encuentra el Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA) que reúne a Chile, Colombia, Ecuador y Perú. También, el Sistema de Integración Energética de los países del Cono Sur (SIESUR), que involucra a la Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay -que además contempla la incorporación de Bolivia- y el Arco Norte que busca la interconexión de Brasil con los países de la costa norte de Sudamérica -Guyana y Surinam- al que se incorporaría Guayana Francesa.
Intercambios de electricidad entre los países de la región
Los especialistas detallaron que los intercambios en la región muestran fluctuaciones que responden a diferentes causas. En algunos casos, están marcados por una hidrología cambiante, con comportamientos que se apartan de los comportamientos históricos. También, por las olas de calor que se han presentado en algunos países y que han incidido en un crecimiento de la demanda que está por sobre la media histórica.
A su vez, destacaron que otro de los factores a considerar es la mayor incorporación de energías renovables no convencionales que sustituyen a la producción con hidrocarburos. En el caso del Cono Sur plantearon que también haber impactado en los flujos el surgimiento de nueva normativa introducida mediante la Portaria Normativa MME nº 49/2022 por parte de Brasil que facilita la exportación de vertimientos turbinables y de energía eléctrica proveniente de excedentes renovables no hidroeléctricos.
Respecto a los países del Cono Sur, informaron que los intercambios son permanentes, utilizando la infraestructura de interconexiones existente, al margen de las transacciones que surgen de los acuerdos vinculados con centrales de generación binacionales Itaipú, Yacyretá y Salto Grande.
Dejando de lado a Paraguay, puesto que se ha consolidado como un exportador neto de energía eléctrica, los intercambios entre los demás países de esta región han permitido que todos actúen en su momento como exportadores o importadores, ya sea para atender su demanda interna o bien para aprovechar condiciones de precio más favorables.
De los resultados se desprende también que, por el lado de uso de la infraestructura, el factor de utilización de las interconexiones muestra un incremento en el 2023 con relación al año anterior, con excepción de la interconexión entre Argentina y Uruguay.
Los intercambios de la Argentina con el resto de los países
Además de destacar el rol que podría ocupar la Argentina para asegurar el suministro eléctrico a nivel regional gracias a sus abundantes recursos provenientes de Vaca Muerta, en el estudio se hace un análisis de los intercambios que se efectuaron entre el país con las naciones vecinas.
Entre 2020-2023 los intercambios entre la Argentina y Brasil fueron crecientes, alcanzando los 900 MW-medios anuales en 2023 y un factor de uso de las conversoras de frecuencia (ya que la Argentina y Brasil tienen una frecuencia distinta) del 45%. Esto fue así porque en ese periodo la situación hidrológica de Brasil comenzó a mejorar sensiblemente mientras que el mercado eléctrico argentino debió sortear diversos obstáculos como la bajante histórica del Río Paraná que afectó la generación de Yacyretá, los bajos aportes de Salto Grande y de las centrales del Comahue, los altos precios de los combustibles líquidos y del Gas Natural Licuado (GNL) (por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania) y las olas de calor que pusieron en jaque y llevaron al límite al sistema.
En cuanto a la represa hidroeléctrica de Salto Grande, los intercambios de excedentes fueron acotados en los últimos años, con una distribución promedio 50/50 entre la Argentina y Uruguay, según precisaron. El mayor desvío en la distribución de la generación se observó sobre fines de 2023 y principios de 2024, con un aumento en la participación argentina.
Respecto al intercambio con Paraguay por la central binacional Yacyretá, se destacó que la Argentina consumió la mayor parte de la generación de la central, con una participación del 90% para el período 2017-2024. Mientras que Paraguay incrementó su participación desde mediados de 2019, fenómeno que se explica por la menor generación total de la central.
Resultados
Medardo Cadena resaltó que “entre 2022 y 2023 se registró un incremento del 28% en el intercambio que se dio entre países. Estos intercambios han dado la posibilidad de ver cuáles eran las barreras para que se puedan dar de la mejor manera. Estamos prontos a que se consolide el mercado regional andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú. SINEA ha motivado a un mercado regional”.
En el 2023, los intercambios internacionales de electricidad entre países de América del Sur alcanzaron los 39.755 GWh, frente a los 31.045 GWh que se intercambiaron en el 2022. El 95,3% de esa energía se intercambió a nivel de países del Cono Sur, y tan solo el 4,7% entre países de la Región Andina. Además, a nivel general de América del Sur, en el 2023 los intercambios de electricidad representaron apenas el 3,7% de la demanda.
En el caso de Uruguay, el país abasteció el 11,1% de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde la Argentina. Y nuestro país abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay y en menor medida desde Bolivia y Chile; y también Ecuador, que cubrió el 4,4% de su demanda interna con importación principalmente desde Colombia.
Otro de los aspectos a destacar fue que durante el año pasado se incrementó el factor de utilización de los enlaces internacionales con relación al 2022. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó 35,5% frente al 28,4% del 2022. Asimismo, la estación conversora Garabí de la interconexión entre la Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso de 45% y las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60% de la infraestructura de interconexión directa con Brasil.
“Cuando hay excedentes se producen estos intercambios. Frente a la presencia de fenómenos climatológicos, los países que lo pudieron sobrellevar de mejor manera son los que tuvieron las mejores conexiones de interconexión e intercambio con vecinos. Esto debe servir para marcar el nuevo rumbo de la región. Hay una necesidad de avanzar y fortalecer la infraestructura”, concluyó Medardo Cadena.
A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina, se informó.
Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37 % respecto al segundo trimestre y un 111 % respecto a igual período del año anterior.
El volumen exportado por YPF representa un 15 % de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.
El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha del Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó 36 % su producción interanual neta en el tercer trimestre.
En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman como mercados de destino los Estados Unidos y Holanda.
La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de perforación de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.
Este objetivo forma parte del Plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur.
En línea con el plan de crecimiento y evolución de Calfrac WS Argentina, Adrián Martinez ha sido designado como Director General de Argentina.
Adrián Martinez nacido en México, Chihuahua, se inició en la Industria en 2008 en México. Con 26 años de trayectoria en la Industria y ocupando diferentes roles de Liderazgo, ha sido clave en la Compañía desde su ingreso en 2008, llegando en 2017 a Neuquén como Gerente de Distrito Sur de Calfrac Well Services Argentina.
En sus roles más recientes ha desempeñado un papel fundamental en el crecimiento y consolidación de las operaciones de la compañía en la región.
Al mismo tiempo Marco Aranguren, quien era el Director General de Argentina, pasa a ocupar la posición de Presidente de Operaciones en Estados Unidos,
En 2023, los intercambios de electricidad entre los países de América del Sur aumentaron 28 % en comparación con 2022, y el 95 % de estos intercambios ocurrieron entre los países del Cono Sur. En éste contexto, Argentina abasteció el 10 % de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile.
Los datos fueron aportados por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), al presentar su segunda Nota Técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur.
Este documento forma parte de una serie de publicaciones mensuales de OLADE, con el objetivo de abordar temas actuales y contribuir con datos e información para el análisis crítico y la búsqueda de soluciones a los problemas y retos que enfrenta la región.
La publicación incluye información relevante sobre la infraestructura de interconexión y los intercambios de electricidad que se han producido entre los países de América del Sur los últimos años, así como un análisis sobre el impacto de estos intercambios en el abastecimiento de la demanda interna.
Entre los principales hallazgos de esta investigación se destacan los siguientes:
En cuanto a infraestructura, existen 1.679 kilómetros de líneas de interconexión internacional, y se han identificado 4.775 kilómetros adicionales en inventarios, estudios y proyectos pendientes de ejecución. En América del Sur, los intercambios de electricidad permitieron cubrir el 3,7 % de la demanda. Sin embargo, a nivel individual, algunos casos destacan. Uruguay abasteció el 11,1 % de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde Argentina. Argentina abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile. Ecuador pudo cubrir el 4,4 % de su demanda con importaciones desde Colombia y, en menor medida, de Perú. También se incrementó el factor de utilización de las interconexiones internacionales. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó el 35,5 %, frente al 28,4 % registrado en 2022: La estación conversora Garabí de la interconexión entre Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso del 45 %, y en general, las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60 % de la infraestructura de interconexión directa con Brasil. En la Región Andina, este promedio llegó al 39,4 %, un incremento respecto al 13,9 % en 2022. El enlace con mayor utilización fue el de Colombia-Ecuador, con un 46,3 por ciento. La ocurrencia de períodos de escasez hidrológica conjunta, como los registrados recientemente en Colombia y Ecuador, o los observados en 2020/21 en la cuenca del Paraná, o en gran parte del período 2020/23 en la cuenca del Río Uruguay, pone de manifiesto los problemas asociados a los fenómenos climáticos extremos a los que están expuestos los países de la región. Est deriva en efectos como el incremento de los costos de generación, mayores emisiones e incluso racionamiento y, por ende, la importancia de las interconexiones internacionales como una de las soluciones para responde a la escasez de suministro. Por ello, el Estudio concluye que los países con mayores niveles de integración física, aun cuando su utilización en períodos normales haya sido baja, han logrado amortiguar mejor o evitar los efectos más críticos.
El estudio completo se encuentra en el link: https://www.olade.org/publicaciones/nota-tecnica-2-situacion-integracion-electrica-america-sur/
En septiembre de 2024 el balance comercial de minerales de Argentina presentó un superávit de USD 257 millones, según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera.
Según destaca la Secretaría de Energía de la Nación, este monto representa un crecimiento mensual interanual del 61,2%, y es un 30,6% superior al superávit promedio de los últimos 24 meses.
Así el sector minero, uno de los más consentidos por las políticas del ministerio de Economía, le sigue dando buenas noticas al gobierno nacional. Y más importante aún, le entrega dólares frescos a las arcas públicas.
La falta de diésel amenaza de manera grave la seguridad alimentaria en Bolivia, afectando tanto la cosecha como la siembra de productos agropecuarios, alertó hoy lunes el presidente de la Asociación de Productores de Oleaginosas y Trigo (Anapo), Fernando Romero.
En entrevista con Xinhua, Romero afirmó que cientos de empresas en el oriente boliviano están en riesgo de quiebra y puso como ejemplo que solo el 20 por ciento de los productores de arroz ha iniciado la siembra.
“La falta de diésel paraliza los trabajos agrícolas. Tenemos mucha soya lista para cosechar, que podría echarse a perder si no contamos con diésel. La siembra también está en peligro; por eso estamos en emergencia”, explicó.
El presidente de la Anapo señaló que, sin diésel, “no habrá producción y, por tanto, tampoco habrá comida”.
Enfatizó que los ciclos agrícolas no esperan y que el sector atraviesa dos momentos críticos: la cosecha de invierno, paralizada por la falta de combustible, y la siembra de verano, que debería realizarse en noviembre y diciembre.
“La falta de diésel puede afectar gravemente ambas temporadas y lógicamente a la seguridad alimentaria del país”, agregó.
El presidente boliviano, Luis Arce, declaró la víspera que en un plazo de 10 días se normalizará el suministro de carburantes en el país y que los precios de los alimentos, afectados por un bloqueo de carreteras de 24 días, comenzarán a estabilizarse.
“Poco a poco vamos a empezar a regularizar esos precios, ya van a ir cayendo los precios de los principales productos de la canasta familiar en los mercados, para alivio de las amas de casa”, aseguró durante el acto de la firma de convenios para la ejecución de proyectos de agua potable, saneamiento básico y manejo de cuencas en el departamento de Potosí (suroeste).
Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, arremetió contra la reciente decisión de la Secretaría de Ambiente de Neuquén de eliminar la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las locaciones petroleras. Rucci calificó la medida como un retroceso ambiental y social, y advirtió sobre las consecuencias laborales para cientos de trabajadores.
En una entrevista en LU5, Rucci no escatimó críticas al referirse a la resolución. “Sacar las mantas oleofílicas para seguir con las viejas prácticas del pasado, que han dejado un desastre ecológico en la provincia, me parece una aberración”, declaró.
El dirigente subrayó la importancia de las mantas oleofílicas en la industria como una herramienta clave para mitigar el impacto ambiental. “Si hubiera algo nuevo que fuera mejor que las mantas oleofílicas, yo estaría de acuerdo, pero lo que hicieron no mejora nada, al contrario, volvemos a prácticas que ya demostraron ser nocivas para el medio ambiente”, añadió.
El impacto social: 500 familias en riesgo
Rucci alertó sobre el impacto laboral que esta decisión podría tener. “Hoy hay más de 500 familias ligadas directamente a las mantas. La mitad de esas personas son mujeres, entre 250 y 300 mujeres directas. ¿Alguien pensó en ellas? Nadie nos dijo qué va a pasar con esas personas si cierran las empresas de mantas oleofílicas”, expresó con preocupación.
El dirigente cuestionó la falta de planificación por parte de las autoridades: “No se habló de reubicación, no hay un plan. ¿Cómo se puede tomar una decisión tan apresurada sin considerar el impacto social? Creo que se equivocaron y se apuraron”.
Dudas sobre la motivación de la medida
Durante la entrevista, Rucci también puso en duda las motivaciones detrás de la resolución. “La secretaria de Ambiente ni siquiera estaba en el país cuando se tomó esta decisión. Entonces, la pregunta es: ¿a quién beneficia esto? Porque claramente no es al medio ambiente ni a los trabajadores”, enfatizó.
“Esto favorece únicamente a las empresas productoras. Se eliminó una herramienta que ayudaba a contener los derrames, y ahora estamos retrocediendo. ¿Cuál es el beneficio aquí? No lo entiendo”, agregó.
El líder sindical hizo un llamado a las autoridades provinciales para que reconsideren la medida. “Si se utiliza el sentido común, esto tiene que retrotraerse. Lo que se está implementando no es beneficioso para el medio ambiente, ni para la gente que depende de este trabajo”, afirmó.
Además, advirtió que, de no haber una rectificación, el sindicato tomará medidas: “Si no, sí vamos a reclamar. ¿Cómo no vamos a reclamar? Estamos hablando de cientos de familias que dependen de esta actividad para vivir”.
MarceloRucci envió un mensaje contundente: “Esperamos que la Secretaría de Ambiente tome acciones y revierta esta situación. No podemos permitir que se juegue con el medio ambiente ni con el trabajo de nuestra gente”.
El pasivo ambiental en la mira
Rucci también aprovechó la entrevista para reflexionar también sobre la problemática del pasivo ambiental en la provincia. “No podemos ignorar los desastres ecológicos que ya hemos tenido en Neuquén. Esta resolución nos lleva de vuelta a un tiempo en el que no se controlaban los derrames como se debe. No es un avance, es un retroceso”, subrayó.
Una medida controvertida
Un recurso presentado por los representantes legales de una de las empresas afectadas ante el Ministerio de Energía de la provincia argumenta que la Secretaría de Ambiente carece de facultades para modificar normativas ambientales relacionadas con actividades hidrocarburíferas. Según la Ley 3420, la autoridad competente en esta materia es el Ministerio de Energía y Recursos Naturales. La emisión de la resolución por parte de un órgano no autorizado viola los principios de jerarquía administrativa.
La inversión en el Gasoducto Vicuñas, que transportará gas natural desde Vaca Muerta hasta los principales salares del norte argentino, representa un hito en el desarrollo de la región. Este proyecto, impulsado por Transportadora de Gas del Norte, permitirá abastecer de energía a los proyectos mineros de litio y estimular la actividad económica en la zona.
La construcción del Gasoducto Vicuñas, de 304 kilómetros de extensión, fortalecerá la infraestructura energética del país y permitirá conectar los recursos de Vaca Muerta con los proyectos mineros de litio en el norte. Según informó El Tribuno, esta obra que representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria minera en la región, se prevé que esté operativa en 2027.
Transportadora de Gas del Norte avanza en la construcción del Gasoducto Vicuñas
TGN anunció el inicio de los estudios de impacto ambiental para el Gasoducto Vicuñas, un proyecto clave para conectar los yacimientos de Vaca Muerta con los salares de litio en el norte argentino. Con una inversión estimada de 370 millones de dólares, este ducto de 304 kilómetros permitirá garantizar el suministro de gas natural a 17 proyectos mineros y estimular el desarrollo de la región.
La reelección de Donald Trump podría desencadenar importantes cambios en la economía global, con implicaciones significativas para la industria petrolera. Según un informe de Wood Mackenzie, la imposición de nuevas tarifas por parte de la administración Trump podría desacelerar el crecimiento económico en Estados Unidos y el mundo, reduciendo la demanda global de petróleo en hasta 500,000 barriles diarios (bpd) en 2025.
Un cambio radical en políticas económicas y climáticas
Simon Flowers, analista jefe de WoodMac, señaló que el regreso de Trump a la Casa Blanca marcaría un giro radical en temas clave como aranceles, política climática y relaciones internacionales. Si bien se espera que un gobierno republicano apoye un aumento en la producción de combustibles fósiles y retroceda en compromisos de carbono cero, las tarifas podrían generar costos adicionales para las empresas de petróleo y gas.
Este impacto potencial representa un tercio del crecimiento esperado en la demanda global de petróleo para 2025, según WoodMac. Flowers indicó que esta reducción en la demanda podría llevar a una disminución de los precios del petróleo de entre 5 y 7 dólares por barril, suponiendo que no surjan otros riesgos geopolíticos, como un aumento de las tensiones entre Israel e Irán.
La industria refinera en Estados Unidos, un posible beneficiario
A pesar de la posible caída en la demanda global de petróleo, los refinadores estadounidenses podrían beneficiarse de una mayor protección arancelaria. Según Flowers, “la protección mediante tarifas podría permitir que los refinadores de Estados Unidos superen en desempeño a sus competidores internacionales”.
Sin embargo, el panorama podría cambiar drásticamente si Israel ataca la infraestructura nuclear y petrolera de Irán. En tal escenario, los precios del petróleo podrían subir bruscamente hasta que se activen las capacidades productivas disponibles, que actualmente rondan los 6 millones de bpd.
El papel de la OPEP en la estabilización de los mercados
Goldman Sachs, en un informe reciente, proyectó que una interrupción de 2 millones de bpd en el suministro iraní podría llevar temporalmente el precio del Brent hasta los 90 dólares por barril si la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) compensa rápidamente la escasez. Sin la intervención de la OPEP, los precios podrían superar los 95 dólares.
“Gran parte de la capacidad de producción adicional del mundo está concentrada en Medio Oriente”, señaló Daan Struyven, de Goldman Sachs. Esto plantea dos preguntas clave: ¿podrán los productores de la región llevar ese petróleo al mercado, y estarán dispuestos a hacerlo?
Producción petrolera en Estados Unidos bajo Trump
A pesar del apoyo de Trump a la expansión de la producción petrolera y gasífera en Estados Unidos, WoodMac anticipa que esto no impulsará un crecimiento inmediato.“Para las grandes empresas de exploración y producción (E&P), que controlan la mitad de los equipos en la región de Lower 48, las decisiones de inversión seguirán dictadas por marcos de retorno de capital”, explicó Flowers.
Además, las tarifas podrían exponer a la industria a una mayor inflación de costos. Si bien se espera que la administración de Trump suavice las regulaciones sobre emisiones, muchas empresas ya han implementado medidas voluntarias para reducir sus emisiones de alcance 1 y 2.
Por otro lado, simplificar los procesos de permisos podría alentar una mayor perforación en tierras federales. Flowers también destacó que un entorno favorable para el capital podría mejorar las condiciones para nuevas inversiones en la industria.
Escenario de incertidumbre y oportunidades
El regreso de Trump podría traer consigo una combinación de riesgos y oportunidades para el sector petrolero. Mientras que las tarifas amenazan con frenar la demanda mundial de petróleo y aumentar los costos operativos, la política pro-energética de Washington podría fortalecer la posición de los productores estadounidenses, especialmente en un mercado global cada vez más volátil.
El futuro de la industria dependerá de cómo se equilibren estos factores y de la capacidad de los actores internacionales, como la OPEP, para responder a los desafíos emergentes.
YPF está intentando cerrar el traspaso de varias de los yacimientos convencionales que puso en venta bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa con la que la petrolera bajo control estatal apunta a desprenderse de campos maduros en varias provincias a fin de concentrar su inversión en Vaca Muerta. La medida es un pilar estratégico del plan 4×4 que diseñó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que aspira a cuadriplicar la producción de hidrocarburos de la empresa hacia fines de esta década.
YPF firmó a fines de octubre la cesión de cuatro bloques en Chubut a manos de Pecom e intenta avanzar con su salida de otras provincias como Río Negro, Mendoza y Neuquén, aunque para eso necesita del aval de las gobernaciones provinciales, que deben aprobar el ingreso de las nuevos operadoras y en muchos de esos casos, autorizar una extensión por 10 años de las concesiones en cuestión. Ese proceso podría demandar aún de varias semanas.
A la mayor petrolera del país le queda, sin embargo, un duro hueso de roer, uno que incluso, si no obtiene los resultados deseados en los tiempos previstos, podría contaminar todo el proceso de salida de reservorios convencionales. Se trata de Santa Cruz, donde YPF opera unos 25 bloques hidrocarburíferos en el flanco norte de la provincia, dentro de la cuenca del Golfo San Jorge.
En esos campos, la petrolera perderá unos US$ 300 millones por el plan de inversiones realizado en 2023, según datos publicados por este medio en mayo de este año. Para purgar sus costos operativos, es clave poder traspasar esas áreas a compañías independientes que estén enfocados en la eficientización de esos yacimientos. El propio Marín declaró en marzo que una vez que YPF logre salir de Santa Cruz, el costo de producción de la empresa se reducirá a la mitad. Eso permitirá mejorar su balance y en consiguiente, amplificar su ratio crediticio.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, podría venir a Buenos Aires a negociar por las áreas en Santa Cruz.
Estrategias
En lo que va del año, YPF ensayó tres estrategias diferentes para intentar ceder la operación de sus concesiones santacruceñas, entre las que se destacan áreas como Los Perales–Las Mesetas, Cañadón León–Meseta Espinosa, y Cañadón La Escondida-Las Heras. Hasta el momento, ninguna logró sentar en una mesa de negociación realista al gobernador Claudio Vidal, que en su carácter de titular de los bloques debe validar formalmente el traspaso de las áreas.
La primera, lanzada en el primer trimestre, consistía en revertir las áreas directamente a Fomicruz, la empresa del estado santacruceño, y costear el pago de una serie de obras de infraestructura en la provincia, así como también reconocer un monto para remediar a futuro los pasivos ambientales remanentes en los yacimientos. La segunda, que se empezó a bosquejar cuando se frustró la primera porque las partes no se pusieron de acuerdo económicamente,exploró la posibilidad de incluir las áreas de Santa Cruz en una segunda ronda del Proyecto Andes que la petrolera puso en cabeza del banco Santander.
Allí se cristalizó el interés por los campos de otros privados. No son muchos, pero en esa lista figuran Pecom, brazo petrolero del Grupo Perez Companc, que desembolsó más de US$ 120 millones para adquirir las áreas que vendió YPF en Chubut; Roch, la petrolera fundada por Ricardo Chacra, que visualiza a los campos santacruceños como una oportunidad de reinvención tras algunos años complicados en el plano financiero; Patagonia Resources, de los hermanos Juan y Patricio Neuss, que busca retomar el camino iniciado en la industria de Oil&Gas en los ‘80 a través de Glacco, una firma del grupo familiar que operó unos 10 bloques en la cuenca del Golfo en los ’90 que luego vendió a Petrolera San Jorge; y Crown Point, petrolera del Grupo ST, que lideran los empresarios Pablo Peralta y Roberto Domínguez. Los bloques de YPF en Santa Cruz también podrían ser del interés de Capsa, la mayor petrolera independiente del país, aunque la empresa quiere estudiar a fondo la estructura operativa y el potencial de los bloques antes de tomar una decisión.
La segunda estrategia no pudo avanzar, en parte, por la dificultad de YPF para atomizar la negociación entre varios actores cuando, históricamente, la explotación de la veintena de campos que posee en Santa Cruz está fue diseñada como una sola unidad operativa, por lo que las facilities (plantas de tratamiento, instalaciones de agua y electricidad y red logística, entre otras) son compartidas por la mayoría de los bloques. Eso dificulta la posibilidad de particionar y subdividir las áreas.
Posiciones en pugna
A raíz de eso, YPF empezó a explorar hace dos o tres meses una tercera alternativa: negociar una cesión de las áreas a CGC, la petrolera que preside Hugo Eurnekian, para que sea la empresa de Corporación América la que lidere el proceso de readecuación operativa de los campos maduros junto con el resto de las petroleras interesadas.
Horacio Marín, CEO de YPF, y Vidal no se pusieron de acuerdo por las áreas de YPF en la provincia.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que CGC, el mayor productor de hidrocarburos en la provincia, venía estudiando un proyecto técnico y un modelo contractual para hacerse cargo en forma conjunta con otras empresas de los yacimientos en Santa Cruz, pero advirtieron que ese proceso se interrumpió en la última semana al constatar que el gobernador Vidal no termina de validar el proceso de achicamiento de la estructura productiva en los bloques.
El mandatario santacruceño podría arribar a Buenos Aires mañana jueves o el viernes para retomar el contacto con YPF, aunque aún no hay certezas sobre el rumbo que tomarán esas conversaciones. Aunque directivos de la compañía llevan meses intentando acercar posiciones para encontrar una solución sistémica que viabilice una salida lo menos traumática posible de la provincia, Vidal mantiene una postura crítica del rol de la petrolera. “YPF no puede salir así como así. No es tan fácil. Tiene que discutir la remediación de los pasivos ambientales en la provincia. No puede irse de un día para otro”, afirmó ayer por la noche en comunicación telefónica con este medio.
La posición de YPF es clara: la petrolera dejará, de una u otra manera, la operación petrolera en Santa Cruz. Marín reconoció ayer, en una videoconferencia disponible para todos los empleados de la empresa, que la organización pierde millones de dólares en la provincia patagónica, por lo que necesita encontrar una válvula de salida antes de que finalice el año. Si la cesión se concreta de manera ordenada, mejor. Pero si no, la empresa tiene decidido forzar un traspaso, dejando de cubrir los costos de los contratos de servicios que hoy están en ‘stand by’ desde el primer cuatrimestre del año, lo que motivó que entre 1500 y 2000 empleados directos e indirectos de YPF estén cobrando un sueldo sin realizar tareas en los campos petroleros.
Fecha de vencimiento
Esa realidad tiene fecha de vencimiento: el 1º de enero de 2025 dará de baja los contratos de servicios que no tengan una contraprestación efectiva. Sobre lo que existe un consenso unánime es que, con los costos operativos que tiene hoy YPF, no es rentable seguir perforando pozos nuevos en las áreas santacruceñas porque la mayoría pierde plata.
Sí se podría, en caso de optimizar la estructura de gastos, realizar trabajos de reparación (workover) y pulling de perforaciones existentes. Pero todo el personal asignado a los equipos de perforación —YPF posee unos cinco en la provincia— debería ser desafectados en los próximos meses. Esa es la agenda que a Vidal y a Rafael Güenchenen, secretario del sindicato petrolero santacruceño, les cuesta digerir.
Mientras tanto, el tiempo sigue corriendo y los comicios de medio términos, que hasta hace algunos meses parecían lejanos, empiecen a configurarse en el horizonte. Ingresar a una carrera electoral con la agenda petrolera convulsionada en la provincia no parece ser un buen negocio para ninguno de los actores involucrados. Salvo, tal vez, para Pablo González, ex presidente de YPF y principal responsable de la pérdida de competitividad de la empresa durante el gobierno de Alberto Fernández, que quiere encabezar la lista de disputados nacionales por el peronismo y podría beneficiarse si la descomposición de YPF en Santa Cruz que él mismo contribuyó a crear termina por descarrilarse.
La deuda que las distribuidoras eléctricas mantienen con CAMMESA, la empresa que se encarga del despacho de energía en todo el país, trepó desde enero de 394.708 millones a 1.041.413 millones de pesos, un 163%. En dólares al tipo de cambio oficial pasó de US$ 475 millones a unos US$1000 millones. El dato sorprende, sobre todo luego de la fuerte recomposición tarifaria que recibieron Edenor y Edesur, las dos principales deudoras del sistema. Si bien ambas compañías han comenzado a regularizar sus pagos a partir de abril, todavía no abonaron sus deudas, mientras que hay otro grupo de distribuidoras más chicas que siguen sin pagar.
Los peores índices de cobrabilidad se registraron en el primer trimestre. En enero Edesur y Edenor pagaron en promedio solo el 33,9% de su factura, en febrero apenas el 16,3% y en marzo 34,1%. A partir del segundo trimestre la situación cambió. Luego del fuerte aumento del Valor Agregado de Distribución que les otorgó el gobierno, las dos compañías comenzaron a pagar el 100% de su factura, pero la deuda continúa pendiente.
Edesur debe 267.076 millones y Edenor 157.760 millones. Entre las dos concentran el 41% de la deuda que las distribuidoras concentran con CAMMESA. Ambas firmas le reclaman al Estado Nacional ingresos que no cobraron por incumplimientos en los contratos de concesión. Por lo tanto, la deuda que mantienen con CAMMESA será parte de esa negociación donde se pondrán sobre la mesa los activos y pasivos regulatorios.
Las distribuidoras que operan en el interior de la provincia de Buenos Aires también comenzaron a regularizar sus pagos corrientes. EDEA había pagado en enero el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. Desde entonces, viene pagando entre el 70% y el 85% de su factura mensual. El mismo patrón se observa en los casos de Edelap, EDEN y EDES.
Varias de las cooperativas que operan en la provincia también comenzaron a normalizar el pago de sus gastos corrientes con CAMMESA. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, también están las que siguen sin pagar, como las cooperativas de Villa Gesell, 3 Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores.
Con la Cooperativa de Villa Gesell Cammesa arrastra un conflicto por falta de pago desde 2018 y la deuda acumulada es de 14.132 millones de pesos. En marzo, el Juzgado Federal de Dolores dio lugar a una demanda presentada por esa cooperativa contra el Poder Ejecutivo Nacional y ordenó el cese de los embargos y la ejecución de deudas. Ese fallo incluso había extendido el amparo a otras cooperativas, como las de Las Flores y Mariano Moreno, pero el gobierno apeló y la Cámara Federal de Mar del Plata revocó la decisión en agosto.
Otras distribuidoras provinciales
Distribuidoras de otras provincias comenzaron a pagar su factura en los últimos meses. Servicios Energéticos del Chaco Empresa del Estado Provincial (SECHEEP) había pagado solo el 6,5% de su factura en febrero, el 29,6% en marzo y el 6,3% en abril, pero en los últimos cinco meses pagó entre el 77% y el 100% de su consumo corriente.
Edesa de Salta no había llegado a pagar ni el 25% de su consumo en el primer trimestre y ahora regularizó sus pagos corrientes, aunque debe 38.142 millones de pesos.
La Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPE) también comenzó a pagar. En enero no había pagado nada, en febrero el 11,3% de su factura y en marzo el 55,2%. Desde abril comenzó a cumplir, aunque en septiembre pagó solo el 65,8% de la boleta. La deuda que acumula trepa a 39.820 millones de pesos
El caso de La Rioja
El camino inverso siguió Edelar de La Rioja. Hasta mayo venía cumpliendo con el 100% de su factura, pero en los últimos tres meses promedió pagos apenas por encima del 30% de su consumo y acumula una deuda de 13.717 millones de pesos.
El default eléctrico se debe a una decisión inédita del gobernador Ricardo Quintela, quien por medio del Decreto 370 y de la resolución 133/24 del Ente Regulador de Servicios Públicos provincial, ambas publicadas de abril, le ordenó a Edelar desconocer el precio estacional de la energía eléctrica (PEST) fijada por el Ministerio de Economía y no trasladarlo a los cuadros tarifarios que pagan los usuarios residenciales de la provincia
En respuesta, Cammesa presentó en septiembre un recurso de amparo en la Corte pidiéndole que deje sin efecto las dos normas provinciales.
Cooperativas de Chubut
Donde también sigue sin normalizarse la situación es en Chubut. Las cooperativas de Trelew, Puerto Madryn, Rawson y Sarmiento no le pagaron nada a Cammesa en lo que va del año. La cooperativa de Trelew acumula una deuda de 25.211 millones de pesos, la de Puerto Madryn suma un rojo de 23.602 millones de pesos, la de Rawson debe 11.156 millones y Cooperativa Sarmiento 8580 millones. Las que sí comenzaron a pagar son la Cooperativa Comodoro Rivadavia y la Cooperativa 16 de octubre.
Los que sí pagan
El listado de distribuidoras también incluye a una serie de empresas que pagaron normalmente su factura durante todo el año y no acumulan deuda, como EPE de Córdoba, Energía Entre Ríos S.A., EJESA de Jujuy, EDESTE, EDEMSA y Cooperativa Godoy Cruz de Mendoza, Cooperativa Gaiman de Chubut, EMSA de Misiones, EPEN de Neuquén, Edersa de Río Negro, Energía San Juan S.A., EDESAL de San Luis, SPSE de Santa Cruz, EDESE de Santiago del Estero y EDET de Tucumán.
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Future Energy Summit (FES) celebra su tercera edición en Chile, consolidándose como el evento más importante de energías renovables en Hispanoamérica.
Este 27 y 28 de noviembre, más de 500 asistentes de las principales empresas del sector en Latinoamérica se reunirán en el Hotel Intercontinental Santiago, en la Región Metropolitana de Chile, para discutir y proyectar el avance de la transición energética. Con un formato que equilibra sesiones de paneles y espacios exclusivos de networking, el FES 2023 se posiciona como el escenario ideal para promover sinergias y consolidar proyectos que transformarán el panorama energético de la región.
Entre los invitados destacados se encuentran figuras clave del sector energético chileno, quienes expondrán sus visiones y estrategias en políticas de sostenibilidad, regulación y expansión de energías limpias.
Luis Felipe Ramos, Subsecretario de Energía de Chile, abrirá el debate sobre el estado actual del sector energético en el país y las políticas clave de su gestión para fortalecer el desarrollo de energías renovables.
Ramos detallará el objetivo de avanzar en la transición energética con metas cuantitativas para incrementar la capacidad renovable y mejorar el almacenamiento de energía. Su intervención también abordará los cambios previstos en la regulación del mercado de distribución, impulsados por la reforma integral que se espera implementar antes de marzo de 2025.
Otro de los protagonistas será Ernesto Huber, Director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, quien junto a otros líderes de la industria compartirá perspectivas sobre los avances necesarios para que Chile transite a un mercado eléctrico basado en ofertas. Las futuras licitaciones de transmisión para 2025 y los mecanismos para regularizar procesos licitatorios serán temas clave que Huber abordará, explorando así los próximos pasos en la evolución del mercado eléctrico chileno.
La discusión sobre sostenibilidad y tramitación ambiental estará a cargo de Valentina Durán, Directora Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). Durán analizará los desafíos recientes en la aprobación de proyectos renovables de gran escala y ofrecerá recomendaciones a desarrolladores y contratistas para mejorar sus procesos de tramitación. Asimismo, se proyectará el número de aprobaciones esperadas para 2025, subrayando el papel crítico de la evaluación ambiental en el avance de la infraestructura renovable en Chile.
En representación de la Agencia de Sostenibilidad, Rosa Riquelme, Directora Ejecutiva, expondrá los programas y oportunidades de financiamiento para el sector de renovables y el hidrógeno verde en 2025.
Riquelme resaltará aquellos segmentos de mercado que aún no han sido atendidos por convocatorias y licitaciones, proponiendo nuevos caminos para una mayor inclusión de energías limpias en Chile. Este enfoque permitirá a los participantes del FES entender los espacios aún disponibles para el crecimiento de la inversión en sostenibilidad y transición energética.
Por su parte, Marta Cabeza, Superintendenta de la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) de Chile, destacará los cambios regulatorios más recientes que impactan directamente en la expansión de proyectos renovables. Estos cambios no solo facilitarán la transición energética, sino que también crearán oportunidades para incentivar la inversión privada en el sector.
En un contexto más amplio, Cabeza ofrecerá su perspectiva sobre los pasos que el Cono Sur debería tomar para alinearse con los avances globales en sostenibilidad, asegurando así la competitividad de la región en el mercado de energías limpias.
Con la participación de altos funcionarios y líderes estratégicos, el Future Energy Summit 2023 no solo promete ser un espacio de aprendizaje e innovación, sino que también se distingue por sus sesiones de networking. Estos espacios reunirán a ejecutivos de empresas líderes, promoviendo así la creación de alianzas y acuerdos que acelerarán el desarrollo de proyectos renovables en América Latina. Para seguir el evento, el público podrá unirse a la conversación en redes sociales bajo el hashtag #FESChile.
La OPEP rebajó su previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2024 y 2025 debido a las revisiones a la baja de la demanda en China y otros mercados asiáticos.
China representó la mayor parte de la rebaja para 2024. La OPEP recortó su previsión de crecimiento de China a 450.000 bpd desde 580.000 bpd y dijo que el uso de diésel en septiembre cayó interanualmente por séptimo mes consecutivo.
Según el informe de la organización, la demanda mundial de petróleo en 2024 alcanzará los 104,03 millones de barriles diarios (mb/d), lo que supone un incremento de solamente 1,82 mb/d respecto del consumo de crudo correspondiente a 2023, lo que implica un ajuste a la baja de 107.000 barriles diarios respecto del pronóstico de octubre.
Si bien la entente espera que la demanda de petróleo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) crezca en 0,2 mb/d en 2024, el doble estimado el mes anterior, anticipa que el consumo entre los países ajenos a la OCDE aumentará en 1,7 mb/d interanual, por debajo del incremento de 1,8 mb/d previsto anteriormente.
En cuanto a 2025, la OPEP anticipa que la demanda global de crudo alcanzará un promedio de 105,7 mb/d, cifra que supone un crecimiento de 1,5 mb/d respecto a la estimada para 2024, pero que implica un debilitamiento de 103.000 barriles diarios respecto del incremento del consumo previsto en octubre.
El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública el nuevo plan de descarbonización, correspondiente al segundo tiempo de la transición energética del país, en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico.
El proceso de consulta estará abierto hasta las 23:59 horas del lunes 16 de diciembre de 2024 y el plan da continuidad al compromiso establecido en el primer acuerdo de retiro y/o reconversión de centrales a carbón (suscrito en 2019) y la ley marco de cambio climático (publicada en 2022).
El plan traza una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón en Chile, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.
El primer eje está vinculado con el desarrollo “urgente” de proyectos que aporten al cumplimiento de las metas climáticas nacionales y fortalecer instrumentos para su inserción territorial sostenible.
Por lo que entre las principales se destacan la incorporación de incentivos en las licitaciones de terrenos fiscales para aquellos proyectos en zonas de transición energética por retiro o reconversión de centrales a carbón, que permitan mantener o compensar la actividad económica, y en áreas planificadas por el estado a través de instrumentos de planificación energética sometidos a Evaluación Ambiental Estratégica.
Asimismo, dicho eje contempla que para el 2030 esté lista la primera unidad de generación eléctrica a carbón reconvertida a tecnologías con combustibles sostenibles (hidrógeno / amoníaco verde vía co-combustión o mezcla) y condensadores síncronos; o mismo la implementación de sistemas de almacenamiento de energía puros o aislados en la planificación urbana
El eje N°2 tendrá el foco puesto en la transmisión eléctrica, mediante el refuerzo de la señal de localización en los instrumentos de largo plazo (a partir de 2027), un esquema de inversiones privadas en la materia, exenciones de estudio de impacto ambiental para ciertas obras (Modificación DS N°40 – reglamento del SEIA) e incentivos económicos en el modelo de remuneración, relacionada con los esquemas de control basados en automatismos (cambios al DS N° 125).
También abarca la identificación de una cartera de “obras estratégicas” (OOEE) que requieran participación más activa del Estado para su ejecución a partir de los escenarios de proyección de oferta y demanda energética y a través de una modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos entre 2025 y 2026.
“Las obras de expansión que surjan del Plan de Expansión de la Transmisión (PET) desarrollado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) seguirán su curso actual, pero el PET incorporará automáticamente en su cartera a aquellas OOEE que la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) determine”, señala el documento.
El tercer eje proyecta una operación altamente renovable junto a mejoras de mercado para los servicios complementarios (SSCC), a fin de lograr un sistema eléctrico a corto plazo seguro y flexible y con perfeccionamiento en la conformación de precios mayoristas.
Por tal motivo es que el Ministerio de Energía de Chile propone modificar el diseño actual del mercado SSCC para incentivar mayor competencia y número de players en las subastas, pasando desde la opción de mercado «pay as bid» (precios diferenciados) hacia «pay as clear (precio uniforme).
Además, se evaluarán nuevos requerimientos normativos y mecanismos que permitan habilitar la participación de la demanda en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios; a la par que se prevé poner en práctica acciones adicionales tales como la revisión de los mecanismos actuales de participación de la demanda en dicho mercado (Cargas Interrumpibles, Desconexión Automática de Cargas y Desconexión Manual de Cargas), mediante modificaciones en la ley de servicios eléctricos, el reglamento de potencia y el de SSCC.
Mientras que el eje N°4 está compuesto por la optimización del abastecimiento de clientes finales, la modernización del mercado de servicios complementarios hacia el largo plazo y la compensación de carbono.
Como consecuencia, plantea la reformulación de las licitaciones de suministro, que incluirá un sistema de ponderación que priorice los atributos de flexibilidad, seguridad y sostenibilidad, requisitos técnicos específicos para cada fuente de energía y distintos modelos de contrato con diversos periodos de duración e inicio de prestación.
Y entre otras de las grandes novedades del nuevo plan de descarbonización resalta la creación de un sistema de comercio de emisiones (ETS) de gases de efecto invernadero, basado en un esquema de cap and trade en el sector energético a partir de 2025.
El récord de generación renovable en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Panamá ha sido bien recibido ya que permitió desplazar generación térmica para cubrir la demanda local y generar excedentes para exportar al mercado regional. No obstante, también ha dejado en evidencia la influencia que estas tecnologías tienen en la dinámica del mercado spot y la necesidad de licitaciones abiertas de largo plazo que brinden mayor estabilidad.
Tras aquel hito de renovables y mirando la otra cara de la moneda, se advierte que las empresas de generación que no tienen contrato a largo plazo o que tienen una razonable exposición al mercado de oportunidad, estarían enfrentado una baja en sus ingresos y por ende riesgo de incumplimiento de indicadores financieros.
¿A qué precio se vende su energía en el mercado Spot? Según pudo relevar Energía Estratégica, en estos primeros días de noviembre los valores fueron variando entre los $ 0 MWh y $ 52 MWh con precios promedios diarios menores a $ 30 MWh. Mientras que un precio de energía más acorde de acuerdo con generadores debiera estar en una banda entre $ 60 a $ 70 MWh.
Esta baja impactó en los cálculos económicos de generadoras operativas a partir de tecnologías renovables con menor o nula participación en el mercado de contratos.
Según comentó un agente del mercado, el hito de este día lunes no es la primera vez que sucede y, si bien trajo beneficios para el intercambio regional al país, repercutió de manera negativa en algunas centrales renovables; sobre todo en aquellas tecnologías que por su naturaleza no participan en el mercado de Potencia Firme.
«Accionistas han recobrado poco o casi nada de su inversión inicial», advirtió la fuente consultada.
Y amplió: «La capacidad de repago de deuda que está teniendo muchas empresas actualmente, sobre todo hidroeléctricas y fotovoltaicas, dependen de una contratación de largo plazo urgente para refinanciar sus préstamos bancarios».
¿Qué podría mejorar el escenario actual? Una rápida respuesta que encuentra consensos entre agentes del mercado es convocar a una licitación de largo plazo mejorando las condiciones de participación para que participen centrales nuevas como existentes de diversas fuentes de generación.
Al respecto, es preciso recordar que en Panamá actualmente está en marcha una licitación de corto plazo impulsada por la administración actual para cubrir el suministro de las distribuidoras.
Sin embargo, la cancelación de la licitación de 500 MW de potencia y energía que había sido lanzada a mediados de este año podría ser la respuesta para mejorar la rentabilidad de centrales existentes y una oportunidad de brindar estabilidad de largo plazo.
Sobre este punto, el agente del mercado consultado, concluyó que el correcto funcionamiento en un mercado privatizado solo se da con una competencia amplia y justa, con contratos de largo plazo que permitan una mejor estructura de financiamiento para el proyecto, sin posición dominante de algún agente y que se hagan respetar las reglas del juego en forma imparcial. Desde su perspectiva, la diversificación de la matriz debería ser producto de las ventajas y mejores precios que se puedan obtener de cada tecnología, tanto en época de bonanza como en época de escasez.
Desde la Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) han expresado optimismo ante la estrategia en materia eléctrica presentada por la nueva administración de México, especialmente en el ámbito de la generación de energías limpias.
Carlos Aurelio Hernández, presidente de la Comisión Nacional de Energía de Coparmex, la calificó como una gran oportunidad para las inversiones, señalando que, tras años de estancamiento, podría reactivar el sector.
«Es un banderazo de salida para las inversiones principalmente en la parte de generación renovable. Recordarás que en los últimos seis años se detuvieron arbitrariamente los proyectos de la iniciativa privada», introdujo Hernández.
Este nuevo impulso, según Hernández, refleja que el gobierno ha tomado en cuenta varias propuestas que circularon por parte de sindicatos, ONGs y asociaciones civiles y empresarias, y estaría buscado reactivar al sector.
Una de las propuestas más destacadas en el plan del nuevo gobierno es la inversión en transmisión y distribución, áreas clave para mejorar la capacidad del sistema eléctrico. Solo la mediante la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se prevé 4,600 MDD en 60 proyectos de transmisión y 278 MDD en 41 proyectos de distribución.
Ahora bien, también se contemplan obras de refuerzo a la red nacional de transmisión por un total de 7,403 MDD entre 2025 y 2030 para acompañar las metas de transición energética.
Coparmex ve con buenos ojos esta iniciativa, pero advierte que se deberá hacer un seguimiento a su concreción. «Nos parece fundamental que se puedan cumplir los objetivos para tener la mayor cantidad de interconexiones de centrales eléctricas y centros de carga», mencionó Hernández.
Por otro lado, sobre el campo de la generación el presidente de la Comisión Nacional de Energía de Coparmex advirtió que aún quedan dudas sobre cómo se implementarán los porcentajes de participación para las inversiones privadas. Por lo pronto, queda claro que esta se limitaría para no superar el 46% del mercado, sin embargo dicho porcentaje plantea interrogantes sobre los esquemas como APP y participación en los distintos segmentos del mercado.
Al respecto es preciso indicar que, si bien la nueva estrategia de gobierno plantea que los privados podrán concretar entre 6.400 MW y 9.550 MW de energía renovable para 2030 no se sabe si esta será excluyente para el segmento de gran escala interconectado a redes de transmisión o si también incluirá generación distribuida o abasto aislado.
Sobre estos segmentos del mercado, también hay elementos a favor y en contra ante los cambios planteados por la nueva estrategia del sector eléctrico. Por ejemplo, se menciona el aumento del límite para la generación distribuida de 0,5 MW a 0,7 MW; no obstante, desde Coparmex señalan que se esperaba un incremento mayor.
«Vemos con buenos ojos el aumento a 0,7 MW, pero nuestra propuesta era llegar al menos a 1 MW», señaló Hernández. Desde su perspectiva, una mayor capacidad sería relevante principalmente para las empresas que buscarían optar por estas alternativas de generación sostenibles que les permitan ser más competitivas en sus actividades productivas.
La Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener SA (Transener) busca llevar adelante el plan de expansión del sistema de transmisión y distribución troncal (publicado el año pasado mediante la Resolución SE 507/23) que permita resolver uno de los principales cuello de botella para el ingreso de más parques renovables en Argentina.
Dicho plan prevé cerca de USD 9.800.000.000 de inversiones para ampliar la red y sumar más de 7800 de capacidad, de los cuales alrededor de 3500 MW serían para generación eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto; las cuales podrían amortizar el costo de las obras.
“Llevado adelante el plan y permitiendo que las nuevas líneas de transmisión y distribución troncal vinculen la generación renovable más eficiente con los principales nodos de demanda, producirá ahorro en los costos de despacho”, indicó Carlos Borga, director técnico de Transener, durante un evento organizado por la Universidad Austral.
“Una vez llevada adelante las primeras obras lanzándose desde la actualidad a tres años, pueden generar beneficios que igualan el costo de esa infraestructura. Es decir que en 10 años se pueden tener un ahorro de despacho de aproximadamente USD 1.000.000.000 por año que repagará los proyectos, por lo que se debe comenzar con ellos para llevar a cabo la eficientización del sistema”, agregó.
Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año y que sumaría más de 2100 MVA de capacidad de transformación; o mismo la interconexión Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.
Mientras que para la expansión del sistema por distribución troncal, se contemplan 4994,95 kilómetros de líneas y 79 nuevas estaciones transformadoras, por un total de inversión cercano a los MMUSD 3630 a lo largo de 17 jurisdicciones del país.
¿Cómo sería el financiamiento?
Transener le propuso a la Secretaría de Energía de la Nación que se implemente un mecanismo de “estampillado” por el cual se traslade el costo de los primeros proyectos a la demanda, considerando que beneficiaría a todo el sistema. Esto quiere decir que cobraría un “plus” para juntar dinero que termine repagando la infraestructura.
“Para el caso de AMBA I, en aproximadamente seis meses ya se podría juntar el dinero para las primeras compras de equipamiento del proyecto si se inicia el proceso ya mismo, considerando tres años de obra y empezando a recaudar a través de la tarifa”, aseguró Borga.
“Y se debería juntar hasta que concluya la obra; por lo que, pensando en un estampillado a tres años, el costo de sistema tendría un incremento promedio de aproximadamente 3,4%, lo que significaría un aumento de 1,4% promedio en la tarifa en tres años y sólo 0,2% en el índice de precios al consumidor (IPC)”, detalló.
La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) celebrará la 8va edición del evento líder en el segmento de energía solar en la isla, el SESA Summit, los días 18 al 20 de noviembre en el Centro de Convenciones de Puerto Rico.
Dicho evento reunirá a más de 50 expertos locales y nacionales para la discusión y actualización de una amplia variedad de temas relacionados con la industria, así como la importancia de continuar expandiendo los esfuerzos en pro de una mayor penetración de energía solar y almacenamiento en Puerto Rico. Esto, en alineación con las metas de transición a energía renovable según lo establece la política pública energética local.
Como parte de las conferencias de esta edición del SESA Summit, se discutirán temas tales como proyecciones regulatorias del segmento, oportunidades de otorgación de fondos federales para la expansión de proyectos de energía solar, perspectivas sobre el mercado de energía solar distribuida y de almacenamiento en Puerto Rico; el impacto de la medición neta, y el caso en corte federal para proteger la medición neta.
El evento también presentará temas de innovación como plantas virtuales de energía (“virtual power plants”) y el surgimiento del “Negawatt”, un concepto poco conocido mediante el cual se examinará cómo las medidas de eficiencia energética contribuyen a la reducción de la demanda y los potenciales beneficios para la red en la isla.
El miércoles, 20 de noviembre, en horario de 10:00am a 4:00pm, el público en general tendrá la oportunidad de asistir de forma gratuita al área de exhibidores, donde se llevará a cabo una feria de empleos por empresas del sector energético. Además, podrán conocer las últimas innovaciones en productos solares y baterías.
Javier Rúa Jovet, director de Política Pública de SESA, expresó que “es importante seguir informando y educando sobre el rol fundamental de la energía solar y almacenamiento. Cada vez son más los puertorriqueños que encuentran en la energía solar una opción asequible para asegurar el suplido de energía en sus hogares. Este evento ofrece una oportunidad para que todos los componentes del segmento energético se mantengan actualizados en un tema que cobra más y más importancia tanto a nivel individual como colectivo. También queremos que la comunidad en general sepa que hay empleos en el sector de energía, y se den cita en la feria de empleos que tendremos”.
Para más información sobre el SESA Summit, agenda y conferenciantes, puedes acceder sesapr.org/summit.
Un camión cisterna de YPF, cargado con combustible para aeronaves, colisionó contra un vehículo estacionado en Puerto Iguazú, Misiones, provocando un derrame de material altamente inflamable. El incidente, ocurrido el lunes por la noche, activó la intervención de Bomberos Voluntarios, quienes controlaron la situación y limpiaron la zona para evitar riesgos mayores.
El siniestro ocurrió detrás del estacionamiento de camiones próximo a la Opessa, cuando un camión cisterna de la empresa YPF, cargado con combustible, colisionó contra un vehículo Volvo de patente brasileña que se encontraba estacionado.
El choque provocó graves daños en el contenedor del camión de la petrolera, lo que derivó en el derrame de JP1, un combustible altamente inflamable utilizado en aviación. La situación generó preocupación tanto en el conductor del transporte, identificado como Sergio S. como en los vecinos del lugar.
Ante la gravedad del derrame y el riesgo de un posible incendio, personal de Bomberos Voluntarios de Puerto Iguazú se presentó rápidamente en la zona. Como medida de prevención, se procedió a limpiar el material derramado y a controlar el tránsito vehicular para evitar mayores riesgos. Según informaron fuentes policiales, no se reportaron heridos ni daños materiales adicionales.
El conductor de YPF relató que el impacto ocurrió mientras maniobraba el camión, cuando la parte trasera de su tanque cisterna chocó con el camión estacionado. El impacto generó una fisura en el tanque, por la cual comenzó a derramarse el combustible en la vía pública.
Para garantizar la seguridad en la zona y evitar incidentes mayores, la empresa YPF envió otro camión cisterna al lugar. Este vehículo se encargó de realizar el traspaso del combustible restante del tanque dañado, con el objetivo de reducir el riesgo de un nuevo derrame.
RP Global, el desarrollador, operador e inversor en el sector de las energías renovables, y GIZ, empresa internacional del gobierno federal alemán, celebrarán el próximo jueves 21 de noviembre la firma del acuerdo de cooperación público-privada (PPP) para el “Proyecto Gaucho de Hidrogeno Verde y Amoniaco Verde”.
El encuentro se llevará a cabo en la sede de la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina), en Buenos Aires, y estarán presentes funcionarios del gobierno nacional y del gobierno de la provincia de Santa Cruz, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y representantes de diversas empresas relacionadas con el sector de las energías renovables y el hidrogeno verde. Con el apoyo de la AHK Argentina, se brindará información sobre los objetivos y líneas de acción de dicho acuerdo, según precisaron las empresas.
Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, las embajadas de Alemania de Austria y de los Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.
El proyecto
El proyecto estará ubicado en Puerto Deseado y Puerto Punta Quilla, Santa Cruz. Contará con tres fases de desarrollo. La primera contempla la producción de 4330 MW de Energía eólica para producir 1,88 Mton/año de amoníaco (NH3). La segunda 5000 MW para producir 2,10 Mton/año de NH3. Y la tercera 4720 MW para producir 2,08 Mton/año de NH3.
Este acuerdo se enmarca dentro del Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania promueve proyectos y el desarrollo del mercado del hidrógeno verde en determinados países en desarrollo y emergentes como parte de la Estrategia Nacional del Hidrógeno.
A su vez, el espacio reunirá a los principales actores del sector, generando así el lugar propicio para continuar desarrollo del sector del Hidrogeno en el país y avanzar en lineamientos concretos para la promoción del desarrollo de la industria del hidrógeno en la Argentina.
La inscripción previa es a través del siguiente link: registration form
El intendente de Neuquén, Mariano Gaido, presentó el presupuesto 2024 del distrito ante el Consejo Deliberante y aseguró que el 45% del total será destinado a obras en la Ciudad para impulsar el crecimiento y acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. El presupuesto de este año presentó un superávit de $40.740,7 millones, con ingresos por $132.405,2 millones y erogaciones por $91.664,5 millones. En diálogo con EconoJournal, Gaido destacó: “El superávit que nosotros logramos desde el primer día generó una buena administración que nos permitió tener un buen plan de obras que estamos implementando y relanzando”.
“Se trata de un plan que está vinculado al crecimiento de la ciudad de Neuquén, que crece cuatro veces más de lo que crece el país. Esto es producto de la oportunidad que brinda Vaca Muerta. El sector privado necesita de ciudades como Neuquén que tiene las cuentas ordenadas y superávit. Tenemos la obligación y la responsabilidad de darle sustentabilidad y garantía a las empresas, de que las inversiones que realizan tengan el acompañamiento de la ciudadanía”, destacó el mandatario distrital.
El intendente de Neuquén, Mariano Gaido
—¿Cuáles son las estrategias que impulsaron desde el Municipio para acompañar el crecimiento de la ciudad de Neuquén?
–Como intendente estoy acompañando el desarrollo de la ciudad producto de las 25 familias que llegan por día a Neuquén. Son personas que llegan a trabajar o en busca de un futuro, tal como pasaba en los ‘70. Hoy es una realidad que Neuquén le brinda una posibilidad al país, a profesionales, a técnicos que buscan trabajo. Vaca Muerta significa una Pampa húmeda sin riesgo climático. En 2029 o 2030 vamos a tener los mismos recursos que la Pampa húmeda, o quizás antes. Esto tiene que ver con un gobierno nacional que está tomando decisiones positivas e importantes para que el desarrollo de la formación suceda. El superávit que nosotros logramos desde el primer día generó una buena administración que nos dio un buen plan de obras que estamos implementando y relanzado. Es un plan que tiene que ver con un 45% de presupuesto destinado a las obras públicas. Está vinculado al crecimiento de la ciudad de Neuquén, que crece cuatro veces más de lo que crece el país. Esto es producto de la oportunidad que brinda Vaca Muerta.
—¿Cuáles son los pasos a seguir? ¿Qué es lo que hace falta para aprovechar todo el potencial de la cuenca Neuquina?
–Tenemos la obligación y la responsabilidad de darle sustentabilidad a las empresas y la garantía que las inversiones que realizan tengan el acompañamiento de la ciudadanía. La paz social, el equilibrio del crecimiento de nuestras ciudades, con servicios y con oportunidades, son la garantía para el sector privado. Ese sector necesita de las ciudades como Neuquén que tiene las cuentas ordenadas, superávit. Estamos preocupados y ocupados en que las inversiones que lleguen a Vaca Muerta no tengan inconvenientes, sino que se viabilicen y que potencien la industria.
Por eso, tenemos que tener la responsabilidad de generar servicios para que la ciudadanía no vea que el gas le llega a Buenos Aires y a los barrios de Neuquén no. Debemos corregir los errores del pasado. Nosotros durante los primeros cuatro años fuimos por debajo de la inflación. La inflación de esos años fue de 2100% y las tasas se incrementaron en un 718%. Claramente, le pusimos el hombro al pulmón económico de la Ciudad. Había que corregir esa situación. Todo esto tenía que ver con la macroeconomía. Ahora que está corregida la economía tenemos que actuar rápido y brindar obras y servicios para que llegue la inversión a la industria. Por eso, creamos la tasa ambiental y herramientas necesarias para acompañar el crecimiento.
Potencial neuquino
Gaido también se refirió al potencial que tiene Vaca Muerta y las oportunidades que poseen los neuquinos para poder desarrollarse profesionalmente teniendo en cuenta los desafíos que traerá aparejado el incremento en la producción y la posibilidad de que la Argentina se convierta en un exportador global de hidrocarburos. También, dio cuenta de los trabajos que se deben impulsar desde la provincia para apuntalar todo ese crecimiento.
—¿Cómo gestionar la sobre expectativa?
–Me encanta tener este problema. Me pone feliz y me enorgullece que Vaca Muerta sea la posibilidad del país, que sea la gran oportunidad. Los neuquinos nos tenemos que hacer cargo de poner condiciones justas de desarrollo y planificar nuestra región, trabajando en equipo. Tenemos que pensar qué hacemos para que los neuquinos estén mejor cuando muchas veces fueron dejados de lado. Los gobiernos anteriores plantearon situaciones en nuestra región que no cumplieron nunca. Somos responsables de plantear cuál es el desarrollo y cuál es la planificación para acompañar ese crecimiento, algo que no es fácil. Neuquén está dentro de las ciudades que más crecen. Tiene 300.000 habitantes de día y 700.000 de noche porque vienen de todas las ciudades comerciales, educativas, de salud, a la capital. Tenemos que acompañar el crecimiento con obras.
—¿Hasta qué punto su gestión y su equipo pueden resolver estas cuestiones respecto a las obras que son necesarias para potenciar el desarrollo y en qué momento se necesita de una coordinación a nivel nacional o provincial?
–El desarrollo urbanístico es una de las aristas de la ciudad. Nosotros tenemos un plan de obras basado en avenidas para que Neuquén se transforme en la ciudad de los 10 minutos. Inauguramos más de 20 avenidas para conectarla y hacerla más dinámica. Además, planteamos un plan de obras de servicios. El asfalto llega con los servicios. Hay que trabajar en equipo con el gobierno provincial, algo que ya estamos haciendo. Tenemos una relación excelente con el gobernador y eso ayuda muchísimo para poder plantear las obras que necesita la provincia.
Nosotros no tenemos jurisdicción para hacer las obras nacionales y eso es lo que nos está faltando. Estoy de acuerdo con el superávit, con administrar bien. Pero tenemos que ser responsables. Nosotros tenemos la autovía norte que está colapsada. Necesitamos que esas obras sucedan. Eso es viabilidad nacional y se debe resolver. Una de las cuestiones importantes de Vaca Muerta tiene que ver con los ductos, con la logística, pero también es importante el cómo se llega a los pozos, a las zonas petroleras, y en eso las rutas son fundamentales. Creo que fue una gran decisión que el gobernador destinara 700 millones de dólares al plan de obra vial a la provincia. Él llevó un ordenamiento importante a nivel provincial.
—¿La provincia o el municipio pueden gestionar este tipo de obras de forma autónoma?
–La responsabilidad era de Vialidad nacional. Ahora se deben dar las herramientas. El Estado debe estar presente en las situaciones en las que se lo necesitan. Las rutas son prioritarias para el traslado de recursos, de personal. Deben ser seguras, como pasa en el mundo. Fuimos a Houston, al polo tecnológico, y me gustó mucho entender la economía de allá. Era una ciudad que estaba mirando al petróleo y ahora cambió a un distrito médico y tecnológico. Debemos copiar esos modelos. Nosotros inauguramos un polo tecnológico y estoy convencido de que esto va a ayudar a Vaca Muerta, al desarrollo. Esa es una opción que nos puede servir para diversificar nuestra economía y ser un distrito médico. Creo que Neuquén capital tiene las posibilidades de ser un distrito médico de investigación científica de punta a nivel nacional e internacional.
Receptividad de la industria petrolera
Gaido también analizó la postura de la industria petrolera respecto a la posibilidad de diversificar la economía de la provincia y sumar a otros sectores independientes del sector energético.
—¿Cómo ve la receptividad de la industria del Oil & Gas?
–En la inauguración del polo tecnológico, que fue una inversión privada de SIMA y Sancor, estuvo presente el presidente de YPF, Horacio Marín, y dijo que en ese lugar se necesita incorporar un centro de capacitación con salida laboral inmediata y corregir los accidentes que suceden en la industria. Creo que las empresas tienen toda la decisión de invertir en becas y que lo hacen a nivel provincial. Las veo predispuestas. La cuestión vial no tiene que ver con algo de hace un año atrás. Tener este problema vial habla de una falta de planificación desde hace por lo menos 10 años. Falta una corrección drástica. Esto tiene que ver con inversiones que nunca llegaron.
Hubo contratos firmados por lo de la Ruta N°7 y el gobierno nacional paralizó la obra pública. Yo creo que lo que estaba firmado había que continuarlo. No comparto esa decisión. Pero lo que sucedió en Neuquén es que con presupuesto propio continuamos todas las obras y las finalizamos. No podíamos tomarnos la posibilidad de perder el tiempo porque tenemos problemas de infraestructura desde hace muchos años. El gobierno provincial lanzó este programa y convocó a las empresas para que se desarrollen las obras viables ante la falta de previsibilidad. Estamos interesados en que eso suceda.
—¿Cree que el gobierno nacional tiene que hacer una cesión de las rutas nacionales a la provincia?
–Creo que el gobierno nacional, ante la imposibilidad y falta de interés de realizar las obras, debería ceder las rutas, pero junto con los impuestos que recaudan.
—¿Se puede dar esa discusión?
–Necesitamos las rutas con prioridad. Queremos que esta gran oportunidad empiece por Neuquén. Las rutas tienen que estar puestas en condiciones. Si ceden las rutas también se deben ceder los recursos que se recaudan por esas rutas. Sería injusto que nos den las rutas y no los recursos.
Crecimiento
—¿Cómo puede evitar que el desarrollo de la ciudad sea caótico?
–El primer barrio de Neuquén, hace 120 años, nació de un asentamiento. A Neuquén siempre le faltó planificación. Pero nosotros tenemos cuatro ejes para la gestión: que sea planificada, moderna, inclusiva y participativa. Incorporamos y creamos nuestro Instituto de Urbanismo. Fue un instituto fundamental para que se terminen los asentamientos. En la actualidad, no hay asentamientos. Esto es así desde que yo estoy en la gestión. No hubo toma ni de un metro cuadrado. Eso tiene que ver con medidas que tomamos favoreciendo al sector privado en el desarrollo urbanístico, dando beneficios. Por esto, se llevaron adelante inversiones vinculadas al desarrollo de loteos, edificios. Hoy Neuquén tiene 127 edificios en construcción. Después de Buenos Aires estamos nosotros a nivel de metros cuadrados. Es un desarrollo urbanístico tremendo. Neuquén tiene 400.000 metros cuadrados anuales de construcción. Creamos una herramienta que tiene que ver con el desarrollo de loteos con servicios que financia la Municipalidad con el superávit.
—¿Eso para contener el asentamiento?
–Algunas familias llegan con trabajo, pero muchas otras no. Las que llegan con trabajo se incorporan al sector privado, pero las que no, llegan, se instalan y tienen un plan ordenado vinculado con el desarrollo de loteos con servicio. Hay loteo social que implica que nosotros los vamos acompañando en ese proceso para que puedan instalarse en Neuquén. Eso lo hemos implementado en la Ciudad para poder acompañar a los sectores que están en situaciones más difíciles.
El loteo que nosotros hacemos cuenta con todos los servicios (luz, agua, gas, cloacas) y lo hemos ampliado a la sociedad en su conjunto. Ya firmamos 40 convenios con distintas instituciones, por ejemplo: el Colegio de Abogados, de Ingenieros, con sindicatos, cooperativas, con la Policía de Seguridad Aeroportuaria (PSA). Ya llevamos seis barrios inaugurados con 5.000 lotes con servicios entregados. Cada vez que inauguramos un barrio, este se divide por cada sector. Todos participan de ese barrio. Todos tienen un porcentaje y saben que hay un programa que es eficiente porque la Municipalidad con el superávit lo sostiene económicamente, pero además el 91% paga los lotes. El Instituto de Urbanización cobra la cuota.
Ahora estamos desarrollando dos barrios de 800 lotes cada uno. Vamos a entregar uno en abril y otro en junio. Los lotes se asignan por sorteo. También tenemos el “Plan Joven”. Esta iniciativa la desarrollamos porque Neuquén tiene un 60% de jóvenes y ellos nunca tenían acceso a un lote para tener una vivienda y también necesitan una oportunidad. Cada vez que hay un nuevo loteo, hay un cupo para los jóvenes.
—Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos, ¿hubo algún modelo a seguir?
–No. Fue nuestro. Cuando lo implementamos se nos decía que íbamos a fundir la Ciudad. Yo dije que sería lo contrario, que íbamos a invertir y que esto iba a ser un motor de desarrollo laboral y económico fundamental. Esta es una de las herramientas que necesita Vaca Muerta. La formación precisa paz social, que los gobiernos demos las condiciones para que las empresas lleguen, se desarrollen y no tengan conflicto. Y para que no haya conflicto debe haber un crecimiento sustentable. Esto significa un incremento en infraestructura, caños, perforaciones.
Se necesitan las inversiones de las empresas y que la Ciudad crezca con desarrollo equilibrado desde el punto de vista del sistema de salud, de educación, más la cuestión recreativa. Se necesita de una ciudad en donde la gente pueda caminar, ir al supermercado, al shopping, una ciudad para vivir. Esto es lo que estamos desarrollando. También, se precisa generar nuevas economías. La economía del turismo llegó para quedarse en la ciudad de Neuquén, con los centros de convenciones que inauguramos, con los paseos costeros que desarrollamos. El estado tiene que ser la chispa que encienda al sector privado. Hay que apoyar y generar infraestructura.
Nosotros desarrollamos infraestructura, avenidas. El 80% de la ciudad tiene iluminación led, todo eso fue con inversión municipal. Hay barrios en la capital a los que les faltan los servicios. Tenemos que ir mucho más rápido para corregir los errores del pasado. Esto se logra siendo eficientes en la administración de los recursos.
Minas Argentinas, una empresa del grupo AISA y operadora del proyecto de oro Gualcamayo, anunció una ambiciosa inversión de US$ 1.000 millones en San Juan para ingresar en los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que lanzó este año el gobierno. La iniciativa primero fue presentada por directivos de la empresa al gobernador sanjuanino Marcelo Orrego. Luego se presentó formalmente como VPU (Vehículo de Proyecto Único) al Ministerio de Economía de Luis Caputo para ingresar al régimen. Es el primer proyecto del RIGI en San Juan.
Oro
Se trata de un plan de inversiones que involucra a distintos proyectos: por un lado, una inversión de US$ 485 millones en la mina de oro Proyecto Carbonatos Profundos, donde planea completar durante 2025 el estudio de factibilidad e ingenierías que permitan definir un plan de producción y el inicio de la construcción de la nueva mina subterránea, un sistema de molienda y una planta de flotación con capacidad para 4.000 toneladas diarias. Carbonatos Profundos podría producir 120.000 onzas de oro anuales durante más de 17 años, detalló el comunicado de Minas Argentina del grupo AISA, liderado por el empresario español Juan José Retamero.
Además, el plan prevé una inversión de US$ 52 millones en cinco años para avanzar en exploración y obtener mayores recursos y reservas. Esta campaña de exploración no sólo pondrá el foco en el oro, sino que también la compañía “encontró fuertes indicios geoquímicos del potencial de uno o más pórfidos de molibdeno y cobre”.
Cales
Otra inversión que presentará Minas Argentina para ingresar al RIGI es el proyecto de producción de cales industriales. Gualcamayo es un gran yacimiento de calizas de alta pureza y cuenta con más de 400 millones de toneladas ya extraídas y trituradas.
La ubicación geográfica de la mina permite tener una ventaja logística para llegar con la cal a quienes serán grandes consumidores de este producto, como son los proyectos de cobre del norte de San Juan, Catamarca y Salta; los desarrollos mineros del norte chileno y las plantas de litio del norte argentino, señalaron en la compañía. Este proyecto requerirá de la construcción de un gasoducto que vaya desde la ciudad de San Juan hasta Jachal y luego Gualcamayo. El monto de la inversión sería de US$ 75 millones.
Parque solar
El proyecto (VPU) que Minas Argentinas presentará para ingresar a los beneficios del RIGI incluye la construcción de un parque fotovoltaico en Gualcamayo que tendrá una capacidad instalada de 50 MW que serán utilizados para uso exclusivo de las necesidades eléctricas de la mina. La inversión de este parque será de US$ 37 millones a iniciarse en 2025.
La empresa aclaró que “más adelante se deberá avanzar en la construcción de un enlace de 500 kV (kilovolt) que se vincule con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) que permita vender la energía a cualquier punto del país”. Esto será parte de un segundo VPU que el grupo AISA estima presentar para ingresar con nuevas inversiones al RIGI.
Lixiviación
El plan de inversiones de Minas Argentinas completa la ampliación y repotenciación de su actual sistema de lixiviación, que permitirá a partir de 2025 producir oro y plata durante los próximos años de áreas que ya se consideraban agotadas. La inversión para este proyecto será de US$ 350 millones y se iniciarán en el primer trimestre del año que viene.
“Estamos muy felices por el avance que estamos teniendo en Gualcamayo. Esta era una mina en proceso de cierre hace un año y hoy está alumbrando inversiones millonarias que nos darán, por lo menos, tres décadas más de trabajo. Cuando se crean las condiciones adecuadas, se forman los equipos correctos y, sobre todo, se cuenta con el empuje y compromiso de una familia como la de Juan José Retamero, decidida a invertir para generar más desarrollo, el único camino es el del crecimiento sostenido, y a eso apostamos en Minas Argentinas”, afirmó Ricardo Martínez, director Ejecutivo de Minas Argentinas.
“El grupo están ya analizando la presentación de un segundo VPU para los próximos meses, una vez aprobado este primer RIGI. El mismo podría llegar a comprometer otros US$ 1.000 millones en inversiones en temas de generación fotovoltaica y construcción o mejoras del sistema de transmisión en alta tensión”, resalta el comunicado de Minas Argentinas.
Eletrobras obtuvo en los nueve primeros meses del año un beneficio neto de US$ 1.607,7 millones, un salto del 164,7% frente al del mismo período de 2023.
La compañía explicó en un comunicado que el fuerte salto en las ganancias obedeció al reconocimiento por parte del Gobierno de la revisión de la dimensión de los activos de transmisión que tuvieron ajuste tarifario este año. Esa revisión tuvo un impacto de US$ 937 millones en el resultado.
Según su balance financiero, los ingresos brutos de Eletrobras entre enero y septiembre sumaron US$ 5.865 millones con un aumento del 3,7% frente a los nueve primeros meses del año pasado.
A pesar del leve crecimiento de las ventas, el aumento de la eficiencia permitió que el beneficio bruto de explotación recurrente (Ebitda) de Eletrobras se elevara un 30,1% en los nueve primeros meses, hasta US$ 3.679 millones. El aumento de los recursos disponibles permitió que la empresa elevara sus inversiones entre enero y septiembre de este año en un 12,5% frente al mismo período del año pasado, Igualmente permitió que la deuda bruta ajustada de la empresa privatizada en junio de 2022 se redujera en un 0,4% en el último año, hasta US$ 12.270 millones a finales de septiembre pasado.
La empresa informó que su capacidad instalada de generación en septiembre era de 44.191 megavatios, el 22% de toda la capacidad de generación de Brasil, de los que el 97% procede de fuentes renovables.
Eletrobras posee u opera actualmente 47 centrales hidroeléctricas, 31 plantas eólicas, un parque solar y solo 7 plantas térmicas.
La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) informó este lunes que el incendio que se produjo en horas de la mañana, en el Complejo Operativo Muscar, en el oriental estado Monagas, “lo perfilan como un ataque a nuestra industria”.
“Hasta el momento, se han atendido en centros de salud a cinco trabajadores con lesiones a causa de la explosión; garantizándoles la atención médica especializada y brindando todo el apoyo requerido”, detalló la petrolera estatal en un comunicado difundido en su canal de la red social Telegram.
Indicó que un equipo conformado “por diversas organizaciones de la industria petrolera, Protección Civil, Guardia Nacional Bolivariana, Bomberos del estado Monagas y de PDVSA, se mantienen en el sitio desde el momento en que fue reportado el incidente para llevar a cabo las labores pertinentes y mitigar el evento”.
Agregó que se realizan las maniobras para resguardar a las personas, conforme con los protocolos de seguridad, y que el equipo técnico trabaja para el control de la emergencia y determinar las circunstancias del incendio.
El gobernador de Río Negro,Alberto Weretilneck, y la secretaria de Energía provincial, Andrea Confini, recorrieron las instalaciones de la primera exploración no convencional de la parte rionegrina de Vaca Muerta.
Los funcionarios visitaron Confluencia Norte, el área a cargo la empresa Phoenix Global Resources, que puso recientemente en producción el primer PAD de tres pozos shale en la provincia patagónica.
La visita, guiada por el CEO de la compañía Pablo Bizzotto, tuvo como principal objetivo recorrer las instalaciones y mostrar los aprendizajes de esta primera experiencia, remarcó la empresa.
El primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros según el compromiso asumido, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno. Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.
Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de esa área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte. Hasta el momento, la producción asciende a 4.000 barriles diarios de petróleo dentro del período de flowback y well testing.
Phoenix informó que como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, se procedió además a registrar y procesar 228 km2 de sísmica 3D, actualmente en fase de interpretación. “Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona”, destacaron en un comunicado de prensa enviado a Energy Report. En esas dos áreas ingresó como socia días atrás la empresa latinoamericana GeoPark Limited con una participación del 50%.
“Los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”, expresó Bizzotto.
Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con la provincia, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los u$s85 millones.
Actualmente, Phoenix posee unos 500 km2 de productividad comprobada, con una producción alcanzada de 15.500 barriles de petróleo no convencionales. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.
El expresidente de YPF, Pablo González, cuestionó la decisión del Gobierno de Javier Milei de renombrar el gasoducto Néstor Kirchner como Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, afirmando que la medida tiene como objetivo “tapar e invisibilizar” las obras impulsadas durante la gestión peronista.
Consultado por AM750, González explicó que el gasoducto es una obra que “se ejecutó en el Gobierno anterior” y que permitió “monetizar el incremento de gas de Vaca Muerta desarrollado durante el Gobierno de Cristina Kirchner”, en un proyecto liderado por YPF.
En la última gestión se avanzó considerablemente con la primera de las dos etapas del proyecto, completando 573 kilómetros de tendido, lo cual posibilitó transportar 11 millones de metros cúbicos de gas y contribuir a mejorar la balanza energética de Argentina.
Sin embargo, González alertó que, bajo la nueva administración, la segunda etapa —que se prevé conectar Salliqueló con San Jerónimo, un tramo clave por su potencial para la exportación de gas a Brasil— no está recibiendo las inversiones necesarias.
“El Gobierno la viene chocando toda. Si hubieran invertido 40 millones de dólares en la ampliación del gasoducto, no habrían tenido que salir a comprar barcos de GNL por 500 millones de dólares”, sentenció González.
El expresidente de YPF también expresó incertidumbre sobre el futuro de la segunda etapa del gasoducto, ahora rebautizado. “Dicen que lo van a financiar con capitales privados, pero aún no hay nada concreto al respecto”, comentó.
En un posicionamiento claro, González subrayó: “Para nosotros, YPF debe cumplir el rol de Mosconi (primer presidente de la empresa). Debe ser el motor de la industria nacional, un vector de crecimiento mediante la explotación de recursos no renovables, que pertenecen a todos los argentinos”.
Por último, señaló el cambio de enfoque del Gobierno actual: “Milei deja de lado el paradigma del autoabastecimiento, que siempre fue un objetivo nacional. El Gobierno quiere que el país sea una plataforma de exportación de crudo y que volvamos a ser simplemente un exportador de materias primas”, concluyó.
Tras anunciar la millonaria inversión en el otoño del 2022 y llevar adelante su construcción a lo largo del 2023, la empresa de energía Genneia confirmó que el parque eólico La Elbita del partido de Tandil entrará en operaciones comerciales.
El proyecto representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía y es el más grande de la firma en territorio bonaerense.
Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, el parque La Elbita está equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura con una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el mercado a término de energías renovables.
Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales.
En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.
El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares.
Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo al propósito de luchar contra el cambio climático.
“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el parque eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza el compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada y, con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil, consolida su liderazgo en el sector de energías renovables: a la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.
Entró en operación comercial el primer módulo del Complejo de Energías Boaventura, con capacidad para procesar 10,5 millones de metros cúbicos de gas por día que pertenece a Petrobras.
Ese volumen equivale al 11,5 % de todo el gas natural distribuido por Petrobras en septiembre, cuando colocó en el mercado un récord de 91,4 millones de metros cúbicos del energético por día.
El segundo módulo de este complejo ubicado en Itaboraí, municipio en el litoral del estado de Río de Janeiro, debe entrar en operación en diciembre próximo y le permitirá a la empresa agregar otros 10,5 millones de metros cúbicos diarios.
En total serán agregados diariamente 21 millones de metros cúbicos de gas natural por el llamado Proyecto Integrado Ruta 3, una red de gasoductos submarinos por los que Petrobras transporta hasta tierra el gas natural que produce en algunos de sus ricos yacimientos de la cuenca marina de Santos.
Este último es considerado estratégico por permitirle colocar en el mercado gran parte del gas natural producido en los campos petroleros de Tupi, Búzios y Sapinhoá, que cuentan con gigantescas reservas en la cuenca de Santos. Ruta 3 es “esencial para el país porque aumenta la competitividad de Petrobras en el nuevo ambiente dinámico y competitivo del mercado de gas nacional”.
El proyecto también le permite a Petrobras reducir sus importaciones de gas para atender la demanda del mercado brasileño.
De los 91,5 millones de metros cúbicos de gas que distribuyó por día en septiembre, tan solo 41,7 millones fueron procedentes de sus propios pozos, principalmente de los ubicados en la cuenca de Santos.
Otros 31,5 millones de metros cúbicos por día fueron importados desde Bolivia por el gasoducto entre ambos países y los restantes 18,2 millones fueron importados en navíos y procesados por las plantas de regasificación que la empresa tiene en los estados de Ceará y Río de Janeiro.
Con la entrada en operación de las dos unidades procesadoras, Petrobras podrá reducir significativamente el volumen de gas natural que tiene que reinyectar en sus reservas por la incapacidad para procesarlo.
Según la Agencia Nacional de Petróleo, las empresas que operan en Brasil, incluyendo Petrobras, produjeron en septiembre un récord de 169,9 millones de metros cúbicos de gas natural por día, pero tuvieron que reinyectar 93,5 millones en los yacimientos por falta de gasoductos o de navíos para embarcar el combustible.
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