El sector fotovoltaico de Paraguay cuenta con grandes expectativas de crecimiento a partir de la actualización de la Política Energética Nacional, la cual tiene más de 300 metas con foco puesto en la diversificación de la matriz, incluyendo proyectos de generación ERNC y de almacenamiento de energía en baterías.
Tal es así que algunas empresas del sector ya piensan en una expansión de sus actividades, tanto a nivel nacional como regional, a fin de seguir el ritmo de crecimiento esperado.
Una de ellas es Heliotec, compañía pionera en tecnología solar en Paraguay que abarca una gran variedad de sistemas solares, desde iluminación, calentamiento industrial hasta de agua hasta los primeros sistemas on-grid y de eficiencia energética con baterías en el país.
“Dentro de los sistemas conectados a la red, tenemos cerca del 60-70% del mercado total. Y la idea es seguir siendo pioneros en ingeniería en electricidad, buscamos dar soluciones de impacto y por ello guiamos el tipo de sistemas que se instala”, aseguró Pablo Zuccolillo, CEO de Heliotec, en conversación exclusiva con Energía Estratégica.
“La idea es formar un equipo cinco estrellas de toda la región para desarrollarnos en Paraguay y en los países vecinos. Queremos empezar a fabricar en Paraguay la mayor cantidad de componentes de un sistema solar. Ya fabricamos soportes, empezamos pruebas de los inversores y entre enero y febrero del 2025 llegará la maquinaria para fabricar baterías de litio en el país”, añadió en el marco de la Semana de la Energía que organizó OLADE.
Cabe recordar que la actualización de la Política Energética de Paraguay prevé que la participación fotovoltaica sea de 500 MW de capacidad centralizada al 2030 y 2000 MW para 2050; otros 1104 GWh anuales de baterías al 2030 y 5520 GWh/año al 2040.
El financiamiento de estos proyectos será un factor clave y, por lo tanto, el gobierno buscará beneficiar a cinco proyectos renovables para 2028, con un incremento gradual que llevará el total a 20 proyectos en 2050.
Mientras que por el lado de la generación distribuida y el autoabastecimiento se pretende llegar a 500 MW de potencia instalada al 2040; a la par que el documento plantea la implementación de proyectos de captadores solares para el calentamiento de agua en el sector público, abarcando todos los grandes hospitales del área metropolitana para el año 2035 y su extensión a las clínicas de todo el país hacia el 2045.
Expansión internacional
El CEO de Heliotec reconoció que la compañía está atenta a otros mercados de la región, por lo que busca ampliar las fronteras y conseguir más colaboradores para desarrollar la industria en otros países de Latinoamérica.
“Un segmento de mercado que vemos con interés es el off-grid en Argentina y el uso de baterías de litio, dado que mucha gente nos pide sistemas solares y soluciones híbridas”, manifestó Zuccolillo.
La integración de fuentes renovables variables cumplió un nuevo hito en el Sistema Eléctrico Nacional, esta vez jugando un rol clave en la prestación de servicios soporte a la seguridad, conocidos técnicamente como Servicios Complementarios.
Los Servicios Complementarios son aquellas prestaciones, definidas por la Comisión Nacional de Energía, que permiten preservar la seguridad del sistema eléctrico. Entre los Servicios Complementarios, los más característicos son los servicios de Control de Frecuencia, que corresponden al conjunto de acciones destinadas a mantener en cada instante el equilibrio entre la generación eléctrica y la demanda, corrigiendo los desbalances que se van produciendo en cada instante en el sistema.
A partir del viernes 18 de octubre se comenzó a ver una nueva tendencia en el sistema, dado que los servicios de Control de Frecuencia comenzaron a ser asignados en horario diurno, a plantas renovables de forma mayoritaria, considerando no sólo las centrales hidroeléctricas que históricamente los han prestado, sino que a las plantas solares y eólicas.
Desde ese día, ha habido horas del día que estos servicios han sido provistos exclusivamente por plantas renovables, desplazando otras fuentes como lo son las centrales del tipo ciclo combinado a gas natural o térmicas a carbón. De este modo, a partir del 18 de octubre, en algunas horas del horario diurno, se observa que el 100% de algunos servicios de Control de Frecuencia fueron prestados por plantas renovables, destacando el servicio de control secundario de frecuencia provisto por plantas renovables variables.
Esto es un hito en la integración de energías renovables como la solar y eólica porque es un desafío en términos de programación y operación del sistema dada su variabilidad.
Gráfico da cuenta del rol que está tomando la energía renovable variable en el Control Secundario de Frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional.
El Coordinador, como organismo técnico encargado de coordinar la operación del sistema, viene impulsando hace dos años la incorporación de estas centrales al Control de Frecuencia. Esto implica que las empresas titulares de activos renovables variables, como lo son los parques solares fotovoltaicos y eólicos, están avanzando en la verificación de los requerimientos para dar estos servicios.
La prestación de los SSCC con energías renovables variables permite tener costos más eficientes en horario solar. Por ejemplo, los días en que se han prestado estos servicios con estas tecnologías, se podrían generar pagos hasta un 80% menos respecto de escenarios donde están las centrales térmicas participando, en horario solar.
Además, para las plantas renovables supone un beneficio económico, ya que les permite obtener recursos en horas donde el costo marginal de la electricidad es generalmente cero, dada la condición de sobreoferta que tiene el sistema en horario diurno.
En el informe de Servicios Complementarios vigente, el Coordinador indicó que todas las unidades renovables sobre 9 MW de capacidad instalada deben verificarse para dar estos servicios de red.
Actualmente la verificación de la prestación de SSCC, es un requisito para la entrada en operación de nuevas unidades que se conecten al sistema. En este contexto, estamos en proceso de verificar a más de 30 plantas solares y eólicas para dar servicios complementarios de Control de Frecuencia en el sistema.
El ministro de Economía, Luis Caputo, y el ministro de Energía y Minas de Brasil, Alexandre Silveira, firmaron en Río de Janeiro un memorandum de entendimiento para desarrollar infraestructura e interconexiones para la exportación de gas natural desde Vaca Muerta (NQN) a Brasil, pero que contempla un posible esquema de intercambio de gas por gas según épocas del año y condiciones de requerimiento.
La firma tuvo lugar en el Museo de Arte Moderno, en paralelo a la reunión de Presidentes de los países integrantes del G20.
Voceros de Economía indicaron que NO había un comunicado sino apenas un anuncio vía X por parte del Ministro Caputo.
En tanto, el Ministerio de Minas y Energía indicó que el acta contempla la creación de un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para el suministro de gas argentino.
“La apertura del mercado de gas en Brasil podría generar beneficios a largo plazo, incluyendo inversiones, empleos y reducción de los precios de los alimentos, con una demanda estimada en 30 millones de metros cúbicos por día hasta 2030”, dijo el ministerio.
Alexandre Silveira sostuvo en declaraciones al periodismo que el gobierno brasileño espera que a partir de 2025 las importaciones de gas argentino alcancen los 2 millones de metros cúbicos diarios, volumen que se incrementaría progresivamente a 10 MMm3/día en tres años y llegaría a 30 MMm3/día para 2030.
El gas tendría un precio en el punto de ingreso al sistema de ductos de unos 2 dólares el MBTU, y podría llegar a destino brasileño a unos 8 dólares el MBTU.
Trazas para llegar a Brasil
El funcionario brasileño aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado de Brasil, principalmente el industrial.
La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol). Ello será posible por la vía de la reversión del Gasoducto Norte, del Gasoducto Juana Azurduy para llegar a Bolivia, y desde allí utilizar la infraestructura por la cual Bolivia suministra su propio gas (cuyas reservas estan mermando) a Brasil (hasta San Pablo y Porto Alegre).
El Gobierno boliviano,a través de YPFB, habilitará la operatoria cobrando el peaje por el transporte del gas argentino a productores de Vaca Muerta y a compradores brasileños.
En los últimos meses varias empresas productoras de gas en Vaca Muerta solicitaron a la secretaría de Energía permisos de exportación. Bolivia habilitaría en el arranque (2025) capacidad de transporte para el gas argentino por hasta 4 MMm3/día.
Otra opción es vía Paraguay construyendo un gasoducto desde Salta hasta Campo Grande (Brasil) y también ingresar a Paraguay desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA para también llegar a Campo Grande y empalmar con el ducto que llega a San Pablo.
Otras rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul vía la construcción de la Etapa 2 del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, rebautizado hace pocos días por la Administración Milei apelando al Perito Moreno, y un ducto adicional entre Uruguayana y Porto Alegre.
Otra vía sería a través de Uruguay utilizando el Gasoducto Cruz del Sur (que une Punta Lara con Colonia del Sacramento) y Montevideo. Faltaría construir un ducto hasta Porto Alegre y plantas compresoras. Esta alternativa resulta la menos probable.
Además, se contemplará la posibilidad de suministrar gas argentino a Brasil procesado como GNL, a precio competitivo considerando que el mercado brasileño se provee de GNL desde otros destinos de abasto.
Los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva rubricaron este lunes el acuerdo bilateral para potenciar las exportaciones de gas desde Vaca Muerta al Brasil en el marco de la cumbre del G20 en Río de Janeiro. El ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, y el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira estamparon la firma sobre el memorandum de entendimiento para los intercambios de gas entre ambos países, cuyo texto fue adelantado hace una semana por EconoJournal. El documento final establece volúmenes de gas incrementales a ser exportados al Brasil hasta llegar a 30 millones de m³ por día para 2030. Por otro lado, Bolivia firmaría un anexo a este acuerdo en el que se establecerá el precio por el transporte de gas a través de territorioboliviano, según las fuentes consultadas.
El acuerdo suscrito por los ministros establece que la Argentina entregaría al Brasil dos millones de metros cúbicos de gas (MMm3) por día a principios de 2025. Este volumen podría crecer a 10 MMm3/día en los próximos tres años, alcanzando 30 MMm3/día en 2030, indicaron las fuentes sobre el texto final rubricado este lunes.
Silveira celebró que la firma del acuerdo llevará «gas barato» al Brasil. «Firmé con el Ministro de Economía argentino, Luis Caputo, el Memorando de Entendimiento para traer gas de Vaca Muerta a Brasil. La previsión es que las importaciones brasileñas de gas natural de nuestros vecinos se realicen a través de 5 rutas. Queremos aumentar la oferta de gas en Brasil y en consecuencia reducir el precio. Necesitamos tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen para reducir el precio y reindustrializar Brasil, generando más oportunidades para nuestro pueblo», dijo el ministro de Lula en su cuenta de X (ex Twitter).
GÁS MAIS BARATO PARA O BRASIL!
Assinei com o ministro de Economia da Argentina, Luis Caputo, o Memorando de Entendimento para trazer ao Brasil, o gás de Vaca Muerta. A previsão é de que a importação brasileira de gás natural dos nossos vizinhos seja feita por 5 rotas. pic.twitter.com/A6ihRoK0qJ
El texto adelantado por este medio señala que se establecerá un Grupo de Trabajo Bilateral para trabajar sobre tres modalidades de intercambio de gas argentino al Brasil. Del documento se desprende que los gobiernos están impulsando centralmente las exportación de volúmenes no interrumpibles desde Vaca Muerta.
Los integrantes del grupo buscarán tratar las operaciones de exportación de gas natural bajo tres alternativas de intercambio: Operación Comercial de Exportación de Gas Natural en firme, Operación de Intercambio de Gas Natural en Carácter de Emergencia con Devolución, y Operación de Exportación de Gas Natural en Carácter de Oportunidad con Devolución. También se deja la puerta a realizar importaciones de gas temporales o de emergencia desde Brasil.
Silveira y Caputo firmando el memorando de entendimiento.
A diferencia de propuestas anteriores que contemplaban una planta en Sierra Grande para procesar gas de Vaca Muerta, esta iniciativa se centrará en la cuenca austral, destacando a Tierra del Fuego como el nuevo proveedor clave. La reorientación se dio tras la salida de la empresa Petronas, que originalmente impulsaba la planta en Sierra Grande. Río Grande.- Según Horacio Marín, CEO de YPF, “pese a la salida de Petronas, el interés en el proyecto de Argentina LNG es fuerte, con la meta de exportar unos US$15.000 millones en gas para 2030.” El Hilli Episeyo, con 294 metros de largo y […]
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Se trata de un experto en fractura hidráulica, «pionero» en lanzar la revolución del shale estadounidense. También es directivo de una empresa de reactores y de una minera con proyecto en Salta. «Es un destacado empresario que trabajó en energía nuclear, solar, geotérmica y petróleo y gas», dijo Trump. El presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump, eligió a Chris Wright, un experto en la técnica de fractura para la producción de hidrocarburos, como el secretario de Energía de su segundo gabinete de gestión al frente de la Casa Blanca. El anuncio lo hizo el propio Trump en su cuenta […]
La Secretaría de Industria y Comercio imputó la semana pasada a 95 empresas por incluir en sus facturas conceptos indebidos que no están relacionados con el servicio que prestan. El listado incluyó a varias distribuidoras de gas natural que inmediatamente elevaron una queja al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) porque afirman que habían sido autorizadas por ese organismo para trasladar impuestos y tasas al usuario final.
El ente regulador dictó comienzos de octubre la resolución 625/24 que dejó sin efecto muchas de esas autorizaciones porque efectivamente no tenían relación con el servicio de provisión de gas natural, pero fuentes de esa dependencia afirmaron a EconoJournal que la Secretaría de Comercio e industria realizó las imputaciones tomando como prueba facturas emitidas antes de esa fecha. Por lo tanto, en esos casos las imputaciones quedarán en la nada.
Desde el Enargas aclararon además que las distribuidoras van a seguir trasladándole al usuario algunos impuestos y tasas haciendo valer el principio de neutralidad impositiva vigente en la Ley del Gas 24.076, pero adelantaron que evalúan modificar la leyenda con la que se presenta esos conceptos en la factura.
La nueva regulación
Industria y Comercio emitió el 10 de septiembre la resolución 267/24 donde establece que las facturas de los proveedores deberán referirse en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado por el consumidor, no pudiendo contener sumas o conceptos ajenos a dicho servicio.
En respuesta a dicha norma, Enargas publicó el 7 de octubre la resolución 625/24 a través de la cual dejó sin efecto la resolución 185/18 del propio organismo que había aprobado el “procedimiento para la incorporación de percepciones en factura por línea separada”. Además, dio de baja los códigos de facturación del Sistema Automático de Remisión Informática que habían sido habilitados de conformidad con dicha resolución.
En los considerandos de la norma, se aclara que las autoridades tributarias locales implementaron distintos regímenes de percepción o recaudación por parte de terceros y que debido a ello la facturación del servicio público de gas se vio afectada por tributos que gravan el consumo de gas sin ser la prestadora el sujeto sobre el que se verifica el hecho generador del tributo, dado que simplemente actúa como agente de recaudación.
No obstante, en esa misma resolución 625/24 el organismo regulador aclara también que el artículo 41 de la Ley 24.076 establece el principio de neutralidad tributaria y exige una metodología de ajuste de tarifas que refleje cualquier cambio en los impuestos que afecte a las distribuidoras, excepto el impuesto a las Ganancias. Esto significa que la distribuidora sí puede trasladar a los usuarios los impuestos que se le aplican, siempre y cuando lo autorice explícitamente el Enargas, pero no oficiará más como agente de percepción de otras tasas e impuestos que tienen como sujeto a los usuarios del servicio y no a la propia empresa.
Las imputaciones
Pese a la aclaración publicada por Enargas a través de la resolución 625/24, las imputaciones que realizó la Secretaría de Industria y Comercio la semana pasada generaron polémica entre las distribuidoras porque se basan en facturas previas a la vigencia de esa resolución. Por lo tanto, cuando esas facturas fueron emitidas las distribuidoras sí estaban autorizadas a oficiar como agente de percepción de determinados impuestos y tasas municipales.
Debido a ello, Enargas envió el jueves una nota a la Secretaría de Industria y Comercio pidiendo que se considere esta situación y adjuntando las notas recientes que enviaron las licenciatarias al ente regulador donde aclaran que en ese momento estaban autorizadas a cobrar lo que cobraron.
Impuestos y tasas incluidos en la factura de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires.
Lo que ya no se va a poder cobrar junto con la factura de gas son todas las tasas e impuestos que no tienen como objeto impositivo a las licenciatarias sino al usuario y que las licenciatarias cobraban simplemente porque operaban como agente de retención porque para los municipios era más fácil cobrar esos cargos a través de la factura de gas que con un impuesto separado.
Otro cargo que ya no se va a cobrar es el que venía aplicando el gobierno de la Provincia de Buenos Aires en las boletas de Metrogas, Naturgy y Camuzzi Gas Pampeana para obras de infraestructura de gas. “Eso no es aplicable a la distribuidora. Es un cargo para hacer obras que no tiene que ver con la prestación del servicio”, señalaron en Enargas.
Los impuestos y tasas que siguen
Las autoridades del Enargas se reunieron el jueves con un grupo de asociaciones de consumidores y les informaron que efectivamente hay impuestos que no se van a cobrar más con las facturas, pero les aclararon que hay otros que sí seguirán apareciendo por el principio de neutralidad tributaria previsto en la Ley del Gas.
No obstante, en el ente regulador están evaluando cambiar la leyenda que figura en las facturas para que ya no diga “ingresos brutos” o “tasa de fiscalización” sino un texto que precise que determinado monto se está cobrando para cumplir con el principio de neutralidad tributaria previsto en el artículo 41 de la Ley del Gas 24.076. “Nuestra intención es que al consumidor le quede claro que lo que se está recuperando son impuestos aplicables al servicio”, precisaron desde Enargas.
Future Energy Summit (FES) celebra su tercera edición en Santiago los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental, consolidándose como el evento más relevante para el sector energético en Hispanoamérica. Con la participación de más de 500 asistentes, FES Chile será nuevamente el punto de encuentro clave para discutir estrategias, proyectos y políticas públicas que definirán el rumbo de la transición energética en América Latina.
El evento contará con un panel de apertura exclusivo, organizado en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en el que destacados referentes del sector público compartirán sus perspectivas sobre el panorama energético en la región.
Entre ellos se encuentran Luis Felipe Ramos, Subsecretario de Energía de Chile; Ronald Alberto Veizaga Baqueros, Viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia; Enith Patricia Carrión, experta energética internacional y ex viceministra de Electricidad y Energías Renovables de Ecuador; y Mauricio Bejarano, Viceministro de Minas y Energía de Paraguay. La sesión será moderada por Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
Bajo el título «La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur», el panel abordará temas clave, como el estado actual del sector energético en cada país, las políticas públicas implementadas recientemente para impulsar la transición energética, y el papel que desempeña la vinculación regional a través de OLADE. Los panelistas discutirán también las oportunidades para avanzar en la descarbonización de las matrices energéticas, destacando los principales hitos en renovables e hidrógeno verde que han marcado sus respectivas gestiones.
Luis Felipe Ramos, representante del país anfitrión, compartirá los logros alcanzados por Chile en su liderazgo regional en energías limpias y detallará las metas futuras, incluidas posibles nuevas licitaciones públicas y el fortalecimiento del mercado energético privado.
Por su parte, Mauricio Bejarano de Paraguay destacará el estado actual del pliego de licitación solar para el Chaco Central y las expectativas a corto plazo para consolidar el papel de las energías renovables en el país. Ronald Veizaga Baqueros, desde Bolivia, analizará las políticas energéticas en curso y su impacto en el desarrollo de energías renovables.
El panel también contará con el valioso aporte de Enith Patricia Carrión, quien ofrecerá una perspectiva internacional y técnica sobre los desafíos regulatorios que enfrenta la región para cumplir con los objetivos ambientales y renovables.
La discusión culminará con reflexiones sobre las señales normativas necesarias para garantizar los compromisos ambientales asumidos por los gobiernos, abriendo una hoja de ruta para el futuro energético de la región.
Además de los paneles de discusión, FES se distingue por sus espacios exclusivos de networking, que facilitan la conexión entre líderes del sector público, empresas internacionales y actores locales. La participación de más de 500 representantes del sector energético asegura un entorno propicio para la generación de alianzas estratégicas y la consolidación de proyectos que transformarán la matriz energética de América Latina.
La conversación podrá seguirse en redes sociales utilizando el hashtag #FESChile, invitando a la comunidad energética global a formar parte del evento que lidera el debate sobre el futuro energético de la región.
«Moving solar + energy storage forward» es el lema de «SESA SUMMIT 2024», la octava edición de la cumbre convocada por la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).
Stakeholders de todo el sector energético se congregarán en el Centro de Convenciones de Puerto Rico para ser parte de este encuentro que busca acelerar la transición hacia un sistema eléctrico resiliente con fuentes renovables.
Está confirmado que entre el 18 al 20 de noviembre asistirán autoridades del sector público local y federal, así como grandes personalidades de las principales empresas de la industria fotovoltaica, baterías y vehículos eléctricos.
Entre los speakers que participarán como panelistas se encuentran Mary Powell, CEO de Sunrun; Charles Bolden, director de Asuntos del Congreso en la Solar Energy Industries Association (SEIA); Lillian Mateo-Santos, comisionada del Negociado de Energía de Puerto Rico; Francisco Berríos-Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza; Arushi Sharma Frank, fundadora de Puerto Rico Luminary Strategies; y, Kevin Joyce, Staff Product Manager de Tesla.
Día 1: Formación y preparación para el futuro energético
El primer día del evento estará centrado en talleres y actividades de capacitación. Entre las temáticas destacadas, el Taller sobre plantas de energía virtual (VPP) explorará el desarrollo y las estrategias para implementar este modelo clave para mejorar la resiliencia de la red en Puerto Rico.
También se llevará a cabo una capacitación en políticas de energía limpia, donde los participantes profundizarán en el panorama regulatorio actual y su impacto en el desarrollo solar y de almacenamiento.
La jornada concluirá con una recepción patrocinada por WindMar, que será un espacio ideal para networking y la interacción entre profesionales de diferentes empresas.
Día 2: Conferencias clave y perspectivas del sector
El segundo día abrirá con una bienvenida oficial y un discurso inaugural del gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi, en el que compartirá un balance e hitos alcanzados en materia energética durante su gestión.
Por su parte, la CEO de Sunrun, Mary Powell, presentará su visión de un futuro basado en energía solar y almacenamiento, mientras que otros ponentes analizarán temas como la protección de la medición neta, el crecimiento de los bancos verdes y la incorporación de baterías para apoyar la red.
Aquello no sería todo. La zona de expositores estará abierta durante todo el día, brindando a los asistentes la oportunidad de conocer los productos y soluciones disponibles para este mercado.
El día culminará con la fiesta de networking de energías renovables patrocinada por UnWind, un espacio para fortalecer relaciones y explorar sinergias entre empresas.
Día 3: Innovación y resiliencia
El último día de la cumbre estará enfocado en los avances tecnológicos e iniciativas locales para la sostenibilidad energética. Entre los puntos más destacados figura el taller sobre innovación comunitaria para la eficiencia y resiliencia energética, que presentará soluciones adaptadas a zonas vulnerables en Puerto Rico.
Otro momento clave será la discusión sobre los requisitos para inversores inteligentes conforme a la nueva norma IEEE 1547-2018, que entrará en vigor en 2025 como parte de una propuesta para la modernización de la red eléctrica de la isla.
Además, los asistentes podrán participar en una Feria de empleo, diseñada por SESA para conectar a talentos locales con empresas que lideran el sector solar y de almacenamiento en Puerto Rico.
GCL System Integration (GCL SI) continúa su expansión en el mercado solar mundial, poniendo el foco sobre Latinoamérica. La compañía se destaca en tres pilares: producción propia de silicio, compromiso con la sostenibilidad (ESG) y desarrollo tecnológico.
Durante el evento producido y organizado por Future Energy Summit (FES) a finales de octubre, el FES Colombia 2024, donde participaron más de 500 ejecutivos, Camilo Peña, gerente comercial de la Región Andina y Centroamérica de GCL SI, destacó que “Colombia es uno de los países más importantes para GCL, y queremos captar cada vez más cuota de mercado” e hizo adelantos de la estrategia que está empleando la compañía.
La estrategia: tecnología avanzada y sostenibilidad como motores de crecimiento
Peña subrayó que la integración vertical de la empresa, desde la producción de silicio hasta el ensamblaje de módulos solares, es clave para mantener una sólida posición financiera y garantizar la calidad de sus productos.
Además, resaltó que las políticas ESG (ambientales, sociales y de gobernanza) implementadas por GCL han generado un impacto positivo en el mercado mundial, atrayendo la atención de clientes y actores financieros internacionales.
En el ámbito de la sostenibilidad, el ejecutivo señaló que GCL SI está marcando un precedente con la incorporación de trazabilidad en sus productos. “Estamos integrados desde el silicio hasta el módulo, lo que nos permite ofrecer transparencia total”, afirmó, destacando que los nuevos paneles incluirán códigos QR que brindan acceso a fichas técnicas y detalles sobre la huella de carbono de cada módulo.
Este enfoque no solo responde a las demandas de los clientes, sino que también se alinea con las exigencias de la banca europea y americana, que han comenzado a restringir el financiamiento de proyectos que no cumplen con altos estándares de sostenibilidad. Esto convierte a GCL en una opción clave para promotores y contratistas EPC en distintos mercados.
En cuanto a innovación tecnológica, Peña resaltó que la empresa está avanzando en tecnologías de próxima generación, como la perovskita. Según explicó, GCL trabaja en módulos híbridos que combinan silicio y perovskita, con planes de lanzarlos en el cuarto trimestre de 2025. Estos nuevos paneles prometen alcanzar eficiencias del 32%, marcando un salto significativo frente a los estándares actuales del mercado.
Razones para elegir GCL SI: adaptabilidad y liderazgo
GCL SI ofrece a los promotores y contratistas EPC soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada proyecto. Peña enfatizó que la compañía trabaja con tecnologías avanzadas como los N-Type Topcon y celdas de 182 y 210 mm, las más utilizadas actualmente. Más allá del costo inicial, GCL prioriza un enfoque técnico para garantizar que cada proyecto cuente con el diseño óptimo y el panel adecuado.
La flexibilidad tecnológica, combinada con el compromiso ESG y la innovación, posiciona a GCL SI como un socio estratégico confiable en Colombia y la región andina. Según Peña, la compañía sigue trabajando para ampliar su participación en el mercado solar, confiando en que estos pilares estratégicos les permitirán liderar el sector a largo plazo.
El contexto en Colombia: un mercado en expansión
En 2024, Colombia se encuentra en un punto de inflexión para las energías renovables. Peña destacó que el país espera cerrar el año con 2 GW de capacidad instalada, un crecimiento sustancial respecto a los 600 MW alcanzados en 2023. Este avance se ha visto facilitado por el reciente paquete de obras de transmisión anunciado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), un paso crucial para conectar nuevos proyectos al sistema eléctrico nacional.
Sin embargo, el ejecutivo también reconoció que los desafíos legislativos son un obstáculo importante para la expansión del sector. “Aunque el apetito es muy grande, no tenemos aún toda esa fuerza legislativa para pasar todos estos proyectos comerciales,” explicó, enfatizando la necesidad de fortalecer el marco regulatorio para dar viabilidad a más iniciativas.
Con una sólida estrategia basada en producción, sostenibilidad e innovación, GCL SI está preparada para liderar el mercado solar colombiano, consolidándose como un referente en la transición energética de la región. “Colombia es una prioridad para nosotros, y seguiremos trabajando para fortalecer nuestra posición en este mercado clave,” concluyó Peña.
La Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) publicó su Reporte Anual 2024, que contiene el estado del sector eólico internacional y nacional, así como los retos regulatorios que la iniciativa privada identifica como prioritarios resolver.
El documento observa, valiéndose de cifras relevadas por la IRENA y GWEC, que se añadieron 116 GW de energía eólica alrededor del mundo en 2023, 106 GW de eólica terrestre y 10.8 GW de eólica marina.
De aquel total, la AMDEE precisa que México habría contribuido con la adición de 96 MW de nueva capacidad, a partir de la cual se inyectó energía eólica en la red; es decir que apenas representó el 0,08 % en el escenario global.
“Uno de los temas más importantes que se deben mencionar es que tanto GWEC como la IRENA afirman que aún con el ritmo de crecimiento del año pasado, no alcanzaremos el objetivo de atender la crisis climática y limitar el calentamiento global a 1.5°C”, advierte la AMDEE.
En el mercado mexicano, la tecnología eólica alcanza los 7,413 MW, siendo Oaxaca, Tamaulipas y Nuevo León las entidades federativas con mayor capacidad interconectada. A partir de los aerogeneradores operativos al rededor de todo el país, la electricidad producida superó los 20,000 GWh durante el año pasado, significando el 5.98% de la generación total de electricidad en México.
No obstante, el Reporte del gremio empresario identifica aún más capacidad posible de incorporarse proveniente de proyectos eólicos que ya están construidos pero a los que aún no se les permite la inyección de energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
“En conjunto, el sector renovable (eólico y fotovoltaico) tiene alrededor de 2,000 MW prácticamente listos para entrar en operación y, en desarrollo avanzado, aproximadamente 10,000 MW que se podrían incorporar en pocos años”, apunta el documento.
En relación a los eólicos, se identifican proyectos por al menos 813 MW de capacidad que, al cierre del 2023 estaban terminados y en pruebas operativas, lo que da cuenta de un volumen importante que espera la autorización para interconectarse durante este año y el próximo.
Privados podrán adicionar entre 6,4 GW a 9,5 GW este sexenio
La Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, presentada a inicios de este mes de noviembre del 2024 por la nueva administración de gobierno, indica en su 4to eje que «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», previendo una inversión entre 6 y 9 mil millones de dólares de privados.
Uno de los interrogantes que despierta aquel objetivo del sexenio es si dentro de esa capacidad que se permitirá a privados se encuentran los 813 MW eólicos pendientes de inyectar al SEN o si refiere exclusivamente a nuevos proyectos.
Lo cierto es que, a la fecha, los eólicos han atravesado una serie de retos para su puesta en marcha lo que ha llevado a que muchos proyectos se mantengan en stand by a la espera de poder entrar en operación comercial y otros tantos hayan decidido no invertir.
Para poder revertir aquello, la AMDEE realizó una serie de recomendaciones en su Reporte Anual 2024, planteando un camino posible que podría tomar la nueva administración:
Reactivar inversiones en proyectos renovables de gran escala: Es crucial fomentar un entorno que atraiga inversiones en proyectos eólicos y otras tecnologías renovables. Esto incluye eliminar barreras regulatorias y brindar incentivos fiscales y financieros.
Colaboración activa estado – sector privado: Facilitar una cooperación estrecha y efectiva entre el gobierno y el sector privado, necesaria para alcanzar los objetivos de descarbonización y desarrollo sostenible del país.
Estabilidad a largo plazo: Establecer un marco regulatorio que ofrezca certeza jurídica y financiera a largo plazo, esencial para atraer y mantener las inversiones necesarias en el sector eólico y otras energías renovables.
Reglas de mercado: Deben evolucionar oportunamente a través del involucramiento de los participantes del mercado, para corregir fallas e incorporar instrumentos nuevos que se adapten a las nuevas tecnologías y requerimientos del sector.
Aprovechar el almacenamiento para aliviar la saturación de la Red: Implementar tecnologías de almacenamiento de energía que permitan una gestión más eficiente de la generación eólica, reduciendo la saturación de la red y mejorando la confiabilidad del sistema.
Incluir y aprovechar las tecnologías más eficientes: Promover el uso de las tecnologías más avanzadas y eficientes en el sector eólico, asegurando así una mayor producción de energía limpia y una mejor integración con otras fuentes renovables.
Costa Rica podría dar un paso decisivo para consolidar una industria de las bioenergías. Pablo Bermúdez Vives, asesor del ministro de Ambiente y Energía, advirtió que hay muchos esfuerzos aislados y desiguales para el despliegue de proyectos con estas tecnologías, y desde el gobierno ahora perseguirán un enfoque coordinado para su fomento.
«En Costa Rica, las bioenergías tienen diversos grados de avance. Hemos descubierto que los progresos de forma individual tienen diferentes velocidades», introdujo Bermúdez a Energía Estratégica.
Este promotor de bioenergías anticipó que la propuesta que están desarrollando en el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) consiste en «trabajar las bioenergías bajo una única sombrilla de planificación», lo que permitirá establecer metas claras y avanzar hacia un «producto final en concordancia con el Plan Nacional de Energía, que también se está elaborando y se publicaría el próximo año».
Uno de los principales enfoques de esta estrategia será el aprovechamiento de residuos solidos, que representarían más del 50% de los desechos en Costa Rica.
«Hemos visto que los residuos orgánicos son un problema para nosotros, pero también un recurso», señaló Bermúdez.
Estos residuos tienen un alto potencial para la producción de biogás, que puede ser utilizado como combustible o para generar electricidad, lo que en Costa Rica podría ser aprovechado a través de sistemas de generación distribuidos en distintos puntos del país.
Bermúdez destacó que bajo este enfoque se podría aportar a la sostenibilidad de la matriz eléctrica del país, manteniéndola estable con el uso de fuentes no convencionales.
Actualmente, ya existen experiencias en marcha con pequeños proyectos que utilizan estas tecnologías para la conversión de residuos solidos urbanos, y la intención sería dar un paso más para que su impacto sea mayor: «Estamos viendo la posibilidad de que los pilotos sean replicables y escalables», afirmó Pablo Bermúdez.
El asesor del ministro también mencionó la posibilidad de ampliar este modelo hacia los residuos agrícolas. «Todavía hay mucho camino que avanzar en términos de impacto ambiental para estar claros de que las soluciones sean sostenibles», agregó.
No obstante, ya identifican un fuerte potencial para que el biogás o biometano producido a partir de residuos agrícolas pueda ser utilizado como combustible en vehículos de operación agrícola o para generar electricidad en fincas, contribuyendo a su autosuficiencia energética.
Además de los beneficios energéticos que permitirían la diversificación de la matriz eléctrica y a la descarbonización del país, esta estrategia también estaría motivada por esfuerzos en materia de mitigación y adaptación, ya que además perseguiría trabajar en la reducción de las emisiones de metano bajo este mismo plan.
Andes Solar, empresa líder en el desarrollo de proyectos de energías renovables en Latinoamérica, ha firmado un acuerdo de cooperación con EPESA (Empresa Paraguaya de Electrificación S.A.), una de las principales compañías de energía de Paraguay, para fortalecer el desarrollo de las energías renovables en el país, a través de un trabajo conjunto, basado en el compromiso de ambas empresas para promover la transición hacia un futuro más sostenible.
Paraguay se caracteriza por una matriz energética en la que predominan fuentes renovables, principalmente la energía hidroeléctrica. Esta tecnología representa aproximadamente el 90% de su generación eléctrica, mientras que la biomasa y los hidrocarburos se utilizan mayormente para el consumo energético no eléctrico.
La biomasa representa cerca del 44% de la energía final utilizada en sectores industriales y rurales, mientras que los derivados de hidrocarburos, como el diésel, suman aproximadamente el 40% de la energía total consumida, debido a su uso en transporte y actividades agrícolas
De izquierda a derecha: Miguel Zavala, Gerente Comercial EPESA; Francisco Zavala, Gerente Líneas y Redes; Patricia Zavala, CEO EPESA; Fernando García-Huidobro, Director Andes Solar; Roberto Muñoz, Gerente General Andes Solar Chile y; Martín Valenzuela, Gerente General Andes Solar Perú.
En este contexto, el gobierno paraguayo ha establecido un plan energético al 2050 que incluye la diversificación de su matriz con energías renovables adicionales, como solar y eólica, además de la expansión en bioenergía.
La alianza entre Andes Solar y EPESA apuntará justamente a trabajar por este objetivo país, implementando soluciones tecnológicas innovadoras y eficientes en materia de energías renovables, contribuyendo al crecimiento de la infraestructura energética en Paraguay y la región. Ambas empresas buscan desarrollar proyectos que maximicen el uso de energías limpias, aprovechando las condiciones geográficas y climáticas favorables del país.
Para el Gerente General de Andes Solar, Roberto Muñoz, éste es un paso estratégico que impulsa la expansión regional de la empresa y consolida su rol en la transición hacia las energías limpias en Latinoamérica. «Este acuerdo marca un hito importante para nuestra compañía y refuerza nuestra visión de ser un actor clave en la transición energética de la región. Junto a EPESA, estamos comprometidos en implementar soluciones sostenibles, innovadoras y a la vanguardia, que impacten positivamente a las comunidades y el medio ambiente, siempre de la mano de las energías limpias», señaló el ejecutivo.
Roberto Muñoz, Gerente General de Andes Solar y Patricia Zavala, CEO de EPESA.
Esta colaboración entre ambas organizaciones no sólo tendrá un impacto positivo en la reducción de emisiones de carbono, sino que también permitirá llevar energía a comunidades rurales con escaso acceso, gracias a proyectos de autoconsumo que optimizan los recursos energéticos disponibles y contribuyen a una mayor equidad energética en Paraguay.
Patricia Zavala, CEO de EPESA, señaló por su parte que “con este acuerdo buscamos impulsar el uso de energías sostenibles, transformando el acceso a la energía y generando soluciones de triple impacto que beneficiarán a miles de personas. Esta alianza está alineada con nuestro propósito de aportar al progreso y a la calidad de vida de las personas”.
“Estamos seguros de que, con un aliado estratégico como Andes Solar, generaremos un impacto positivo importante siendo protagonistas en el desarrollo energético del Paraguay, apoyados en la confianza y sostenibilidad de nuestros proyectos”, concluyó Zavala.
Patricia Zavala, CEO de EPESA y Fernando García-Huidobro, Director de Andes Solar.
Andes Solar comprometido con el desarrollo renovable en Latinoamérica
La expansión de Andes Solar a Paraguay se suma a su presencia en Perú, donde cuenta con oficinas hace dos años, periodo en el cual la compañía ha trabajado incansablemente para aportar con soluciones de energía renovable del más alto nivel, concretando sus primeros proyectos en el país, además de ser parte activa de las discusiones regulatorias, a través de su participación en el directorio de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).
Perú, tradicionalmente de base hidroeléctrica -tecnología que hasta 2002 representaba el 85% de la matriz- desarrolló una importante industria termoeléctrica (contaminante), que representa prácticamente la mitad de la generación eléctrica del país. En este sentido, y enmarcada en la meta país de alcanzar un 20% de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) al año 2030, y la carbono neutralidad al 2050, acelerar la transición energética hacia el uso de energías limpias es crucial, y el trabajo de Andes Solar en ese país, apunta a desarrollar tecnologías limpias que diversifiquen la matriz de Perú, con soluciones renovables, sin emisiones, y amigables con los territorios y medio ambiente.
El Senado de Buenos Aires sancionó esta normativa para orientar las inversiones ya que brinda beneficios impositivos a aquellos proyectos que cumplan objetivos estratégicos para la Provincia.
La provincia de Buenos Aires ya tiene su Régimen Provincial de Inversiones Estratégicas, un proyecto impulsado por lel gobierno de Axel Kicillof, a través del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica que encabeza Augusto Costa.
Se trata de una herramienta que tiene como objetivo estimular las inversiones productivas y que, a través de beneficios fiscales, premia a aquellos proyectos que impliquen la creación de empleos de calidad, la generación de valor agregado, el desarrollo de proveedores locales y de nuevos sectores productivos, la promoción de la transferencia tecnológica, la diversificación de la matriz productiva, el impulso de las exportaciones, la sustitución de importaciones y la reducción de desequilibrios territoriales, se comunicó.
“Esta iniciativa está en las antípodas del RIGI que impulsa el Gobierno nacional: nosotros no podemos aceptar que la única forma de recibir inversiones sea la de primarizar, rifar los recursos naturales y no agregar valor. Por el contrario, este es un proyecto de desarrollo económico e industrial”, había subrayado Kicillof cuando presentó la iniciativa el Día de la Industria el 2 de septiembre en Ituzaingó.
En su exposición en la Legislatura bonaerense, el ministro Costa también había diferenciado el Régimen Provincial del llamado RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) del Gobierno Nacional: “Este Régimen Provincial pone el impacto productivo, económico y social por delante del beneficio, es decir, únicamente van a poder acceder a las ventajas impositivas aquellos proyectos que demuestren que van a generar más valor agregado en la provincia, más empleo, innovación tecnológica, mejoras en cuestiones de sustentabilidad ambiental, de género y sustitución de importaciones y mayores exportaciones”, señaló el ministro.
El titular de la cartera productiva provincial destacó la importancia de disponer de este instrumento. “En el contexto actual en el que se encuentra la economía y la producción de la provincia de Buenos Aires, contar con esta herramienta es algo que va a permitir que muchas inversiones que hoy se están estudiando puedan contar con los beneficios adecuados”, destacó Augusto Costa.
Los sectores alcanzados por esta herramienta provincial son la industria manufacturera, los intensivos en recursos naturales, los de servicios (turismo, logística y otros), industrias culturales, salud, y proyectos estratégicos para la Provincia, y deberán contemplar inversiones de 5 millones de dólares o más: de acuerdo con los montos invertidos, obtendrán diferentes grados de exenciones fiscales.
Las propuestas aprobadas tendrán exenciones fiscales parciales sobre los impuestos de Ingresos Brutos, Inmobiliario y de Sellos.
Los proyectos con inversiones desde U$S 5 millones hasta U$S 50 millones podrán acceder a un 30 % durante 5 años; mientras que para aquellos que tengan una inversión de entre U$S 50 millones y U$S 200 millones el beneficio alcanzará un 25 % de exención durante 4 años. En el caso de las inversiones de más de U$S 200 millones, la exención será del 20 % durante 3 años.
Asimismo, podrán obtener beneficios adicionales por sobre esas exenciones aquellos proyectos que incrementen el empleo, permitan la sustitución de importaciones; potencien la innovación tecnológica; o se localicen en zonas de bajos ingresos o parques industriales.
En este caso será de 10 % y 2 años más de plazo; mientras que los proyectos que aumenten las exportaciones, adopten políticas de género o sostenibilidad ambiental podrán acceder a un 5 % extra de exención y 1 año más de plazo.
La estabilidad fiscal abarcará el período de los beneficios otorgados y podrá extenderse hasta 30 años si cumple las finalidades del Régimen.
Además, los proyectos de inversión mayores a U$S 50 millones deberán presentar un programa de desarrollo de proveedores, el cual deberá contemplar, de forma incremental, que al menos el 50 % del monto total destinado al pago de proveedores se dirija a la contratación de empresas radicadas en la Provincia de Buenos Aires.
El mercado de energías renovables enfrenta turbulencias globales: las acciones de empresas solares se desploman tras el anuncio de la presidencia de Donald Trump, mientras que Javier Milei retira a Argentina de la cumbre climática de la ONU. Aunque ambos líderes se presentan como figuras antisistema, la postura de Milei en materia de protección de la industria es antagónica con la del presidente norteamericano. Los ambientalistas argentinos, desconcertados.
Tras el anuncio de que Donald Trump asumiría la presidencia de los Estados Unidos, las acciones de empresas productoras de insumos para generación solar cayeron drásticamente. El ETF Invesco Solar (TAN) disminuyó un 11%, First Solar bajó un 12%, Enphase y SolarEdge retrocedieron aproximadamente un 19%, Sunrun cayó un 26% y Sunnova se desplomó más de un 50%. Nextracker cayó un 6,5% y Array Technologies bajó casi un 20%. En general, el mercado de valores solares ha seguido a la baja tras el resultado electoral.
Sunnova, una compañía estadounidense que ofrece servicios residenciales de almacenamiento solar y energía, con ingresos por US$1.400 millones en 2023, salió a bolsa durante la primera administración Trump y alcanzó un precio máximo histórico de 54 dólares por acción en ese periodo. Aunque los altos tipos de interés y los desafíos regulatorios han ralentizado su crecimiento desde entonces, el aumento constante de los precios de la electricidad y la creciente demanda mantienen fuertes los fundamentos de la energía solar residencial.
El mercado teme una posible derogación de los créditos fiscales a las energías limpias dentro de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), pero este riesgo podría estar siendo exagerado. Se han señalado los cientos de miles de millones de dólares en inversiones en distritos republicanos generados por los créditos fiscales a la fabricación dentro de la IRA. William J. Berger, presidente de Sunnova, destacó: “Si nos fijamos en la fabricación nacional, con la que ambos partidos están de acuerdo, de paneles solares, baterías, inversores y vehículos eléctricos… Alrededor del 85% de esas inversiones de capital están en distritos republicanos”.
Los analistas coinciden en que es probable que el crédito fiscal de fabricación 45X y la bonificación del 10% de contenido nacional dentro de la IRA se mantengan bajo una presidencia de Trump. Ambos partidos apoyan el retorno de empleos manufactureros a Estados Unidos.
Calentamiento político
En la misma línea que Donald Trump, el presidente Javier Milei enfrenta críticas nacionales e internacionales por sus políticas ambientales y su postura frente al cambio climático.
El presidente argentino, ha decidido retirar a la delegación de Argentina que participaba en la COP29, la cumbre climática de la ONU que se celebra en Bakú, Azerbaiyán. Milei, quien durante los debates presidenciales del año pasado declaró que “todas esas políticas que culpan al ser humano del cambio climático son falsas y buscan recaudar fondos para financiar vagos socialistas”, ha plasmado su convicción con esta medida.
Los funcionarios de la Cancillería y de la Subsecretaría de Ambiente de Argentina habían estado presentes en la cumbre desde su inicio el lunes pasado. Sin llamar la atención, intervinieron en el Grupo Sur y en el Grupo de los 77 más China, e incluso presentaron un documento con la postura nacional. “La República Argentina rechaza la imposición de regulaciones y prohibiciones impulsadas precisamente por los países que se desarrollaron gracias a hacer lo mismo que hoy cuestionan”, indica el texto, adelantando que el país objetará “cualquier intento de imposición de obligaciones que atenten” contra las necesidades nacionales de desarrollo económico.
A pesar de que el planteo parecía alineado con las ideas del Ejecutivo, Milei resolvió el regreso anticipado de los representantes oficiales. La subsecretaria nacional de Ambiente, Ana Lamas, confirmó que “la delegación vuelve al país” y aclaró que, por el momento, la medida no implica que Argentina deje el Acuerdo de París, el convenio de Naciones Unidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
“Es un papelón”, consideraron fuentes de la Cancillería, donde reinaba el desconcierto tras conocerse la decisión de Milei. Aunque no se informaron los motivos del retiro, la medida se enmarca en un contexto crítico para el personal de Relaciones Exteriores. La cartera acaba de cambiar de mando después de que Argentina votara en la Asamblea de Naciones Unidas contra el bloqueo de Estados Unidos a Cuba, contrariando el alineamiento total con EE. UU. que pretende Milei. Ese voto le costó el cargo a la canciller Diana Mondino, quien fue reemplazada hace diez días por el exembajador en Washington Gerardo Werthein. Junto con el despido de Mondino, Milei tildó de “traidores a la Patria” a los diplomáticos que no respeten sus premisas y anunció una purga ideológica en el área.
Antagonismo
Donald Trump y Javier Milei se presentan como figuras “antisistema” que desafían a la política tradicional. Sin embargo, hay divergencias muy contrapuestas: Trump ha enfatizado la reducción de impuestos y la imposición de aranceles externos para incentivar a su industria, mientras que Milei aboga por políticas de libre mercado y una mínima intervención del Estado.
Las declaraciones y políticas industrialistas de Donald Trump se centraron en proteger y fortalecer la industria nacional a través de medidas comerciales proteccionistas, renegociación de acuerdos internacionales y reducción de regulaciones internas para fomentar el crecimiento económico y la creación de empleo en Estados Unidos.
Durante su mandato, Donald Trump promovió políticas industrialistas centradas en revitalizar la manufactura y proteger las industrias estadounidenses. Su enfoque de “América Primero” buscaba reducir la dependencia de importaciones y traer de regreso empleos manufactureros al país. Implementó aranceles sobre productos importados, especialmente de China, con el objetivo de proteger a las industrias nacionales de la competencia extranjera que consideraba desleal.
Ambientalistas calientes
A pesar de que su partido, La Libertad Avanza, apenas mencionó el medio ambiente en su plataforma electoral, a pesar de contar con ambientalistas en buena parte del electorado. En debates presidenciales, Milei declaró que el cambio climático es un fenómeno natural y cíclico, minimizando la influencia humana. “Existe un ciclo de temperaturas en la historia de la Tierra y este es el quinto punto del ciclo. La diferencia con los cuatro anteriores es que en esos no estaban los seres humanos”, afirmó.
Durante su gestión, el Ministerio de Ambiente fue degradado a una subsecretaría bajo el Ministerio del Interior. Ana Vidal de Lamas, a cargo de esta área, sostuvo que el cambio climático “tiene poco que ver con la industrialización y el ser humano”. Además, el gobierno anunció que no continuará con la Agenda 2030 como política nacional.
Entre las medidas más controvertidas se encuentra la derogación de la Ley 26.737 de protección de tierras rurales, que limitaba la propiedad extranjera sobre estas tierras. También se simplificó la Ley 27.424 de energía distribuida, eliminando ayudas estatales y estructuras de control.
La “Ley Ómnibus” intentó modificar leyes ambientales como la Ley de Glaciares y la Ley de Bosques para promover inversiones. Aunque la versión final se enfocó en la Ley de Hidrocarburos, otorgando al Poder Ejecutivo facultades para elaborar legislación ambiental en esa área, expertos señalan que contradice la autonomía provincial sobre recursos naturales, establecida en la Constitución.
El “Pacto de Mayo”, firmado el pasado 9 de julio, compromete a las provincias a avanzar en la explotación de recursos naturales. Organizaciones ambientales y sociales respondieron que este acuerdo “va a contramano del mandato constitucional” que garantiza el derecho a un ambiente sano.
Estas políticas han generado inquietud en la comunidad internacional. Durante la COP 28 en Dubái, la principal negociadora argentina, Marcia Levaggi, intentó calmar los ánimos afirmando que Argentina seguirá comprometida con el Acuerdo de París. Sin embargo, líderes como el presidente de Francia y la ministra de Ambiente de Colombia han expresado sus preocupaciones.
Analistas advierten que las acciones del gobierno podrían afectar el acceso de Argentina a mercados internacionales que exigen altos estándares ambientales, como la Unión Europea, que implementó regulaciones más estrictas para importaciones relacionadas con deforestación y emisiones de carbono.
A pesar de su postura inicial, la realidad económica y las exigencias del mercado global podrían obligar al gobierno de Milei a adoptar un enfoque más pragmático.
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.
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 al período 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 el 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 un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre.
En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo.
La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. 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 Sur.
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.
La transportista prevé obras modulares por hasta US$ 700 millones que permitirían incrementar los volúmenes del ducto de reciente reversión en unos 14 MMm3/d adicionales. Las exportaciones de petróleo tienen en el país el camino más allanado por las características del mercado y por la infraestructura existente que le permite a las empresas que operan en Vaca Muerta una rápida monetización del recurso, pero en el caso del gas requiere una ingeniería más compleja que es necesario resolver en función de los objetivos y los cuellos de botella existentes actualmente. El mercado primario de exportación para el shale gas de […]
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Desde junio, la petrolera estatal encabeza las exportaciones de crudo en el país, con un promedio de 40.000 barriles diarios. YPF, la compañía de hidrocarburos de mayoría accionaria estatal, se consolidó como el principal exportador de petróleo del país desde mediados de 2024, tras implementar mejoras en infraestructura y aumentar la producción en la formación de Vaca Muerta. Las cifras del tercer trimestre reportan un promedio de 40.000 barriles diarios destinados al mercado internacional, lo que generó ingresos de aproximadamente 200 millones de dólares para la empresa. A partir de la reactivación del Oleoducto Trasandino, después de 17 años de […]
La actividad se realizó en el auditorio de Diario RÍO NEGRO en Roca. La red vincula a más de 300 científicos e involucra a la Universidad de Río Negro y del Comahue. Directivos de la Fundación YPF y autoridades de la Universidad Nacional Nacional de Río Negro (UNRN) y la Universidad Nacional del Comahue (UNCo) presentaron este miércoles la red de territorial de investigación, desarrollo e innovación orientadas al upstream de petróleo y gas. Se trata de un paso clave para el futuro de Vaca Muerta y la producción de hidrocarburos en Argentina. La actividad se llevó a cabo en […]
La compañía tendrá la concesión por un plazo de 25 años y se compromete a invertir US$ 8 millones. Los trabajos que se realizarán incluyen reactivación de pozos, estudios geológicos avanzados, nuevas perforaciones y saneamiento de pasivos. Mendoza continúa trabajando en el crecimiento hidrocarburífero y, gracias a su modelo de licitaciones continuas, adjudicó el área Payún Oeste, ubicada en Malargüe, a la empresa Aconcagua Energía. 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. En la oportunidad, estuvieron presentes el director ejecutivo de […]
Desde la Cámara de Empresas de gas Licuado de Petróleo en Argentina consideran que el crecimiento del GLP está cada vez más asociado al desarrollo del shale en la Cuenca Neuquina. En el corto y mediano plazo se espera un cambio muy positivo y muy importante para los próximos años de Argentina en materia de energía y particularmente para el GLP ligado al desarrollo de Vaca Muerta. Así lo entiende, Pedro Cascales, presidente de la Cámara de Empresas de Gas Licuado de Petróleo en Argentina (CEGLA). «Los pozos de vaca muerta están produciendo mucho más GLP que los pozos convencionales […]
La Fundación YPF entregó diplomas a 140 estudiantes y donó equipamiento educativo para 12 escuelas técnicas de la provincia, que permitirán capacitar a 3.600 alumnos. En una actividad realizada este martes al mediodía, en el centro de Convenciones Domuyo, la Fundación YPF entregó 12 plantas de control de procesos con PLC para escuelas técnicas de la provincia, concretando así la primera acción de su plan de formación técnica para Vaca Muerta. A su vez, en el mismo acto, se hizo entrega de los diplomas a los 140 estudiantes que realizaron las prácticas profesionalizantes 2024. Junto a la ministra de Educación, […]
Challenger Energy ha asegurado la licencia del bloque Area OFF-3 en Uruguay, avanzando en el reprocesamiento de datos sísmicos junto a Chevron. Este trabajo, que emplea técnicas avanzadas de AVO, busca optimizar la exploración de petróleo y gas en un área de gran interés geológico cerca de la frontera con Brasil. Challenger Energy Group había completado el proceso formal de adjudicación de su licencia Area OFF-3 en aguas uruguayas linderas a Brasil, otorgada inicialmente en junio pasado dentro del marco del Open Uruguay Round. La firma del contrato finalizó tras la confirmación de las aprobaciones regulatorias definitivas. El primer período […]
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.
