En medio de la fuerte suba de la inflación en la primera parte del año, los precios de la nafta y el gasoil medidos en dólares son los más altos de los últimos seis años, según un estudio de la consultora Economía y Energía.
La suba de precios provocó una caída en la venta de combustibles, también generada por la recesión. Los combustibles sufrieron un fuerte salto desde diciembre tras la liberalización de precios que habilitó el gobierno de Javier Milei.
Según Economía y Energía, en octubre los precios se ubicaron 20% debajo de los valores que habían alcanzado durante el primer mes del año.
“El precio de los combustibles en surtidor, medido en pesos constantes, se ubicó un 7% por debajo de los valores que se habían alcanzado en promedio entre 2019 y 2023. Sin embargo, medido en dólares, los precios aumentaron: fueron un 25% mayores al promedio registrado entre 2019 y 2023″, indicó esa consultora.
Además, el precio del petróleo en el mercado local se ubica en la actualidad con un valor similar al de paridad de exportación, en línea con la búsqueda del Gobierno y el pedido que tenían desde hace años las petroleras.
Ese alineamiento se debió a que el precio del crudo en el mercado internacional se ubica en mínimos desde 2021, a US$ 70 por barril.
En los primeros nueve meses del año las ventas de combustibles cayeron 6% respecto del mismo período del 2023. La mayor caída se observó en las premium, cuyas ventas cayeron 21%, mientras que la súper tuvo una merma del 2% interanual.
Eso muestra una migración de los consumidores hacia alternativas más baratas. Las ventas de gasoil, en tanto, disminuyeron en promedio un 6% en idéntico período.
El pasado septiembre, Argentina registró el mayor crecimiento interanual en la producción de petróleo crudo y gas natural del año, según lo refleja Alberto Fiandesio en su sitio web “todohidrocarburos.com”. Este aumento histórico refleja tanto el potencial de las cuencas productoras como el impulso del yacimiento de Vaca Muerta, que ha sido clave para la consolidación de la Cuenca Neuquina como el principal motor de crecimiento en hidrocarburos en el país.
Crecimiento récord
La producción diaria de petróleo crudo en septiembre de 2024 fue la más alta desde el año 2009, alcanzando un aumento interanual del 15,08%. Además, superó en un 3,03% la producción de agosto, reflejando un crecimiento sostenido que ha marcado a la industria durante todo el año. Este incremento posiciona a septiembre de 2024 como el punto más alto en la producción anual de petróleo, con una cifra diaria de 116.523 m³, muy superior al promedio histórico de 90.667 m³/día.
Variación por cuenca
La Cuenca Neuquina, que incluye el famoso yacimiento de Vaca Muerta, mostró un crecimiento interanual del 27,13%. Esta cifra refuerza su posición como la cuenca más dinámica, en contraste con otras cuencas como la Cuyana, que decreció un 6,50%, y la del Golfo San Jorge, con una caída del 5,09% respecto al mismo período de 2023. La Cuenca Austral también experimentó un descenso interanual del 5,99%, lo cual resalta aún más el rol preponderante de la Cuenca Neuquina en el contexto de producción nacional.
En términos acumulativos, la producción de petróleo ha crecido un 9,42% en lo que va del año. Esta evolución refleja más de tres años de crecimiento positivo continuo, señal de la fortaleza del sector petrolero en Argentina y su capacidad para responder a la creciente demanda global de hidrocarburos.
Gas natural en expansión
Si bien el crecimiento de la producción de gas natural fue más moderado en comparación con el petróleo, septiembre de 2024 se destacó por ser el mejor mes de septiembre registrado en la serie histórica. Con una producción total de 147,179 Mm³/día, el gas natural experimentó un incremento del 2,78% en comparación con septiembre del año anterior. Este crecimiento, aunque positivo, estuvo influido por una caída del 3,80% respecto a agosto de 2024, en gran parte debido a la variación estacional y a factores técnicos en algunas cuencas productoras.
La Cuenca Neuquina también lideró el crecimiento interanual en gas natural, con un aumento del 6,26%, mientras que otras cuencas mostraron caídas notables, como la Cuyana (-28,73%) y la del Golfo San Jorge (-6,52%). Estos datos subrayan el papel fundamental de la producción no convencional en la Cuenca Neuquina, que representa una fuente crucial de gas para el mercado nacional e internacional.
No convencional
La producción no convencional ha jugado un papel central en el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Argentina. En septiembre de 2024, el crudo no convencional representó el 57,89% de la producción nacional, mientras que el gas no convencional alcanzó un 65,13% del total. La expansión de Vaca Muerta y el avance en las tecnologías de extracción han sido determinantes en este logro, que sitúa a Argentina como un actor relevante en la producción de hidrocarburos no convencionales.
Neuquén lidera
En cuanto a la producción de petróleo por provincias, Neuquén sigue liderando con un crecimiento interanual del 33,81%, alcanzando 2.105.092 m³ en septiembre. Esta cifra contrasta con los descensos registrados en otras provincias, como Chubut (-5,70%) y La Pampa (-9,23%). Neuquén, apoyada en el desarrollo de Vaca Muerta, es la única provincia que muestra un crecimiento significativo y continuo, evidenciando su papel central en el mapa energético nacional.
En gas natural, la provincia de Neuquén también se mantiene al frente, con una producción de 3.110.521 Mm³ en septiembre, un 7,13% más que en el mismo mes del año anterior. Esta cifra contrasta con caídas en otras provincias como Tierra del Fuego y Mendoza, lo que reafirma el rol estratégico de Neuquén en el desarrollo del gas no convencional en Argentina.
La expansión de la producción de hidrocarburos en Argentina es un reflejo de la creciente inversión y el desarrollo de infraestructura en áreas clave como Vaca Muerta. La producción nacional de crudo, que viene aumentando interanualmente desde 2021, está en camino de cerrar 2024 con un crecimiento récord, lo que contribuye a fortalecer la autosuficiencia energética del país y a posicionarlo como un potencial exportador de hidrocarburos.
Este crecimiento sostenido en la producción de petróleo y gas plantea una perspectiva alentadora para la economía argentina, con un impacto positivo en el empleo, las exportaciones y los ingresos fiscales. Sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnologías y la mejora continua en la eficiencia de extracción y transporte serán esenciales para consolidar estos avances y asegurar que la expansión de la industria sea sostenible a largo plazo.
La central hidroeléctrica Itaipú Binacional fue premiada con el Récord Mundial Guinness en la categoría de “Mayor” producción acumulada de energía en 40 años, desde el inicio de sus operaciones en 1984, anunció hoy la compañía localizada en Brasil y Paraguay.
Itaipú Binacional, que es la segunda hidroeléctrica del mundo solamente por detrás de la china Tres Gargantas, recibió el reconocimiento mundial al generar 3.038 millones de megavatios-hora (MWh).
La generación acumulada de energía eléctrica reportada para el récord se compara con la posibilidad de abastecer al mundo durante casi un mes y medio.
“Se trata de una marca histórica que ninguna otra usina hidroeléctrica en el mundo consiguió”, difundió Itaipú Binacional, ubicada entre Brasil y Paraguay, en el corazón de la cuenca del río Paraná y la región de las Cataratas del Iguazú.
El anuncio lo hizo en una ceremonia la representante oficial de Guinness, Natalia Ramírez Talero, en la sede de la compañía binacional.
El director general de la parte de Brasil, Enio Verri, destacó en el acto el enorme compromiso de los trabajadores que construyeron esta obra que “genera riqueza, desarrollo y una sociedad más justa”.
En tanto, el director general de la parte de Paraguay, Justo Irún, dijo que el premio llega al cumplir 50 años de que fue creada la entidad binacional Itaipú para la administración de su construcción y a 40 años del inicio de las operaciones.
En 2023, la central hidroeléctrica fue responsable del 10 por ciento de la energía consumida en Brasil y del 88 por ciento en Paraguay, según datos oficiales.
El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un escrito en el que le pide a la jueza de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, rechazar la solicitud de los fondos Burford y Eton Capital de quedarse con activos de YPF para cobrar el fallo en el juicio por la expropiación de la petrolera que obliga a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones. La noticia se conoció el mismo día en que Donald Trump fue anunciado como ganador de las elecciones presidenciales.
El Departamento de Justicia norteamericano dijo que la orden de ‘turnover’ de las acciones de YPF que piden los demandantes “viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos” y le pide a Preska que la rechace”, según informó el abogado Sebastián Soler en X con una imagen de la nota presentada el gobierno de los Estados Unidos a la jueza que lleva el caso YPF.
Caso YPF: Importante: El Justice Department de EEUU presentó recién un escrito en que le dice a la jueza Preska que la orden de “turnover” de las acciones de YPF que piden los demandantes viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos y le pide a Preska que la rechace. pic.twitter.com/MT4kmg40D3
“Este amicus curiae del Gobierno de los Estados Unidos en el caso de la expropiación de YPF era esperado”, dijo Sebastián Maril, quien sigue el día a día del derrotero judicial de la Argentina ante distintos tribunales internacionales.
Maril dijo que el gobierno norteamericano sostiene que se violan ciertas leyes locales norteamericanas y al mismo tiempo se abre las puertas para que haya algún tipo de reciprocidad y la Argentina en el futuro haga lo mismo con alguna empresa o un activo soberano norteamericano. “Esto no afecta el fallo de los US$ 16.000 millones, esto no afecta al alter ego y esto no afecta la apelación”, explicó el director Regional de Latam Advisors.
Los fondos Burford y Eton Capital, quienes ganaron el juicio por la expropiación de YPF, ocurrida en 2012, en primera instancia, solicitaron que la Argentina entregue un tercio de las acciones de YPF como garantía de pago de la sentencia, mientras que ocurre en forma paralela el proceso de apelación en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York.
La defensa argentina se negó y los demandantes comenzaron un proceso para detectar activos que puedan ser embargados.
En este contexto, la Procuración del Tesoro se puso en contacto con el gobierno de Joe Biden para ponerlo al tanto del juicio y explicar las posibles implicancias de que un juez federal de Estados Unidos solicite el embargo de activos que están en otra jurisdicción, según dijeron fuentes oficiales.
Las acciones que tiene la Argentina de YPF están registradas en la Caja de Valores de Buenos Aires, no tiene tenencia de activos que cotizan en Nueva York.
En septiembre, el gobierno estadounidense había pedido tiempo para evaluar si presentaría un escrito acerca del pedido de los demandantes de que la Argentina entregue sus acciones de YPF. En concreto, había pedido poder dar su opinión justamente hoy, 6 de noviembre, un día después de las elecciones presidenciales en EE.UU.
Al momento de la estatización, Eton Park era accionista de YPF. La petrolera cotiza en la bolsa de Nueva York desde 1993. Burford Capital, en cambio, compró el derecho a litigar en la Justicia española, cuando las empresas Petersen –que habían fundado la familia Eskenazi en ese país y que eran accionistas de YPF– entraron en quiebra.
Los fondos sostuvieron que el gobierno de Cristina Kirchner no lanzó una OPA sobre el total de las acciones, como dice el estatuto de YPF presentado en Estados Unidos cuando salió a cotizar en Bolsa. Según el artículo 7º del estatuto, cuando un inversor compra más del 15% de las acciones, debe hacer una oferta de adquisición al resto de los accionistas.
En su momento, la Argentina no hizo la OPA y el entonces viceministro de Economía, Axel Kicillof, que era interventor en YPF, dijo en el Congreso, antes de votarse la ley de expropiación: “Créanme que si uno quería comprar acciones para entrar a la compañía y pasaba el 15%, pisaba la trampa del oso y tenía que comprar el ciento por ciento a un valor equivalente a US$ 19.000 millones. ¡Porque los tarados son los que piensan que el Estado tiene que ser estúpido y comprar todo según la ley de la propia YPF, respetando su estatuto! ¿Si no dónde está la seguridad jurídica? Señores, fue una empresa, se reunieron y dijeron: ‘¿Cómo podemos hacer para que nadie nunca intervenga en el control de la compañía?’”.
Tanto los demandantes como la jueza Preska citaron esa frase para justificar los alegatos y el fallo. “La República obligó a los demandantes a otorgarle un préstamo masivo después de expulsar por la fuerza a los miembros del directorio de YPF, el 16 de abril de 2012, lo que provocó que los representantes de Repsol en YPF huyeran del país. El Sr. Kicillof declaró descaradamente que sería ‘estúpido’ cumplir ‘la ley de la propia YPF’ o ‘respetar sus estatutos’”, dijo la magistrada.
La defensa argentina planteó en todo momento que la Constitución está por encima del estatuto de una empresa y que se rigieron por la ley de Expropiación. Durante el juicio, el Estado también detalló que Burford pagó 15,1 millones de euros al fisco de España y un 30% de la indemnización que resulte de la sentencia por el derecho a demandar, luego de que las empresas Petersen Energía y Petersen Inversora quebraran en ese país, donde fueron constituidas.
Halliburton gana menos por debilidad en Norteamérica y ciberataque
El proveedor de servicios petroleros Halliburton no alcanzó las estimaciones de ganancias de los analistas para el tercer trimestre el jueves, afectado por una desaceleración en la actividad de perforación en Norteamérica y el impacto de un hackeo previamente divulgado.
Las acciones de la compañía cayeron un 1,5% a US$ 30,05 en operaciones previas a la apertura del mercado.
En agosto, Halliburton reveló un ciberataque en el que un tercero no autorizado accedió y extrajo datos de sus sistemas. El incidente provocó interrupciones y limitó el acceso a algunas aplicaciones comerciales.
La compañía registró un cargo antes de impuestos de US$ 35 millones en el trimestre vinculado a los gastos derivados del ataque.
“Experimentamos un impacto de US$ 0,02 por acción en nuestras ganancias ajustadas debido a la pérdida o demora de ingresos causados por el evento de ciberseguridad en agosto y las tormentas en el Golfo de México,” dijo el CEO de Halliburton, Jeff Miller.
La firma con sede en Houston reportó una ganancia ajustada de 73 centavos por acción para los tres meses terminados el 30 de septiembre, por debajo de la estimación promedio de los analistas de 75 centavos, según datos compilados por LSEG.
Mientras tanto, los ingresos de Halliburton en Norteamérica cayeron un 8,5% a US$ 2,39 mil millones.
La disminución se debió principalmente a una baja en los servicios de bombeo a presión en tierra en EE. UU., además de una menor actividad en las líneas de servicio de productos en el Golfo de México, en parte debido a los huracanes Francine y Helene.
En contraste, los ingresos de los mercados internacionales aumentaron un 3,6% a US$ 3,31 mil millones.
La exploración y perforación en mercados internacionales como Medio Oriente y Asia han impulsado una mayor demanda de servicios petroleros, ya que los productores buscan asegurar la continuidad de la producción de petróleo y gas.
Los rivales de Halliburton, Baker Hughes y SLB, superaron las expectativas de ganancias del tercer trimestre gracias a la demanda sostenida en los mercados internacionales.
Justo el miércoles, un día despues de las elecciones que rncumbraron por segunda vez a Donald Trump como presidente el gobierno de EE.UU. apoyó a Argentina al instar a la juezza federal que no obligue al país, en dificultades financieras, a ceder su participación del 51 % en la empresa de petróleo y gas YPF para satisfacer parcialmente un fallo judicial de $16.1 mil millones.
Según Reuters, en una carta enviada como declaración de interés a la jueza de distrito Loretta Preska en Manhattan, el Departamento de Justicia dijo que ha sostenido durante mucho tiempo que los tribunales de EE. UU. no pueden ordenar la incautación de bienes soberanos extranjeros ubicados fuera de los Estados Unidos.
También afirmó que exigirle a Argentina que entregue las acciones a dos inversores representados por la empresa de financiamiento de litigios Burford Capital (BURF.L) violaría la inmunidad soberana y que permitir dicha cesión podría interferir con la política exterior de EE. UU.
Argentina apeló la decisión de Preska de septiembre de 2023, que otorgó los $16.1 mil millones a Petersen Energía Inversora y Eton Park Capital Management. Burford ha dicho que esperaba recibir el 35 % y el 73 % de sus respectivos daños.
En un comunicado el jueves, Burford afirmó que la carta abordaba una cuestión de derecho limitada y que no reflejaba una posición más amplia del Departamento de Justicia en el caso. Robert Giuffra, abogado de Argentina, se negó a hacer comentarios.
Liderada por el presidente libertario Javier Milei, Argentina ha reducido el gasto público para frenar la inflación, que ha disminuido pero sigue por encima del 200 % anual, aunque estas medidas han profundizado la recesión y aumentado las tasas de pobreza a más del 50 %.
Sin embargo, los vínculos de Milei con el presidente electo de EE. UU., Donald Trump, podrían ayudar con el programa de préstamos de $44 mil millones que Argentina tiene con el Fondo Monetario Internacional, el cual podría revisarse el próximo año.
El fallo de $16.1 mil millones se originó a partir de la expropiación por parte de Argentina en 2012 del 51 % de la participación en YPF que tenía la empresa española Repsol, sin una oferta por las acciones de los inversores minoritarios.
Burford ha argumentado que los “muchos años de estructuración de activos para evitar la ejecución” por parte de Argentina justifican la entrega de la participación en YPF y que una excepción de actividad comercial de la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras permite dicha cesión.
En la carta del miércoles, el Departamento de Justicia señaló que el Congreso no pretendía, al aprobar esa ley, eliminar la inmunidad de los bienes soberanos extranjeros, como las acciones de YPF.
El Departamento explicó que eliminar la inmunidad crearía una anomalía en la cual los bienes de un país extranjero en EE. UU. tendrían mayor protección que sus bienes dentro del propio país.
El Departamento de Justicia también indicó que, por razones de cortesía internacional —es decir, el respeto mutuo que los países se otorgan limitando el alcance de sus leyes— la propia ley de cesión de Nueva York no exige que Argentina ceda las acciones de YPF. Una conclusión contraria podría poner en riesgo los bienes de EE. UU., advirtió el Departamento, ya que los países extranjeros podrían brindar a Estados Unidos un trato similar en sus propios tribunales. No está claro cuándo fallará Preska.
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Esta semana, los 3 pozos perforados del lado rionegrino comenzaron a producir, aunque aún se encuentran en etapa de prueba. Si bien aún no hay anuncios oficiales, hay gestos que permiten determinar que la lengua de la formación Vaca Muerta que se extiende debajo de territorio rionegrino tiene mucho potencial. En las últimas horas la empresa Geopark, socia al 50% en las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur con la empresa Phoenix Global Resources (PGR), organizó una visita para los analistas de Bradesco BBI, Vicente Falanga y Murilo Riccini. Bradesco BBI es el Banco de Inversiones de la organización Bradesco, […]
El Grupo ESTISOL y 360Energy formalizaron un acuerdo de compra de energía (PPA) que garantiza el suministro de 5 GWh anuales de energía renovable durante los próximos tres años. El suministro provendrá del Conjunto Generador de 360Energy, compuesto por el Complejo Solar 360Energy La Rioja y el Parque Solar Cañada Honda, lo que permitirá abastecer de energía renovable a las plantas del Grupo ESTISOL en CABA, NOVAPOL Pilar, Estisol Paperfood Pilar y Estisol San Luis.
Este acuerdo permitirá que el 70% de la demanda energética del Grupo ESTISOL sea cubierta con energía renovable, con 360Energy proveyendo el 32% de esta energía. Además de asegurar un suministro confiable y de calidad, el acuerdo tendrá un impacto ambiental positivo puesto que evitará la emisión de 2.250 toneladas de CO2e anuales, equivalente a sacar de circulación más de 500 autos cada año, según precisaron.
«Esto consolida a 360Energy como un socio estratégico en la descarbonización del sector industrial», remarcaron desde la compañía.
Impacto
Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de 360Energy, aseveró: “En 360Energy nos enorgullece ser parte del esfuerzo de grandes empresas como ESTISOL para reducir su huella de carbono y avanzar hacia un futuro más sustentable. A través de nuestras soluciones de energía solar de alta eficiencia, seguimos ofreciendo a nuestros clientes la calidad, confiabilidad y el impacto ambiental positivo que esperan”.
«La dirección del Grupo ESTISOL mantiene su compromiso con la mejora continua en sus procesos productivos, alineando sus políticas con estándares ambientales internacionales, como el Protocolo de Kioto. Este PPA refuerza su liderazgo en la adopción de prácticas energéticas responsables, posicionando al Grupo ESTISOL como un referente en sostenibilidad», destacaron desde la empresa.
La Universidad de Congreso, a través de su Rector Rubén Bresso, otorgó el título de Doctor Honoris Causa al Ingeniero Alejandro Bulgheroni.
Durante la ceremonia, Bresso destacó la importancia de este reconocimiento, y afirmó: “Estamos ante uno de los empresarios más respetados y admirados dentro de la industria energética. Es una obligación propia de la Universidad, reconocer por sus méritos a quienes con esfuerzo y trabajo arrojan luz sobre el camino que todos transitamos”.
Bresso también agregó qué: “Su vida ha sido y es un servicio público permanente, contribuyendo con la investigación privada en busca de beneficios comunitarios que mejoren la calidad de vida de la sociedad”. Además, resaltó su actividad en la Academia Nacional de Ciencias de la Empresa. Este reconocimiento destaca la trayectoria de Alejandro Bulgheroni en la industria energética.
El presidente de la Universidad de Congreso, José Luis Manzano, señaló que “Alejandro tiene una fuerte personalidad que se nutre siempre de su familia, cada vez que ha influido en las políticas públicas ha sido para el beneficio del país, y tiene la mente de un científico. Este doctorado honoris causa es sin dudas, para un patriota”.
Reconocimiento
Durante su discurso de aceptación, Alejandro Bulgheroni expresó su gratitud: “Agradezco a las Autoridades de la Universidad de Congreso el honor que me confieren al distinguirme como Doctor Honoris Causa de esta prestigiosa Casa de Estudios.”
Reflexionando sobre su visión empresarial, agregó: “Mi visión como empresario ha sido siempre crecer aportando soluciones a las necesidades de nuestro país y a las familias que viven en las comunidades con las cuales interactuamos».
Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group, la principal empresa privada integrada de energía en América Latina ha liderado proyectos en reservorios convencionales y no convencionales en Argentina, Bolivia y México. Bajo su dirección, la compañía ha ampliado su alcance hacia energías renovables y minería de litio, subrayando un compromiso sostenido con la sostenibilidad en el sector energético.
“Toda mi vida he vivido en un mundo cambiante y emocionante, y siempre he apoyado la innovación y el desarrollo tecnológico en nuestros proyectos”, afirmó Bulgheroni.
El ejecutivo de PAE también remarcó la importancia de enfrentar los cambios tecnológicos con responsabilidad: “La inteligencia artificial está transformando la forma en que operan los negocios, y aunque debemos abordar los desafíos éticos, su implementación responsable nos permitirá maximizar sus beneficios y minimizar sus riesgos.”
Sector privado
Bulgheroni enfatizó el rol del sector privado en la sociedad actual y compartió su visión de futuro: “Para nosotros, los empresarios, las áreas de interés y responsabilidad están mucho más extendidas que en el pasado. Enfrento con pasión los desafíos del presente y del futuro. La vida recién empieza y queda mucho por hacer.”
El título
«El título Doctor Honoris Causa otorgado por la Universidad de Congreso refleja su compromiso de reconocer a quienes contribuyen significativamente al avance de sus disciplinas y al bienestar social. Con esta distinción, la Universidad honra el legado de Alejandro Bulgheroni, quien ha impulsado el crecimiento económico y promovido un desarrollo equitativo y sostenible para las futuras generaciones», indicaron desde la Universidad de Congreso.
México presentó la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico. En la conferencia oficial «Mañanera del pueblo», la presidente Claudia Sheinbaum explicó los alcances que tendrá, junto a autoridades de la Secretaria de Energía (SENER) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
«El 46% se permite para la generación eléctrica de privados. Esta es una propuesta que se hizo desde el periodo del presidente Andrés Manuel López Obrador, incluso se envió como la Ley de la Industria Eléctrica pero fue echada para atrás por la Corte», introdujo la mandataria.
Este plan de gobierno brindaría una mayor claridad que la propuesta precedente en cómo podrá participar la iniciativa privada en materia de generación durante este sexenio que comienza.
«Promovemos esquemas claros de inversión privada, con reglas transparentes y justas», comunicó la secretaria de Energía del Gobierno de México, Luz Elena González Escobar.
En concreto, la Estrategia expuesta indica en su 4to eje que se «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», previendo una inversión entre 6 y 9 mil millones de dolares de privados. ¿Cómo lo harán?
Bajo el lineamiento inicial de no superar el 46% de participación en el mercado de generación eléctrica, los privados podrán impulsar nuevos proyectos, respetando el Código de Red y manteniendo como exigencia el 30% de respaldo, para contribuir a cubrir la demanda requerida en sus escenarios de transición energética.
Al respecto, la secretaria de Energía indicó que estás medidas consideran a la transición energética como un ejemplo transversal, buscando reducir el impacto ambiental y contribuyendo al combate contra el calentamiento global.
Las formas de participación que podrán tener involucran en el campo de generación los siguientes ítems en el mercado:
1- Se permitirá la entrega de energía y capacidad a la CFE por parte de productores a largo plazo
2- Se permitirán productores mixtos, pudiendo participar el estado en hasta un 54% de inversión y el resto inversión privada
3- Se mantendrán los generadores para el mercado eléctrico, cumpliendo los requerimientos de confiabilidad y respaldo, y en concordancia con el Plan Nacional de Energía.
En adición, se aclara que para consumo propio, habrán más alternativas a partir de la elevación del tope para autoconsumo, la definición de capacidad para autoabasto aislado y un VAT/VAD transparente para que paguen las empresas interconectadas.
1- Para consumo propio de hogares y pequeñas empresas hasta 0,7 MW exento de permisos
2- Para consumo propio de 0,7 MW a 20 MW que se consume en sitio sin excedentes a la red, se fomentará para atender la necesidad de los polos de desarrollo y nuevos parques industriales
3- Para consumo propio de las empresas pero que requieren conectarse a la red, pagando una tarifa transparente por el uso de la infraestructura de transmisión.
Estos son solo algunos de los puntos que aborda la nueva estrategia de gobierno en materia eléctrica pero se encuentran entre los principales que envían señales claras a la iniciativa privada para concretar nuevas inversiones en generación renovable.
Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, anunciará una nueva fase en el desarrollo de Los Toldos II Este con el objetivo de sumar 70 mil barriles de petróleo diarios y alcanzar los 100 mil con el resto de sus bloques en una fuerte apuesta al shale neuquino.
La decisión de la compañía se dio tras conocerse que Pluspetrol se quedará con las áreas que deja ExxonMobile en Vaca Muerta, tal como adelantó Econojournal en exclusiva, algo que dejó a la firma de Paolo Rocca fuera de la compulsa y que le permitirá ahora concentrar recursos en sus operaciones.
Así lo confirmó el CEO de la compañía, Ricardo Markous en conversación con EconoJournal y tras el Encuentro Anual de ProPymes que se realizó este martes en Neuquén y que contó con la presencia de proveedores que forman parte de la cadena de valor del grupo empresario.
“Lamentablemente, todo parece indicar que las áreas de Exxon son para Pluspetrol. Nuestro plan era esperar el lanzamiento de los Toldos II para ver cómo se definía eso. Una vez que Exxon se decidió por otra empresa, nos concentramos en este proyecto”, aseguró Markous a este medio.
Fortín de Piedra, el yacimiento emblema de Tecpetrol, alcanzó este año los 24Mm3/d de gas.
Fortín de Piedra petrolero
Con el objetivo de alcanzar la meta de producción, Tecpetrol acelerará el desarrollo de los Toldos II Este. Buscará replicar la experiencia de Fortín de Piedra -el proyecto emblema de la compañía- y hacerlo a gran velocidad en un trabajo en conjunto con las pymes, de la misma forma que lo hizo en 2017.
“La estrategia ahora es concentrarnos en el petróleo. Este es nuestro próximo proyecto, es del tamaño de Fortín y lo vamos a hacer de nuevo con todas las pymes que están acá y que van a colaborar para que lleguemos a tiempo”, le había dicho previamente Markous a los empresarios que participaron del encuentro.
“Tenemos la ingeniería avanzada y, una vez aprobado, lo lanzaremos y lo pondremos en marcha para octubre de 2026”, aseguró el CEO, quien detalló que este mes el directorio de Tecpetrol deberá aprobarlo para lanzarlo rápidamente.
El plan de la compañía prevé iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35 mil barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70 mil barriles diarios en esa área.
Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra. “Vamos a requerir por lo menos 3 o 4 equipos permanentes con Fortín”, agregó el CEO.
Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares “con muy buenas productividades”, expresó Markous. “Estamos muy entusiasmados con este nuevo proyecto. Así como llegamos a los 24 millones de metros cúbicos día de gas, queremos alcanzar los 100 mil barriles”, enfatizó.
Indicó que con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina buscarán superar luego esa meta contabilizando 30 mil barriles diarios que planean alcanzar en Los Toldos I Norte, 20 mil barriles en Puesto Parada y otros 10 mil provenientes de Fortín.
Apuesta a Río Negro
Por otro lado, Tecpetrol continúa su apuesta a Puesto Parada, el área que opera en Senillosa y donde aseguraron que a fines de este año estiman alcanzar los 6.000 barriles diarios, para en una segunda etapa llegar a los 20 mil. Allí la compañía posee 4 pozos en producción y 8 en construcción.
Otro de los retos será lograr la extensión de la concesión de Agua Salada, en Río Negro para reconvertirla al no convencional. Se trata de un yacimiento maduro que la empresa opera en conjunto con YPF desde 1990 y cuya concesión vence en 2026. “Vemos una oportunidad en Agua Salada y buscaremos la extensión para desarrollar el no convencional allí”, aseguró Markous.
Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, decidió complementar esta estrategia mediante el desarrollo de áreas de petróleo no convencional. En esa línea, su CEO, Gustavo Mariani, aseveró hoy ante inversores: “Tenemos planificado una inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025 y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”.
La empresa presentó los resultados que obtuvo del tercer trimestre del año. La compañía destacó el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda e informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.
Producción de gas
Mariani informó: “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de 14 millones de m3 por día, lo que significa un 8% más en comparación al mismo trimestre del año pasado”.
A su vez, en el segmento eléctrico Pampa aumentó su generación en un 19%, a pesar de la reducción del 3% en la generación eléctrica nacional, en comparación con el tercer trimestre de 2023.
Por último, la compañía indicó que “se continúa fortaleciendo la situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x”.
Desarrollo
A principios de octubre, la compañía emitió una Obligación Negociable (ON) clase 22 en el mercado local a cuatro años por US$ 83.977.835 para poder avanzar en el desarrollo del shale oil en el yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas.
Esto es así porque desde la firma prevén multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50.000 barrilles diariosen 2027.
El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías del sector minero más grandes del mundo, invertirá US$ 250 millones para ingresar en el megaproyecto de cobre Altar, ubicado en la provincia de San Juan. El anuncio se suma a la adquisición –a nivel global- por US$ 6.700 millones de Arcadium Lithium, una compañía creada en enero de este año a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial con operación en la Argentina. Esta adquisición, anunciada en octubre, convirtió a Río Tinto en el mayor productor de carbonato de litio del país.
En los hechos, Río Tinto, a través de su subsidiaria Nuton Holdings, firmó un acuerdo de opción de empresa conjunta (joint venture) con la canadiense Aldebaran Resources, que opera el proyecto. De este modo, Río Tinto podrá quedarse con el 20% de Altar, uno de los megaproyectos de cobre y oro más grandes del país.
Según informó Aldebaran, la inversión por parte de Río Tinto será escalonada: primero desembolsará US$ 10 millones y a fin de año hará otro pago de US$ 20 millones antes de fin de año. Luego, abonará otros US$ 30 millones a mediados de 2025 (luego de la presentación de la evaluación económica preliminar) y, si decide continuar con al joint venture, invertirá US$ 190 millones en 2026, después del estudio de prefactibilidad que Aldebaran prevé presentar.
Otros proyectos de Río Tinto
La inversión en cobre se suma a las iniciativas que ya tiene Río Tinto en la Argentina. El gigante minero ya opera el proyecto de litio Salar del Rincón en Salta, que está en etapa avanzada y se prevé que en 2025 comience la construcción con una planta para producir 50.000 toneladas de carbonato. Río Tinto, que también es un gigante mundial de la metalúrgica, había anunciado una inversión de US$ 2.000 millones que estará bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Además, el grupo anglo-australiano ya cuenta con la participación de un 14,2% del megaproyecto de cobreLos Azules, también en San Juan. Los otros accionistas del desarrollo, que está en etapa de exploración avanzada, son McEwen Mining (Canadá) con el 51,9%, la automotriz Stellantis con 14,2%, Rob McEwen tiene 13,8% y Victor Smorgon Group con 3,5%.
Acuerdo
La minera canadiense “está colaborando con Nuton para evaluar una opción de lixiviación (proceso que se utiliza en la industria minera para extraer minerales valiosos de las rocas, como el cobre, el oro y la plata) de sulfuros de NutonTM Technologies en la próxima presentación económica preliminar y del estudio de prefactibilidad. Las tecnologías de lixiviación de sulfuros de Nuton tienen el potencial de mejorar materialmente la economía del proyecto”, señala el comunicado.
John Black, director ejecutivo de Aldebaran, señaló: “estamos encantados de haber firmado este acuerdo con Nuton, que tiene muchos beneficios para los accionistas de Aldebaran, ya que prevé inyecciones de capital para financiar futuros programas de trabajo en el proyecto Altar hasta la finalización de un estudio de viabilidad económica, si Nuton avanza en cada hito. Además, las tecnologías patentadas de lixiviación podrían agregar un valor significativo al proyecto al reducir los costos y el capital necesarios para el desarrollo”.
Adam Burley, director ejecutivo de Nuton Holding, destacó: “este acuerdo nos brinda una opción para adquirir una participación muy grande en el proyecto Altar. La implementación exitosa de las tecnologías de Nuton tiene el potencial de mejorar materialmente el desempeño económico y ambiental del proyecto”.
Participación
El proyecto Altar es propiedad de Peregrine Metals, una empresa constituida en Canadá donde Aldebaran posee el 60% y que puede aumentar a 80% a partir de un acuerdo que realizó con Sibanye-Stillwater, accionista minoritario.
Con la llegada de Río Tinto a partir del desembolso de US$ 250 millones para 2026, el gigante minero pasará a tener el 20% de Altar. Así, el megaproyecto de cobre Altar a partir de ese año tendría a Aldebaran con una participación de un 60% y continuaría siendo el operador, mientras que Sibanye-Stillwater mantendría un 20% y Nuton Holding (Río Tinto) se quedaría con el 20% restante.
La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) convoca a todos los interesados a asistir a su octava cumbre anual «SESA SUMMIT 2024», del 18 al 20 de noviembre de 2024 en el Centro de Convenciones de Puerto Rico en San Juan.
La elección de la fecha no es casual. Tras conocerse los resultados de las elecciones federales y locales, SESA SUMMIT 2024 será el escenario ideal para abordar en detalle los cambios que podrían ocurrir en el sector eléctrico con Donald Trump en la presidencia y Jenniffer González en la gobernación.
Las autoridades se toparán con un sector en crecimiento, con más de 900 MW de capacidad instalada solar distribuida y 2 GWh de almacenamiento energético distribuido en el mercado puertorriqueño. ¿Qué nuevas medidas de política pública podrán potenciar al sector?
Durante el primer mandato del presidente Donald Trump (2017-2021), Estados Unidos agregó entre 15 a 20 GW de capacidad solar, lo que se adjudica principalmente a condiciones de mercado impulsadas por la caída de los precios y los incentivos fiscales que se mantuvieron aunque por debajo de aquellos que favorecían las inversiones en combustibles fósiles.
Por su parte, Jennifer González como representante de Puerto Rico en el Congreso de los Estados Unidos promovió la defensa a la medición neta de los ataques de la Junta de Supervisión Fiscal. De hecho el pasado 17 de mayo del 2024, suscribió una carta junto a más de 20 legisladores (18 miembros del Congreso y 3 senadores en total) expresando su preocupación respecto a derogar o enmendar la Ley 10-2024 de Puerto Rico.
Considerando aquellos precedentes, en el evento de SESA habrá sesiones especiales para debatir sobre los resultados de las elecciones, los fondos disponibles y el apoyo que la oficina del DOE brinda y podrá continuar brindando para la resiliencia energética del archipiélago.
Al respecto, Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA), consideró que “en el SESA Summit los participantes obtendrán una lectura fresca, certera, objetiva y relevante del nuevo panorama político en EEUU y en Puerto Rico, incluyendo los retos y oportunidades que esto presenta a las industrias solares y de almacenamiento de energía”.
Aquello no es todo. Además habrán capacitaciones sobre políticas de energía limpia en Puerto Rico, empresas podrán exhibir sus productos a potenciales socios y clientes y se compartirán pronósticos para el mercado de energía solar distribuida y almacenamiento de cara al futuro.
El megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 reunió a más de 500 líderes del sector de las energías renovables en un espacio único de diálogo e intercambio de conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de la transición energética.
Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, participó de la cumbre y dio a conocer las estrategias y metas de crecimiento que posee para los mercados de Latinoamérica, considerando que sus productos se distribuyen en 28 países de la región.
Uno de los focos está en Colombia, donde buscan seguir apostando por soluciones innovadoras, desde desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida
“Estamos replicando el mismo modelo utilizado en México y Estados Unidos, donde ya firmamos más de 700 MW para distribución de productos TOPCon, monoPERC y HJT (heterounión)”, aseguró Mayron Morales, sales manager Colombia de la compañía.
“Apostamos particularmente por productos ligeros, sabiendo de la problemática existente en las instalaciones, como por ejemplo que en las zonas alejadas hay muchas instalaciones en las que se deben reforzar las estructuras”, indicó durante el panel de debate «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes» del megaevento FES.
Seraphim es una compañía que viene mostrando un crecimiento sostenido, de modo que ya posee más de 20 GW de capacidad anual de producción de módulos fotovoltaicos y planea superar los 33 GW antes de que finalice el año para cubrir más demanda del sector.
Colombia juega un papel relevante dentro de ese proceso porque la empresa apuesta con mayor esfuerzo a que se vuelva uno de sus mercados principales de Latinoamérica, mediante “paneles flexibles” para la generación distribuida y proyectos de gran escala.
“Adicionalmente, empezamos a entrar en el rubro de inversores y baterías para que el próximo año sea una apuesta fuerte de Seraphim”, vaticinó Mayron Morales frente a un auditorio integrado por más de 500 referentes del sector renovable de LATAM.
Pero para que exista un mercado colombiano más dinámico para las renovables y se puedan cumplir los objetivos verdes planteados a nivel nacional (6 GW al final de la gestión gubernamental actual), el sales manager Colombia planteó la importancia de agilizar la permisología.
“Debemos acelerar los procesos burocráticos, la tramitología que hay antes de construir un proyecto, porque tardan demasiado y hay compañías que primeramente estaban incentivadas a invertir en el país, pero que se retiraron de Colombia por las demoras en la burocracia”, subrayó.
El ex secretario de Energía y presidente del IAE, Jorge Lapeña, opinó sobre el precio del gas no convencional en el mercado local y su relación con los precios de exportación al mercado internacional.
A modo de cierre del Seminario anual de la entidad, Lapeña describió, “Si somos un país exportador importante de gas y de petróleo y aceptamos las reglas de los precios internacionales, estaríamos vendiéndole al mundo a precios FOB (libre a bordo), gas -Bahía Blanca o Punta Colorada-, y tambien es el caso del petróleo.
“Esto nos lleva a una situación interesantísima, que es a precios en boca de pozo mucho mas bajos que esos precios FOB Bahía Banca”, señaló Lapeña. “Es decir, cual es nuestro precio para Bahia Blanca ?, el henri hub. (del golfo de México).., bueno el golfo de Bahia Blanca es parecido”, agregó.
E interrogó “cual debe ser el precio justo en boca de pozo: U$S 3,80, o 4 dólares como hoy ?, o 1,20, 1,30, 1,40. Si es esto último, hay fiesta en la Argentina porque tendremos un gas de precio parecido al del Plan Houston (gobierno Raúl Alfonsin).. en el orden del henri hub”.
“Lo mismo nos va a pasar con el petróleo. El precio fob de exportación, ése es nuestro precio !, y entonces nosotros vamos a estar en ventaja respecto a todo los países del mundo, que tienen que viajar hasta allá”, agregó.
Lapeña sostuvo que “Creo que este es un objetivo de política energética que no ha sido tomado por la política todavía. Nadie planteo eso…”, y consideró que “si nosotros lo razonamos bien, podemos convencer a los buenos políticos de que esto es bueno para la Argentina, y bueno para el mundo , y nos sanea gran parte de nuestra economía”…..
El ex Secretario agregó que “Otra cuestión que queda para analizar es cuanto estamos invirtiendo en este gran negocio que es la energía…. Poco. La Argentina tiene un PBI de 600 mil millones de dólares e invierte menos de 15 %. ni siquiera repone lo que se gastó. Estados Unidos esta mas cerca de 23 %, y China invierte el 45 % de su PBI.
“Cuanto invierte la Argentina realmente en el sector energético ?”. “Cual es el mercado de capitales de la Argentina ?… Cuanta plata de los jubilados estamos invirtiendo en este gran negocio para retribuir a los jubilados ?.. . “Mas allá de lo que pasó en el Congreso, yo diría que cero”.,, afirmó.
Lapeña puntualizó que “No está claro como crecerá el sector eléctrico. Hacen falta líneas de transmisión …. pero resulta que no las podemos hacer porque no podemos arriesgar la plata en eso… o no se puede pedirle a alguien razonable que arriesgue la plata en eso”. “Pero en cambio parece que sí se puede invertir en el petróleo…. señaló.
“Pregunta: quien invierte en el petróleo ?, el mercado de capitales argentinos,…. o son capitales de afuera ?…, son de afuera, y por eso la Ley Ómnibus dice que se puede exportar y se puede quedar con los dólares por allás porque tienen que pagar….
“Hay distorsiones que no son fáciles de remover pero que es interesante que todos conozcamos.. porque nuestro sector eléctrico pudo hacer en el siglo 20 cosas que parece que no puede hacer en el siglo 21”. “Pudo construir el parque de centrales hidroeléctricas mas importante de América, o una red de gasoductos que es espectacular…. lo hemos hecho nosotros”, enfatizó.
FMO, FinDev Canadá y Proparco, instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de US$100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.
Actuando como organizador principal, FMO, de los Países Bajos, aportó un total de US$ 30 millones, en tanto que FinDev Canadá, la institución bilateral canadiense de financiación del desarrollo, y Proparco, filial del Grupo Agence Française de Développement (Grupo AFD), contribuyeron como prestamistas a esta operación con US$ 40 y US$ 30 millones, respectivamente.
Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.
Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde abastecerán a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.
En este sentido, Genneia ha asegurado un financiamiento de US$ 100 millones a diez años, gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, con quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segunda colaboración; y Proparco, en su primera alianza con la compañía. Este respaldo refleja el compromiso de estos bancos con el desarrollo sostenible, alineándose con los proyectos solares de Genneia y su contribución a la transición hacia una matriz energética limpia y renovable.
Con motivo de la celebración del acuerdo, se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad. Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia. A su vez, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.
Proyecto Parque Solar Malargue
Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, expresó: “Estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo, Genneia, mediante financiamiento sostenido y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, permitiendo la transición energética renovable de Argentina. Al movilizar estos fondos con FinDev Canadá y Proparco, pretendemos maximizar conjuntamente nuestro impacto junto con Genneia.”
“Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables.”, declara Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación y permitiendo que Genneia tenga un impacto significativo en la región.”, añade Martelli.
Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, dijo: “En Proparco estamos encantados de apoyar a Genneia, un actor líder en Argentina comprometido con la transición ecológica del país, junto a FMO y FinDev Canada. Contribuir a aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta. Esta transacción, que fortalece la presencia de Proparco en el sector de energías renovables en Argentina, también es una oportunidad para reforzar la cooperación de Proparco con FMO y FinDev Canada.”
Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia. El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina. Este acuerdo refuerza nuestro liderazgo en la obtención de financiación a largo plazo de bancos de desarrollo y agencias de crédito a la exportación”.
El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.
En este sentido, el 2X Challenge se alinea con el compromiso de Genneia de fortalecer sus prácticas de inclusión de género, donde la igualdad de oportunidades se erige como uno de sus objetivos principales. A través de esta sinergia, la compañía no solo reafirma su compromiso con la equidad, sino que también contribuye a crear un entorno más inclusivo y sostenible.
Al cierre del tercer trimestre del año, Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, avanza en el desarrollo de proyectos claves para la transición energética, y presenta resultados financieros positivos, pese a la baja disponibilidad del recurso hídrico por un periodo más seco de lo normal en el país.
«Lo que debía ser un trimestre de transición se transformó en un periodo más parecido al del inicio de un Niño con reducción en la generación hídrica e incrementos del precio de bolsa hasta tocar el precio de escasez. En medio de esas condiciones se dio una disminución en el ebitda de 16,7% frente al mismo trimestre del año anterior, pero la capacidad de resiliencia de la compañía y las medidas adoptadas desde años anteriores nos permitieron crecer la ganancia neta consolidada«, afirmó Ricardo Sierra, líder de Celsia.
Resultados financieros consolidados
Los ingresos sumaron $1,4 billones (-5%). En el acumulado del año alcanzan $4,7 billones (+3%). En la distribución de ingresos totales por negocio, en lo corrido del 2024, el 81% lo aporta el negocio de Servicios de Energía* con $3,82 billones y el negocio de Gestión de Activos* aporta el 19% con $871.000 millones.
El ebitda del trimestre alcanzó $345.000 millones (-16,7%). Este indicador tuvo una senda de recuperación importante durante la primera parte del trimestre. El margen acumulado del trimestre se ubicó en 24,5%. El ebitda acumulado del año alcanza $1,13 billones, de los cuales el negocio de Servicios de Energía aporta $1,08 billones y el negocio de Gestión de Activos aporta $35.000 millones. El ebitda administrado, que incluye la gestión en las plataformas de inversión, suma en el año $1,47 billones.
Los gastos netos financieros, incluyendo diferencia en cambio, alcanzaron $134.000 millones (-38,3%) en el trimestre. En lo corrido del año, los gastos financieros netos suman $451.500 millones (-34,2%).
Los impuestos a las ganancias fueron de $41.000 millones en el trimestre (+21%). En el acumulado año los impuestos suman $106.000 millones (-35%), explicado por la toma del beneficio tributario vinculado a la Ley 1715 por la entrada en operación de varias granjas solares en el 2023.
La ganancia neta fue de $110.288 millones (+35%) y el acumulado año suma $279.370 millones. La ganancia neta atribuible a propietarios de la controladora alcanzó en el trimestre $74.308 millones y acumulado año $193.520 millones.
La deuda consolidada es de $5,35 billones y un indicador de apalancamiento de 3,23 veces deuda neta a ebitda.
*Negocio de servicios de energía: generación, transmisión, distribución, comercialización.
*Negocio de gestión de activos: plataformas de inversión.
Resultados Plataformas de inversión
C2 Energía (granjas solares mayores a 8 MWp. En alianza con Cubico Sustainable Investments): 39 MW en operación (39 MW más que el trimestre anterior) en 19 plantas, las cuales han producido 372 GWh en lo corrido del año. Actualmente esta plataforma cuenta con 270 MWen construcción en 12 proyectos y otros 632 MW en distintas etapas de desarrollo para un total de 1.241 MW.
Laurel (granjas solares menores a 8 MWp. En alianza con Bancolombia Capital): Alcanza 48 MW en operación (13 MW más que el trimestre anterior) en 123 sistemas que han producido 33,6 GWh en lo corrido del año. En proyectos adicionales se estiman 60 MW aproximadamente.
El Tesorito (térmica a gas natural-Sahagún, Córdoba. Sociedad con Canacol y Proeléctrica): Suma una generación en el año de 279 GWh, y en el trimestre de 79,3 GWh, que balancearon los faltantes de energía en las hidráulicas, lo que le permitió a la compañía cumplir los contratos desde fuentes de energía confiables y competitivas.
Caoba (activos de transmisión. En alianza con Cubico Sustainable Investments): Sus activos operacionales suman $2,5 billones (se ha multiplicado por tres en los últimos 4 años). En el año la compañía ha transferido 12 proyectos a la plataforma lo que ha representado ingresos para Celsia de aproximadamente $313.000 millones.
Programa de readquisición de acciones
La compañía continúa con el desarrollo del programa de recompra de acciones. Hasta ahora se ha ejecutado el 22,9% del monto aprobado por la asamblea de accionistas, lo que se ha traducido en 16.911.821 acciones recompradas. Desde que se anunció el inicio del programa de recompra, en diciembre del año pasado, el precio de la acción ha subido más del 51% y el volumen promedio diario negociado se ha multiplicado 2,6 veces.
Hitos claves para el desarrollo de energías renovables no convencionales
Primer sistema de baterías conectado a una granja de energía solar: Este sistema, con una capacidad de 2 MWh, funcionará en la granja Celsia Solar Palmira 2, convirtiéndose en el primer proyecto de energía renovable no convencional del país dotado con almacenamiento, que acumula la energía excedente para entregársela al usuario final de la granja en las horas de la noche. Entrará en funcionamiento en los próximos días.
Aerogeneradores para el proyecto eólico Carreto en el Atlántico: entregará 9,6 MW de energía limpia y renovable al país. El traslado de estas palas de 80 metros de longitud por las carreteras del Caribe requirió de un proceso logístico importante desde el Puerto de Mamonal, en Cartagena, hasta el municipio de Juan de Acosta (Atlántico). Las palas llegaron por vía marítima desde Estados Unidos y Europa. Se estima entrará en operación en el primer trimestre de 2025.
La red de transporte eléctrico obsoleta impide el correcto funcionamiento del sistema y aumenta el riesgo de incidentes en épocas de temperaturas extremas. Carlos Borga, director técnico de Transener, subraya la necesidad urgente de inversión para evitar fallas en el suministro. La propuesta de la empresa sugiere trasladar el costo de la expansión a las facturas de los usuarios, lo que ha suscitado controversias sobre quién se beneficiaría realmente de esta inversión.
El suministro eléctrico para el próximo verano enfrenta un escenario complicado. El gobierno reconoció la gravedad de la situación y lanzó un plan de contingencia, lo que ha generado polémicas. Según Luciana Glezer de La Política Online, una de las críticas es la cancelación de la licitación Terconf, que durante la administración anterior buscaba construir centrales térmicas de alta eficiencia en zonas estratégicas. Por otro lado, algunos observan un gran negocio en el costo elevado de generación.
Durante un seminario organizado por el Instituto de Energía de la Universidad Austral, Carlos Borga, director técnico de Transener, principal empresa de transporte eléctrico en el país, reconoció que el problema radica en la obsoleta red de transporte, que limita la eficiencia del sistema. Según Borga, “si el sistema de transporte tiene mala calidad, el servicio al usuario final también se ve afectado”. Explicó que la generación más eficiente está lejos de los centros urbanos debido a la localización de recursos naturales, lo que limita su aprovechamiento por la saturación del sistema de transporte.
Transener advierte que el plan de contingencia aumentará el costo sin resolver el problema estructural, subrayando la necesidad urgente de ampliar la capacidad de transporte, ya que el sistema actual abastece más del doble de la demanda para la que fue diseñado.
Borga dejó abierta la pregunta de quién asumiría el costo de esta ampliación, sugiriendo que la mejor opción sería trasladarlo a las facturas, lo cual generaría un “leve impacto” en el precio final. Este planteo despierta nuevas controversias, como quién se beneficiaría de las ganancias a corto plazo y cómo se garantizaría una inversión sostenible para mejorar el servicio.
La ampliación de la red, argumenta Transener, podría reducir costos de generación y promover exportaciones. No obstante, décadas de falta de inversión, atribuida al congelamiento tarifario, han deteriorado el sistema. Sin embargo, los datos muestran que las inversiones de Transener han sido constantes, alcanzando US$ 31.7 millones anuales entre 2019 y 2023.
El problema no radica sóo en el congelamiento tarifario, sino también en las inversiones en activos no regulados, como la deuda adquirida por Transener para adquirir Transba, que, según el artículo, en 2022 representó un pago de US$102 millones, más del triple de la inversión en el sistema de transporte.
Día del Padre
A las 7 de la mañana del 16 de junio de 2019 justo el Día del Padre, se produjo el apagón más importante del último siglo. El blackout alcanzó a la totalidad de la Argentina, Paraguay, Uruguay y parte sur de Brasil y se calcula que afectó a más de 50 millones de habitantes.
En aquella oportunidad, en un comunicado, la Secretaría de Energía atribuyó el hecho, a un “colapso del SADI” y anunció que “en diez días tendremos el informe”, pero nunca apareció. Ninguno de los responsables del sistema —Secretaría de Energía, Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), Transportista y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre)— ha brindado información que permita saber con exactitud qué pasó.
En aquel momento, la importación de energía desde Brasil significaba un ahorro importante en subsidios para generación. El costo de producción de energía con GNL para un Ciclo Combinado estaba en torno a los US$ 50 por MW/h, mientras que la energía importada de Brasil sólo requería la obligación de devolución en primavera-verano.
Es en este punto donde algunos expertos se preguntan si se privilegió la reducción del déficit fiscal por sobre la seguridad del suministro, ese ahorro de costos pudo haber complicado la capacidad de reacción operativa. ¿Se podría repetir la historia?
El Vicepresidente de Estrategia y Nuevos Negocios de YPF, Maximiliano Westen, describió que “el desarrollo de Vaca Muerta (NQN) permitiría exportar este año hidrocarburos por hasta 5 mil millones de dólares, y en pocos años alcanzar el equivalente a unos 30 mil millones de dólares anuales, todo lo cual significa para las empresas un desafío y una oportunidad”.
El directivo destacó además la tarea de puesta en valor del reservorio no convencional encarada por la compañía desde 2012 en Loma Campana, y la reducción de costos de desarrollo de pozos logrado en los últimos años, lo que torna a la producción “muy competitiva a nivel mundial”.
Westen participó del panel “Hidrocarburos impulsando el crecimiento económico” en el marco de un seminario organizado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) en la Ciudad de Buenos Aires.
En lo referido a la transición energética, Westen destacó la importancia de seguir avanzando en el desarrollo y utilización del gas natural, un recurso alojado en Vaca Muerta en volúmenes que equivalen a unos 80 años del consumo total del país (considerando unos 160 TCF), aunque la Agencia Internacional de la Energía -IEA- realizó estimaciones del recurso muy superiores.
Esto implica tener garantizado el abasto interno y crecer en exportaciones vía gasoductos a nivel regional. También destacó la importancia de poder convertirlo en GNL a precios competitivos para exportarlo a otros destinos internacionales.
En este orden, describió Westen, “YPF impulsa un proyecto que es de capital muy intensivo, que implica una inversión de hasta 30 mil millones de dólares, para producir entre 25 y 30 millones de toneladas año de LNG”.
“La oferta (recurso gas) está, y la demanda también, pensando en contratos de abastecimiento de largo plazo”, comentó, reconociendo que el financiamiento es la clave para activar el proyecto que en principio tenía a YPF asociada con la malaya Petronas. Por estos días dicha sociedad parece haber fenecido por decisión de Petronas, lo que explica que Westen remarcara en el panel que “estamos trabajando en distintas fuentes de financiamiento”, que no reveló.
En este orden, Westen hizo hincapié en la importancia que reviste el RIGI (régimen de incentivos a la grandes inversiones) aprobado este año, “que da un marco adecuado para la competitividad en precio del GNL en el mercado internacional, y visibilidad de largo plazo”. “Estamos muy entusiasmados”, enfatizó con relación al proyecto que implica la construcción de tres ductos desde Vaca Muerta hasta una planta procesadora del gas para su conversión en GNL, en Río Negro, e infraestructura para un puerto de embarque en aguas profundas.
Westen destacó que “hay mucho interés por la producción de GNL que Argentina pueda desarrollar”, y aludió a la gira que el presidente de YPF, Horacio Marín, realizó en las últimos meses en procura de posibles compradores en países de Europa y de Asia.
Gas: mercado interno y costos razonables de la energía
En otro panel del seminario del IAE, el economista y especialista del sector, Nicolás Gadano, hizo hincapié en que “procurar alcanzar los 30 mil millones de dólares por la exportación de hidrocarburos es un objetivo macroeconómico importante”, pero consideró también importante “apostar a tener costos mas bajos de la energía a partir del gas en el plano interno”, e hizo referencia a lo que en este sentido ocurre en los Estados Unidos, convertido en fuerte exportador de GNL.
“No son objetivos incompatibles exportar con precios internacionales favorables, y a la vez posibilitarle a la economía argentina precios más bajos de la energía, más competitivos para la producción”, refirió. Gadano consideró que “podemos aspirar a que el precio medio del gas en Argentina sea menor”.
TotalEnergies y Wico Combustibles sellaron una alianza que permitirá que se comercialicen los lubricantes de la empresa global multienergética y ELF en esta red de estaciones de servicio ubicadas en las provincias de Mendoza, Santa Fe, Córdoba, San Luis y La Rioja.
El acuerdo incluye la totalidad de la amplia gama de aceites de motor para segmentos de vehículos livianos y vehículos pesados producidos por TotalEnergies.
Alianza
Jonathan Kleiner, jefe de Marketing de TotalEnergies Argentina, expresó: “A través de esta alianza ampliamos la disponibilidad de nuestros productos en el canal de estaciones de servicio. Este tipo de acuerdos es clave para seguir ofreciendo al consumidor final la gama de lubricantes TotalEnergies y ELF para vehículos livianos y pesados, fortaleciendo nuestra presencia omnicanal”.
“Como Wico combustibles estamos desarrollando a lo largo y ancho del país toda nuestra red de estaciones de servicios. Conocemos a nuestros clientes y sabemos que le dan gran relevancia a la calidad de nuestros combustibles, por lo que este acuerdo con TotalEnergies nos va a permitir ofrecerles también la mejor calidad de lubricantes que hay en el mercado. Sabemos que juntos vamos a poder crecer fuertemente en los próximos años”, señaló Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles.
Wico Combustibles cuenta con siete estaciones de servicio ya operativas. En ese sentido, desde la compañía adelantaron que próximamente se incorporarán tres nuevos puntos, lo que permitirá ampliar la presencia a lo largo del país.
El equipo de No Convencional de YPF finalizó la perforación del pozo LLL-1861(h) en Loma Campana, uno de los principales bloques que la compañía bajo control estatal opera en Vaca Muerta, con una rama lateral de 4.948 metros y una longitud total de 8.264 metros. Este pozo, que se perforó en 27 días, tiene la rama lateral más larga del proyecto No Convencional en Vaca Muerta.
“Este logro del equipo de perforación de YPF fue producto del trabajo coordinado y la utilización de tecnología ´Real Time´ que permitió modificar el diseño original a medida que se avanzaba con el trabajo en la locación”, informó la compañía.
“De este modo, la compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar ramas laterales por encima de los 4000 metros, en un menor tiempo y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación”, continuó.
YPF prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.
En el marco de los trascendidos, que indican potenciales restricciones de energía eléctrica para el verano del año 2025; describiremos cuales son las herramientas normativas que ofrece la regulación actual, para que una Industria o Gran Usuario pueda garantizarse el suministro energético. Por otro lado, descubriremos como esa mayor garantía de suministro puede conseguirse acompañado de una reducción de los costos de las tarifas de energía; aunque sea difícil de creer.
Cuando hablamos de garantía de suministro de energía eléctrica, es necesario aclarar que las Garantías y Respaldos de Energía Eléctrica se dividen en dos, por un lado, está la garantía de “Red” y por otro la garantía de “Energía” propiamente dicha. El respaldo de “Red” es responsabilidad del Distribuidor y se refiere a mantener las condiciones técnicas de la Red de Distribución (Cables, Líneas, Transformadores, Sub estaciones) en forma óptima, para poder cumplir con los niveles de Calidad de Servicio (Cantidad de Cortes y duración) y Producto (niveles de tensión) que establece el Contrato de Concesión que regula su actividad.
Por otra parte, se encuentra la “Energía”, que se refiere a la Energía y Potencia Eléctrica, este respaldo lo ofrecen los Generadores del Mercado Eléctrico que generan dicha Energía y no es responsabilidad del Distribuidor. Nos ocuparemos de explicar como las Industrias pueden asegurarse dicha “Garantía de Energía” ante potenciales restricciones de demanda por falta de oferta Energética del Parque Generador.
El siguiente gráfico, nos muestra la Potencia Instalada del Parque Generador de Argentina, la Potencia Disponible y la Potencia requerida por la Demanda en el pico máximo anual de consumo de energía. Como podemos observar, en los días de verano con máximas solicitaciones térmicas el sistema eléctrico es exigido al máximo y la Oferta Generación Disponible total propia no alcanza a abastecer a la demanda interna; lo cual solo se logra recurriendo a Generación Importada de países limítrofes, en su mayoría de Brasil.
Entonces, durante los picos máximos de demanda de verano; la oferta disponible local soportada por la importación de energía apenas puede hacer frente a la solicitud de demanda, incluso muchas veces poniendo en riesgo la seguridad del sistema, por hacer uso de reservas Operativas de Generación. Este marco de situación podría generar, potenciales restricciones de demanda. Como antecedentes a restricciones, por ejemplo, podemos citar las efectuadas en los meses de Junio a Agosto 2007, en que la oferta de Generación eléctrica en Argentina no fue capaz de hacer frente a la Demanda de Energía eléctrica y se utilizó lo indicado en la Normativa Regulatoria para gestionar los restricciones de demanda a los Grandes Usuarios e Industrias. Las Industrias y Grandes Usuarios Comerciales, cuentan con dos alternativas para adquirir su “Energía”; abastecerse desde el Distribuidor del área o comprar la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista; la primera opción proviene del Mercado Spot, donde se transaccionan los sobrantes de generación y faltantes de demanda no contratada; este mercado no garantiza la energía abastecida. La segunda posibilidad es comprar la energía a un generador privado en el marco de un Contrato en el Mercado a Término; este último sí garantiza la energía para el usuario que haya elegido esta opción, según lo detalla el Capítulo 4: Mercado a Término de Los Procedimientos Versión XXXIV del Mercado Eléctrico Mayorista.
Vale aclarar que históricamente la compra de Energía realizada por todos los Distribuidores de la República Argentina es bajo el “Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el Mercado Spot”; por lo que los usuarios que se encuentren adquiriendo la energía bajo este formato, no tendrán su energía garantizada ante restricciones de demanda por falta de oferta; lo cual nos lleva a concluir que la única forma de garantizar la oferta energética es la de contar con un “Contrato a Termino” en el Mercado Eléctrico Mayorista.
Mayor garantía energética a menores costos
A diferencia de lo que pueden pensar para la mayoría de los usuarios Industriales, la normativa Regulatoria y tarifaria, aunque intrincada, ofrece la posibilidad de garantizarse el abastecimiento energético, según lo explicado en la primera parte de la nota y a su vez acceder a un menor costo de energía. Para los casos de las Industrias y Grandes Usuarios Comerciales, encuadrados como GUDIS, que básicamente se refiere a usuarios que compran la energía al Distribuidor del área, con un consumo de potencia mayor a 300KW; pasar a adquirir la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista en su variante Spot traería aparejado una disminución de sus costos entre el 6 y el 15%, dependiendo del Distribuidor que le preste el servicio y dependiendo también de la Provincia y/o municipio donde se encuentre instalada la Industria. A continuación, compartimos un gráfico que compara el Costo Mayorista Spot versus los Costos Tarifados de diferentes Distribuidores testigos del país, durante el año 2024.
Este porcentaje de ahorros puede ampliarse, en caso que dichas Industrias se sumen al “Pool de Compra de Energía” gestionado por nuestra consultora Signum Energy, que permite a las empresas que formen parte del mismo, acceder a un 5% de ahorro extra, ya que las empresas actuando en forma conjunta integran su energía para confeccionar un “Contrato a Termino” por un “volumen de energía” más interesante para las empresas Generadoras, lo que permite mejorar los precios cotizados por estos, obteniendo mayores ahorros de los costos energéticos trepando a beneficios entre un 11 y 20%. En referencia a la energía que es adquirida a un generador privado del MEM a través de “Contrato a Termino”, se encuentra garantizada conformado un combo perfecto entre respaldo y costos. A continuación, compartimos los principales indicadores e información del Pool de Compra:
Río Negro extiende los plazos para licitar dos áreas hidrocarburíferas. Se trata del Jagüel de los Milicos y Angostura. Ayer, la Secretaría de Energía y Ambiente comunicó que continúa con el llamado a Concurso Público para continuar la exploración. Las ofertas podrán ser presentadas hasta el próximo 20 de diciembre a las 10, en la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente. El llamado busca revitalizar las áreas hidrocarburíferas de Jagüel de los Milicos y Angostura, dos bloques ubicados al noreste de la provincia que han sido objeto de exploraciones anteriores con resultados prometedores. En el caso […]
Cuando la CGC (Compañía General de Combustibles), de Eduardo Eurnekian, llevó a cabo hace poco más de dos años, fracturas en dos pozos verticales: Cañadón Deus y Estancia Campos, ambos en la formación santacruceña no convencional Palermo Aike Inferior, cobró fuerza que se estaba en la antesala de una nueva Vaca Muerta en Argentina. El empresario armenio redobló en 2024 la apuesta, levantó campamento con su participación en el megayacimiento neuquino y concentró toda la actividad hidrocarburífera del grupo en la cuenca austral. Los resultados alentadores confirmaron “la surgencia de hidrocarburos en la formación, así como la presencia de sobrepresión, […]
El ex secretario de Energía de la Nación, Emilio Apud, manifestó que la provincia tiene a su cargo la responsabilidad de procurar la monetización de esos recursos, que en el subsuelo valen cero. A raíz de un relevamiento llevado a cabo por la EIA, la agencia de información energética de Estados Unidos, en 2011 y ratificado en 2013 se confirmo la presencia en la Argentina de formaciones generadoras de hidrocarburos, o rocas madre, con cuantiosos recursos de gas y petróleo, extraíbles comercialmente gracias al desarrollo avanzado del sistema de fractura hidráulica. Ese relevamiento indicó que en nuestro país había recursos […]
Finalizaron las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota y el recurso del shale neuquino ya se inyecta al norte del país. Ahora, el mercado brasileño quedó a un paso, pero se precisa de infraestructura adicional. El gobierno inauguró el lunes la Reversión del Gasoducto Norte, una de las obras más esperadas en toda la industria. A partir del cambio en el flujo de gas, se abre la posibilidad de transportar hasta 15 millones de metros cúbicos (m3) de fluido desde Vaca Muerta hacia el centro y norte del país, y la mirada ya está puesta en exportar […]
Las empresas Halliburton y SLB lideran las tareas de fractura en la cuenca petrolera. En agosto hubo récord de producción, tanto de petróleo como de gas. El yacimiento de gas y petróleo no convencional Vaca Muerta aumentará su producción un 37% en 2025, según un informe de la Fundación Contactos Energéticos. Se espera que 2024 concluya con 17,524 etapas de fractura, lo que representa un crecimiento del 19% en comparación con 2023. La previsión para 2025 en tanto, proyecta un total estimado de 24,008 etapas de fractura. En 2025, la capacidad instalada para fracturación hidráulica en Vaca Muerta se distribuirá […]
Concluyó la reversión del Gasoducto Norte, una obra clave para llevar gas al centro-norte del país y a Brasil. En Jujuy rige una Ley de Promoción de Inversiones que ofrece una serie de beneficios para la radicación de empresas en la provincia. Dos meses antes de lo previsto quedó inaugurada en Córdoba la obra de reversión del Gasoducto Norte, lo que ahora permite llevar gas desde Vaca Muerta -la colosal formación de hidrocarburos no convencionales situada en la Patagonia- a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para abastecer la demanda de centrales […]
Es el primer proyecto de oro en la provincia en la provincia de San Juan en recibir esa aprobación en 17 años. La minera Golden Mining, controlada por la australiana Challenger Gold, acaba de obtener el permiso ambiental para desarrollar el proyecto de oro y plata Hualilán, en la provincia de San Juan. Se trata del proyecto minero, en el que participa el empresario argentino Eduardo Elsztain, CEO de IRSA, la controladora de la mayoría de los shoppings del país, entre otros negocios. Es el primer proyecto de oro en la provincia en recibir esa aprobación en 17 años. Ahora, […]
El Ministerio de Energía y Ambiente publicó la reglamentación de la Ley 9529 de Procedimiento Minero. Establece un Consejo de Minería con sectores profesionales y empresarios que podrán proponer a sus miembros. La normativa tiene por objetivo garantizar la transparencia y el control profesional. El Ministerio de Energía y Ambiente reglamentó la Ley de Procedimiento Minero de Mendoza, con nuevas disposiciones para el sector y un abordaje integral de aspectos estructurales y administrativos, destinados a regular la actividad y asegurar su desarrollo con estándares de transparencia, profesionalización y seguridad. “Este decreto viene a reglamentar el Código de Procedimiento de Minero, […]
El dirigente socialista del departamento San Lorenzo valoró positivamente la iniciativa presentada por el diputado provincial Joaquín Blanco y sostuvo que “impulsará el desarrollo económico y la generación de empleos de calidad en nuestra región”. El coordinador de la Mesa Departamental San Lorenzo del Partido Socialista, Fabio Rovere, expresó su apoyo a la iniciativa del diputado Joaquín Blanco, que propone convertir la Refinería San Lorenzo en una planta de producción de biocombustible para aviones. El proyecto, que plantea la creación de una biorrefinería de «biojet», busca reactivar esta histórica planta, abandonada desde 2018, y posicionar a la región como un […]
Los bancos FMO, FinDev Canadá y Proparco financiarán con 100 millones de dólares a la empresa líder de generación de energía renovable. FMO, FinDev Canadá y Proparco, instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de 100 millones de dólares a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina. Actuando como organizador principal, FMO, de los Países Bajos, aportó un total de 30 millones de dólares, en tanto que FinDev Canadá, la institución bilateral canadiense de financiación del […]
YPF modificó su estrategia de negociación con los principales productores de petróleo de la cuenca Neuquina con vistas a poder oficializar el lanzamiento de la construcción del Vaca Muerta Sur, un nuevo oleoducto que conectará Neuquén con la localidad de Punta Colorada, en Río Negro. Tras el desencuentro con Petronas por el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que obliga YPF a encontrar otro offtaker u otros socios que viabilicen la iniciativa, el Vaca Muerta Sur (VMOS) —que demandará una inversión cercana a los US$ 2500 millones— emergió como la obra insignia de la gestión de Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera bajo control estatal.
Sin embargo, la articulación con el resto de las petroleras no está siendo sencilla. Marín había declarado a mediados de septiembre —en un seminario organizado por el IAPG en Houston— que “en dos semanas cerramos la convocatoria al Vaca Muerta Sur”. El tiempo pasó y ese hito no se cumplió. El titular de YPF anunció una nueva fecha de lanzamiento en la AOG Patagonia realizada hace dos semanas en Neuquén. “El 14 de noviembre aprobaremos en el Directorio (de la empresa) la construcción del Vaca Muerta Sur. Ya contamos con otros cinco socios fundadores”, afirmó. Se trata de Pan American Energy (PAE), Vista, Chevron, Shell y Pampa Energía. Resta saber qué sucederá con Pluspetrol, que se acaba de quedar con las áreas en Vaca Muerta que poseía ExxonMobil, tal como adelantó EconoJournal en exclusiva la semana pasada, y con Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, entre otras empresas.
Marín señaló en la AOG Patagonia que el Directorio de YPF aprobará el 14 de noviembre el VMOS.
Marín se involucró personalmente para intentar reencauzar una negociación con el resto de las petroleras que no avanzó con la velocidad deseada. En esa clave, a fines de septiembre operó sobre la línea gerencial de YPF para flexibilizar las condiciones de asociación que buscó imponer en un primer momento el equipo de directivos que estaban a cargo del proyecto.
Idas y vueltas
La estrategia original de YPF estipulaba una serie de cláusulas contractuales que varias petroleras no estuvieron dispuestas a aceptar. Entre esos prerrequisitos figuraba que la petrolera tendría la mayoría accionaria y el control del Directorio de la nueva sociedad que se creará para administrar el Vaca Muerta Sur, así como también algunos beneficios preferenciales para dirimir cuestiones operativas como por ejemplo, la potestad para asignar capacidad de transporte ociosa contratada por otro cargador o la posibilidad de contar con un despacho prioritario de crudo en favor de YPF en casos de contingencias climatológicas o de otra índole, según indicaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí.
“La alternativa de aceptar que YPF tenga el control accionario del Vaca Muerta Sur era inaceptable para nosotros. Hoy YPF es controlada por un gobierno de libre mercado como el de (Javier) Milei. Pero no sabemos qué pasará dentro de cuatro años”, admitieron en una compañía que produce petróleo en Vaca Muerta. La negociación vinculada a la gobernanza de la nueva sociedad controlante del VMOS, que a priori puede parecer una cuestión de segundo o tercer orden, se convirtió a lo largo de últimos ocho meses en un obstáculo difícil de ordenar para YPF.
Al constatar que las negociaciones no avanzaban en los tiempos previstos, en los últimos días de septiembre Marín pidió a la línea histórica de YPF que relaje algunas de los términos de asociatividad para facilitar el cierre de las tratativas con sus socios. La petrolera bajo control estatal accedió a tener cerca de un tercio del capital accionario de la nueva compañía que será propietaria de VMOS. “Se definió que cada socio fundador tendrá un porcentaje similar a la capacidad de transporte que contrate. Es posible que en una primera etapa se contraten entre 300.000 y 500.000 barriles”, explicaron allegados a YPF.
La apuesta de la empresa es empezar a rubricar los contratos de constitución de la sociedad una vez que consiga la aprobación del Directorio. Resta saber si se tratará de cartas de intención o de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés), de escaso poder vinculante, o de contratos en firme que implican un compromiso de inversiónefectivo por parte de los firmantes. «Aún tenemos que definir algunos puntos importantes. Creo que recién hacia fines del primer trimestre de 2025 estaremos en condiciones de tomar una decisión de inversión», indicó hace tres semanas el presidente de una de las principales petroleras del país.
Duplicar Plus: Oldelval incrementará su capacidad de transporte hasta los 86.000 m3/d en marzo de 2025.
Carrera contra el tiempo
La ampliación de los sistemas de transporte y evacuación de crudo desde Vaca Muerta es el principal cuello de botella que impidió un mayor crecimiento de la producción de petróleo desde los yacimientos no convencionales de la cuenca Neuquina. Si bien Oldelval, la compañía que opera la red de oleoductos hacia el Atlántico (conecta Neuquén con la terminal de despacho de Oiltankin Ebytem en Bahía Blanca), está finalizando la construcción del proyecto Duplicar Plus, que permitirá elevar su capacidad de transporte desde los 50.000 metros cúbicos diarios (m3/d) actuales hasta los 86.000 metros en marzo de 2025, las petroleras prevén que se requerirán nuevas ampliaciones en los próximos 24 meses.
En esa dirección, tres compañías —Pluspetrol, Shell y Vista— pidieron formalmente a mediados de año a Oldelval que explore alternativas en el plano técnico para sumar otros 24.000 m3/d a su capacidad de transporte. Por una cuestión regulatoria que se desprende del régimen de concesión fijada por la Secretaría de Energía, la empresa de midstream está obligado a estudiar ese requerimiento. En esa clave, Oldelval diseñó un proyecto para incorporar ese volumen con una serie de mejoras en los sistemas de bombeo de su red.
La iniciativa, que cuenta con el respaldo de la industria porque requiere de una baja inversión medida en en el costo por barril incremental de petróleo transportado, está a la espera de que YPF, que posee un 37% del capital social de Oldelval y controla de manera indirecta las votaciones en el directorio de la empresa, dé luz verde para avanzar. Antes de dar ese aval, sin embargo, Marín quiere que varios de sus socios de Oldelval —en especial PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa— confirmen su participación en el Vaca Muerta Sur. De ahí la importancia de lo que se defina en las próximas semanas.
Donald Trump volverá a ser el presidente de los Estados Unidos. El ex mandatario logró una victoria contundente sobre la candidata del Partido Demócrata, Kamala Harris, con resultados estatales que le garantizan al Partido Republicano recuperar el control del Senado. La película electoral aún no termina ya que faltan los resultados finales en algunos distritos, pero la fotografía de este miércoles por la mañana indica que Trump vuelve una vez más a la presidencia por su victoria en Pennsylvania, el segundo estado productor de gas natural de los EE.UU. y centro neurálgico de los bloqueos legales y políticos contra la construcción de nuevos gasoductos.
Las elecciones en Estados Unidos se rigen por el sistema de Colegio Electoral, en el que cada estado aporta al candidato ganador un número de delegados. El candidato del Partido Republicano superó el piso necesario de 270 delegados para alzarse con la victoria presidencial, cosechando hasta ahora unos 276 delegados. El estado de Pennsylvania, con los 19 delegados que aporta al ganador, volvió a jugar un papel clave; Trump ganó allí en 2016 y lo perdió en 2020. El ex presidente esta cosechando una diferencia de tres puntos sobre Harris con más del 95% de los votos escrutados.
«Esta es una magnífica victoria para el pueblo estadounidense que nos permitirá hacer que Estados Unidos vuelva a ser grande. Y además de haber ganado los estados disputados de Carolina del Norte, me encantan estos lugares. Georgia, Pennsylvania y Wisconsin. Ahora estamos ganando en Michigan, Arizona y Alaska, lo que nos daría como resultado al menos 315 votos electorales«, dijo Trump en su discurso de victoria.
Marcellus y su potencial bloqueado
Pennsylvania se transformó en los últimos 15 años en el segundo estado productor de gas natural de los EE.UU. gracias a la explotación en Marcellus, la principalformación de shale gas del país. No obstante, la producción se estancó los últimos cuatro años debido a los bloqueos políticos y legales a la construcción de nuevos gasoductos en los estados que conforman la región de Appalachia en el noreste.
Texas es el principal estado productor de gas, representando el 25% de la producción nacional en 2023, mientras que Pennsylvania lo secunda con el 17% de la producción. Pero Marcellus es la principal formación productora de gas del país si se suman las producciones en Ohio, West Virginia y Pennsylvania.
La oposición de grupos ambientalistas y de algunos estados a nuevos proyectos de gasoductos frenó el crecimiento de la producción y suministro de gas natural en la región de Appalachia, donde la producción de gas natural no ha aumentado desde finales de 2020.
Los resultados en los estados productores de hidrocarburos indican que las posiciones de Trump y Harris en materia de energía tuvieron alguna incidencia. El presidente electo apoya sin titubeos el crecimiento de la infraestructura y de la producción de hidrocarburos. En cambio, la candidata demócrata nunca encontró el equilibrio buscado entre respaldar la producción de hidrocarburos y mantener satisfecha a los sectores y donantes más ambientalistas que apoyan al partido.
Una parte de esa búsqueda fallida del Partido Demócrata se explica con una paradoja. El boom del shale gas comenzó con Barack Obama, quien además firmó el decreto que habilitó las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en EE.UU. Pero el partido nunca capitalizó la revolución del gas no convencional, al punto tal que la administración Biden decidió este año suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL.
El Departamento de Energía argumenta que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a otorgar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. La ley también indica que los criterios para definir el interés público deben ser actualizados. Trump dijo que le pondría fin a la pausa y reiniciaría las aprobaciones inmediatamente después de asumir el cargo.
La petrolera china Sinopec firmó un acuerdo con TotalEnergies que le proveerá gas natural licuado (GNL) durante 15 años, informa el portal de noticias económicas local Yicai.
El acuerdo, firmado en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), entrará en vigor en 2028, y garantiza una nueva fuente para el creciente consumo de esa fuente de energía en el país asiático.
En los tres primeros trimestres, China consumió un 9,5% más de gas natural licuado en términos interanuales, según cifras ofrecidas por Sinopec en su última cuenta de resultados.
TotalEnergies, tercer mayor suministrador de GNL del mundo, también renovó su acuerdo con la estatal china CNOOC el pasado mes de septiembre, prolongándolo cinco años más hasta 2034.
La firma francesa entrega actualmente unos 5 millones de toneladas de gas natural licuado cada año a China, el mayor importador del mundo.
El año pasado, el país asiático compró 71 millones de toneladas de LNG en el extranjero, y se espera que esa cifra aumente hasta 163 millones hacia 2040.
En el marco de la celebración por los 110 años de presencia ininterrumpida de Shell en la Argentina, la marca lanza la promoción “Autitos Coleccionables 2024”, para que toda la familia pueda disfrutar del regreso de una colección exclusiva de autitos coleccionables que combina la nostalgia con la innovación, ya que cuentan con la novedad de poder manejarlos vía bluetooth a través del celular. La acción, vigente a partir del 4 de noviembre, está disponible en todas estaciones de servicio Shell adheridas del país, según precisaron desde la compañía.
Los clientes que sumen 12.000 puntos Shell Box podrán canjearlos por cualquiera de los cuatro modelos exclusivos de la promoción: la Ferrari F1-75, el Hyundai Rally, el Mustang GT y un BMW Hybrid. También podrán acceder quienes canjeen 100 Puntos Shell Box + $32.900 o 4.000 Puntos Shell Box + $20.000.
Programa
Desde su lanzamiento, Shell Box, el programa de fidelidad de Shell, viene creciendo de manera sostenida enriqueciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas, promociones y beneficios en todo el país. Su experiencia 100% digital a través de la App e integral a través del DNI, permite que todos sus usuarios pertenecientes al programa, puedan acumular puntos de manera rápida y segura, acceder a descuentos exclusivos y canjear dichos puntos para vivir experiencias increíbles, destacaron desde Shell.
“Estamos muy expectantes y contentos de poder presentar esta propuesta pensada para toda la familia Shell y rendirle homenaje a la historia de los autitos que todos coleccionábamos en nuestra infancia, pero con un plus tecnológico que impacte en las nuevas generaciones”, expresó Carolina Wood, directora de Marketing de Raízen Argentina, la compañía licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.
Solplanet, una marca de AISWEI Technology Co., Ltd., fortalece sus negocios en el sector energético a nivel global. Con una oferta que incluye inversores monofásicos, trifásicos e híbridos, soluciones de monitorización intuitivas y cargadores inteligentes para vehículos eléctricos, la compañía está captando nuevos mercados.
La expansión de Solplanet en Latinoamérica no es casualidad, sino el resultado de una cuidadosa planificación y ejecución de su estrategia de negocios. Thomas Weile, International Business Development de Solplanet, señaló que la marca ha tenido presente desplegar su abanico de productos en la región desde sus inicios.
“Desde que se lanzó la marca Solplanet, las actividades de nuestra empresa se han ido extendiendo a lo largo y ancho del mundo, contando en la actualidad con una presencia en más de 40 países. El latinoamericano es uno de los continentes que Solplanet siempre ha tenido en su punto de mira», afirmó Weile.
Tras su éxito inicial en Brasil, Solplanet se estableció en 2023 en Chile, consolidando su posición plazas estratégicas de Sudamérica. Y va por más. Actualmente, la compañía está en pleno proceso de selección de aliados estratégicos en otros mercados de la región, según comentó el referente de desarrollo de negocios internacionales de la marca, tienen presente en estas instancias a Colombia, México, Perú, Argentina y Ecuador.
Mercados prometedores y metas ambiciosas
Solplanet ve en Latinoamérica un terreno fértil para la tecnología solar fotovoltaica, gracias a las condiciones climáticas favorables, la creciente necesidad energética y los incentivos gubernamentales.
“La gran mayoría de los países latinoamericanos disponen de las condiciones ideales para la implementación de la tecnología solar fotovoltaica, ya sea por sus horas de radiación solar, por simple necesidad o, por los subsidios que ofrecen los respectivos Gobiernos para fomentar esta tecnología”, consideró Thomas Weile.
En cuanto a las proyecciones para 2025, el referente empresario comentó a Energía Estratégica que prevé un importante aumento en sus cifras de negocios, impulsado por la introducción de una nueva gama de inversores ongrid trifásicos de 250 a 360 kW, destinados al segmento Utility. Este lanzamiento está previsto para 2025 y representa una oportunidad clave para la empresa de fortalecer su presencia en grandes proyectos industriales en la región.
“Auguramos un aumento significativo de nuestra cifra de negocios y de nuestro equipo humano en los próximos años”, añadió Weile.
Productos líderes en el mercado latinoamericano
La gama de productos que Solplanet ofrece en Latinoamérica es amplia y variada, adaptándose a las necesidades de cada mercado. La compañía ya ha presentado una variedad de inversores ongrid e híbridos, tanto monofásicos como trifásicos, junto con soluciones de recarga para vehículos eléctricos. De acuerdo con el portavoz de desarrollo de negocios internacionales de la empresa, uno de los productos que más éxito ha tenido en la región son los inversores ongrid de 1 a 110 kW, especialmente para instalaciones de autoconsumo.
Aquello no sería todo. Thomas Weile también destacó la popularidad de los inversores híbridos con sistemas de almacenamiento, debido a la creciente demanda de soluciones que permitan almacenar energía.
“Por su alto nivel de calidad, aunque también por la facilidad durante el proceso de instalación (puesta en marcha), en Latinoamérica han tenido mucho éxito nuestra gama de inversores ongrid (de 1 a 110 kW) para instalaciones de autoconsumo, así como los inversores híbridos con sus respectivos sistemas de almacenaje (de 3 a 12 kW)», explicó.
Además de la calidad de sus productos, Solplanet ha invertido en ofrecer un soporte técnico local en cada uno de los mercados en los que opera, lo que ha sido clave para su éxito. “Otro factor relevante que es alta y positivamente valorado por nuestros distribuidores e instaladores es el soporte técnico local que ofrecemos en cada uno de los mercados en los que estamos presentes, e incluso en aquellos en los que todavía no lo estamos”, afirmó Weile.
El gobierno de Javier Milei enfrenta diversos desafíos en lo que respecta al sistema eléctrico del país. En primer lugar, deberá atravesar los picos de consumo que se registrarán durante el verano con ayuda de su plan de contingencia. A su vez, a mediano y largo plazo también deberá analizar cómo se dinamizarán las diversas obras que existen para el desarrollo de líneas de alta tensión que se precisan puesto que el sistema se encuentra saturado. En el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming realizado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Flavia Royon, Juan José Aranguren y Julián Gadano debatieron sobre la gestión del gobierno, el impacto de los subsidios energéticos y analizaron cómo queda configurado el nuevo esquema luego de los cambios en la Secretaría de Energía.
Cambios en Energía
Gadano se refirió a la renuncia del ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y consideró que “había un interés por parte de Economía de coordinar más respecto a los objetivos de política macroeconómica. Veo una actitud pragmática en las autoridades del Ministerio de Economía y dentro de esa actitud se está tratando de buscar que todo vaya en línea con el objetivo inflacionario. El equipo energético no pudo llevar adelante las ideas que tenía. Eran ideas para un país ideal”.
Royon advirtió: “Ojo con enamorarse de decir ‘controlo la inflación’ y patear el problema para más adelante. Creo que la Secretaría tiene que estar muy alineada con el ministro de Economía para ser rápidos en la ejecución de medidas. Quedó en un gris sobre el cómo seguir. Se habló de la Canasta Básica Energética (CBE), pero no se avanzó. El decreto de la segmentación terminaba en diciembre del año pasado, pero eso era algo provisorio. No hubo una claridad en cómo se iba a implementar la CBE”.
Mercado desregulado
El objetivo del ex secretario de Energía era ir hacia un mercado desregulado y que haya libre contractualización entre generadores y distribuidores, que el Estado no tenga el rol de interventor. Sin embargo, en la práctica esta fue una medida de difícil aplicación. Aranguren planteó que hubo un problema de diseño organizacional.
“Si vos no nombras a los jugadores de tu equipo y te los pone otro es difícil. Cuando no está alineado el equipo hay inconvenientes. Esta administración en vez de resolver eso, puso un ministro coordinador de Energía y Minería porque a los secretarios los había puesto otro”, indicó el ex ministro de Energía.
Respecto a cómo sortear los picos de consumo del verano, Aranguren planteó que hay que pensar en cómo gestionar mejor la demanda y cómo cubrir un parque que está obsoleto.
El gobierno de Alberto Fernández había realizado en julio del año pasado una convocatoria con el objetivo de sumar 3340 megawatt (MW) de potencia térmica, la TerConf. La licitación se concretó en septiembre y en noviembre se adjudicaron los contratos, pero el gobierno de Milei anuló el proceso. El argumento fue que la adjudicación se había realizada a menos de un mes de la asunción del presidente Javier Milei, lo que resultaba llamativo y “un motivo más que suficiente para revisar el proceso llevado a cabo”.
Aranguren analizó este accionar y sostuvo: “Este gobierno se tomó varios meses para postergar la firma de los contratos hasta que en julio dictó la resolución 151/2024 para decir que los cancelaba. Y a los dos meses y medio sacó unaresolución sobre un plan de contingencia del verano. Es un poco loco”.
El ex ministro puntualizó que el tema estructural está en cómo gestionar la demanda. “No puede ser que la demanda en el pico aumente todos los años entre 900 y 1000 MW y la generación aumente 800, pero con un factor de carga de 45 porque la mayoría es del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER). Siempre le estamos corriendo de atrás. Hay que impulsar mecanismos para que esto no pase”, cuestionó.
¿Cómo resolver esta situación? Aranguren consideró que se debe tener y fomentar un consumo racional de la energía y que se necesita tener eficiencia energética. “Quieren dar una señal de una inflación a la baja y por lo tanto riesgo país a la baja, pero hay un límite porque ahora, probablemente, nos vamos a poner de sombrero el verano con la situación que tenemos”, aseveró.
Royon afirmó que desde las diferentes gestiones se hizo un esfuerzo por la eficiencia energética. No obstante, remarcó que las personas de bajos recursos no pueden cambiar sus electrodomésticos por algunos más eficientes, pero que hoy existe tecnología disponible que en la Argentina todavía no se está utilizando como los medidores inteligentes o las Smart grids, que serían un buen punto de partida.
Subsidios energéticos
Sobre cómo definir una tarifa que permita pagar esas tecnologías, la ex secretaria de Energía expresó: “Hasta que no baje la inflación y el riesgo país va a ser difícil ir a esquemas mucho más desregulados. Nuestra hoja de ruta era que el usuario del Nivel y la industria pagara el costo pleno, pero hoy los estamos subsidiando de nuevo. Hay una visión política sobre la intervención del Estado. Yo creo que este es un mercado de pocos jugadores, regulados, y que tiene que haber una posición del Estado y un cuidado hacia la gente. Yo no veo una Argentina sin subsidios energéticos”.
Gadano marcó que al comienzo de la gestión no hubo claridad de hacia dónde ir, pero que ahora sí. “El mercado energético necesitan ser administrado, tener reglas de juego claras de largo plazo si no va a ser difícil que vengan inversiones. Tenemos que pensar qué tipo de mercado queremos tener. Hay que ir a un sistema en el que no haya segmentos y que se subsidie a quienes no puedan pagar, pero teniendo eso muy definido. No subsidiar a la oferta, sino a la demanda”, consideró.
Aranguren indicó que hay que subsidiar a la demanda, pero no con un precio distinto, sino con el mismo precio y retribuyendo o pagándole en forma directa al que está demandando la energía con una tarjeta, de modo que los consumidores observen en la factura el costo de producir, transportar, distribuir la energía y que exista la posibilidad de que los consumidores cambien su perfil de consumo.
Problemas
Royon y Aranguren analizaron cuáles son los desafíos para establecer políticas de subsidios y determinar a qué sectores otorgárselos. En base a esto, marcaron que uno de los principales obstáculos para poder diseñar una estrategia eficiente es que las bases de datos son inconsistentes.
“En la Argentina tenemos una economía informal. Es difícil ser consistente. El control es complejo. Lo hablé con Rodríguez Chirillo cuando hicimos la transición porque la CBE como concepto me parecía correcta, pero no veía que sea implementable por los problemas que nosotros tuvimos. Es difícil lograr darle esa plata a la gente y que la use para pagar la factura. Para mí era eficiente tener un precio diferencial. La segmentación fue exitosa, pero era temporal. Tenía que terminar e ir a un esquema más consistente. Para mí, deberíamos ampliar la tarifa social, acordar con las provincias”, aseguró Royon.
Gadano consideró que “no puede ser que el 65% de la población argentina reciba algún tipo de subsidio. Estamos mal económicamente pero no somos un país del África subsahariana. Hay gente que está recibiendo subsidios cuando no los necesita. Hay que ir a un sistema en el que el que reciba subsidios esté por debajo de la línea de pobreza de acuerdo a algún indicador objetivo que defina eso”.
Plan de contingencia para el verano
El plan que preparó el gobierno para el pico de consumo que se va a registrar durante los meses de verano se basa en tres medidas centrales. El gobierno pagará una remuneración adicional a las empresas generadoras que garanticen la disponibilidad de máquinas viejas, que suelen estar fuera de servicio. Además, reconocerá una bonificación económica a grandes industrias que dejen de consumir energía en días de mucho consumo domiciliario. Al mismo tiempo, se instalarán unidades móviles de generación en las redes de Edenor y Edesur.
Aranguren realizó un repaso sobre este plan y concluyó que la solución no es seguir manteniendo máquinas obsoletas. “El gobierno está ofreciendo pagar por el no consumo a los GUMA. Esto es un error serio y tiene un impacto en la economía. Normalmente se negocia con las empresas de que hagan paradas de planta en los períodos de mayor demanda. Entre las fiestas y la segunda semana de febrero. Pero no pagándola. Esto se presta a mucho juego y corrupción. Necesitamos tener más capacidad de transporte”, afirmó.
¿Por qué cuesta hacer obras de transporte?
En el debate, Gadano, Royon y Aranguren abordaron las diferentes cuestiones que impiden que en la Argentina se materialicen las diferentes obras de transporte del sistema eléctrico.
“En la Argentina es difícil por el tema macroeconómico, se piensa en cómo repagar la línea. No todas las líneas son iguales. Tenemos un país muy vasto y con baja densidad poblacional, entonces hay líneas que no las puede pagar la demanda. Yo no veo un estado ausente en la expansión del sistema de transporte. Nosotros detallamos las obras que habría que hacer e hicimos el llamado de manifestaciones de interés a privados. Había mucho interés sobre dos líneas. Una creo que se va a hacer íntegramente con aportes privados”, mencionó Royon.
Respecto al financiamiento, Aranguren dijo que el Estado debe resolver la macro para que pueda ingresar capital. “El estado tiene la capacidad de elaborar, vía Cammesa, cuáles son los nodos críticos. El problema es de dónde va a sacar el dinero, salvo que consiga de organismos multilaterales – que hay disponibilidad-por ejemplo, el Banco Mundial o el BID”.
El ex funcionario de la gestión de Cambiemos también expuso que en países grandes como la Argentina, que es el caso de Australia, el 10% de la energía residencial es distribuida (el tipo de generación se conecta a la red de distribución de energía eléctrica y que se encuentra instalada en puntos cercanos al consumo) y que en nuestro país no representa un porcentaje significativo, que sólo hay 30 megas.
“Hoy por los costos de la Argentina, el impuesto PAIS, a ese tipo de generación la repagas en cinco años y medio, pero con una economía ordenada se puede hacer el repago en cuatro años, y eso no solamente resuelve un problema de generación, sino que también te permite evitar o postergar inversiones en transporte porque género donde consumo. Pero las distribuidoras no están contentas con eso, por eso quieren establecer mecanismos de net billing (comprarle al usuario a una tarifa más baja de la que el usuario le compra a la distribuidora) en vez de net mettering (se le descuenta al usuario los kilowatts generados de los que consumió) para cobrar algo distinto”, remarcó Aranguren.
Por último, Gadano expresó que “el sistema de transporte es un problema mundial. La Argentina tiene un problema más profundo que el resto del mundo vinculado a factores locales. Hace años que no se invierte en transporte. Esto va a ser difícil si el Estado no aparece. Va a tener que tener claro que tiene que encontrar un mecanismo para invertir en infraestructura y después recuperarlo”.
M4S, empresa de ingeniería, suministro y construcción del sector energético, continúa con la ejecución de proyectos de energía solar fotovoltaica en Perú, abarcando desde instalaciones pequeñas de 10 kW hasta medianas de 10 MW.
En miras al 2025, José Armando Gastelo-Roque, Business Development Manager de M4S, anticipó que están preparando la ampliación de algunos de sus proyectos más emblemáticos, entre ellos una microrred y una planta fotovoltaica ubicada en gran altitud.
En exclusiva para Energía Estratégica, Gastelo-Roque comentó que la empresa ya está evaluando proveedores de equipos, especialmente en lo relacionado con inversores para las nuevas fases de sus proyectos.
«Estamos evaluando algunos proveedores de los equipos, principalmente a nivel de electrónica de potencia», aseguró.
Uno de los proyectos clave es una microrred instalada en un ecoparque sostenible gestionado por la empresa Ambipar, un grupo brasileño especializado en valorización de residuos.
La microrred, que ha cumplido su primer año de operación, está compuesta por 50 kW de capacidad solar y baterías de 150 kWh, lo que ha permitido cubrir las necesidades energéticas del ecoparque sin depender de combustibles fósiles.
De acuerdo con Gastelo-Roque, M4S ya está trabajando en la ampliación de esta instalación, con planes para llevar la capacidad a 4 MW en su próxima fase.
El segundo proyecto destacado es un sistema fotovoltaico ubicado a casi 5.000 metros sobre el nivel del mar. «Este es el sistema más alto de Perú y probablemente esté en el top 100 de los más altos del mundo», consideró el gerente de desarrollo de negocios de la compañía.
Actualmente, este proyecto tiene una capacidad de 600 kW, pero ya se están evaluando los resultados para su expansión a 3 MW el próximo año.
A pesar de las limitaciones por la altitud, el equipo de M4S ha logrado construirlo en casi dos meses y medio, y reducir de manera rápida y significativa los costos de energía para el cliente, disminuyendo el uso de diésel en una zona donde el costo de transportar el combustible y generar energía puede ser extremadamente elevado. «Generar con solar puede costar 50 dólares por mes, mientras que con diésel es aproximadamente 400 dólares», detalló el especialista.
A lo largo de los próximos seis meses, se evaluará el rendimiento de la planta para determinar si se mantienen los mismos proveedores y equipos en la siguiente fase o si será necesario buscar nuevas alternativas.
«Hemos utilizado inversores Huawei porque aseguran su funcionamiento a más de 5.000 metros, y paneles Trina de 700 W, que son bifaciales de última generación», explicó Gastelo-Roque.
Estos dos proyectos no solo representan avances técnicos importantes para M4S, sino que también reflejan la apuesta de la empresa por soluciones energéticas sostenibles y eficientes en entornos desafiantes. Experiencias que podrán replicar y escalar para atender la demanda de industriales principalmente en el sector de minería, valorización de residuos y oil & gas.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha publicado hoy su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de agosto 2024. Este informe ofrece un análisis detallado de las tendencias energéticas en la región lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.
La inflación energética mensual retoma la tendencia decreciente iniciada en febrero de este año, con un descenso del 30% con respecto a julio, debido principalmente a la caída del precio de petróleo de un 7% entre julio y agosto. En términos generales, de los 20 países analizados 12 presentan una caída en el indicador de inflación energética.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.
La inflación energética anual de América Latina y el Caribe, en agosto de 2024 (respecto a agosto de 2023) fue de 3.36%, experimentando la mayor caída desde inicios del 2024.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.
Por su parte, en los países de la OCDE, la inflación energética cayó significativamente desde un 3.30% en julio hasta un -0.13% en agosto, mientras que la inflación total anual experimenta el mismo comportamiento de caída, pero en menor proporción desde un 5.4% en julio a un 4.7% en agosto. En términos general, 31 países de la OCDE disminuyen en el indicador de inflación energética.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE e información publicada por OCDE.
El organismo regulador rechazó el recurso de reposición de Cox Energía contra anterior Resolución que denegó solicitud de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, reemplazo de proyecto, autorización de suministro de respaldo temporal, apertura de procedimiento de revisión de precio y, subsidiariamente, terminación anticipada por fuerza mayor.
Adicionalmente, la CNE respondió a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que estas solicitaran ante la Comisión el término anticipado de los contratos de Copihue Energía.
Contrato Cox Energía
La CNE emitió la Resolución Exenta N°576, de 30 de octubre de 2024, que rechaza el recurso de reposición interpuesto por la empresa Cox Energía SpA, adjudicataria de la Licitación 2017/01 por 140 GWh al año, en contra de la Resolución Exenta CNE N°401/2024, que deniega solicitudes de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, de reemplazo de proyecto, de autorización de suministro de respaldo temporal, de apertura de procedimiento de revisión de precio de contrato y, subsidiariamente, en caso de denegarse lo anterior, de terminación anticipada de contrato por fuerza mayor.
En el análisis de la reposición la CNE señala que los eventos alegados por el suministrador como fuerza mayor, y que justificarían las pretensiones de este último, no tienen dicho carácter. En consecuencia, la CNE, haciendo un análisis pormenorizado de los antecedentes de hecho y de derecho esgrimidos por el suministrador, ha estimado que corresponde la denegación de lo solicitado por este.
Es relevante indicar que, respecto del procedimiento de revisión de precios establecido en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos, la resolución emitida por la CNE ha sido enfática en señalar que el derecho de solicitar su activación no puede ser ejercido por un suministrador que se encuentra incumpliendo su obligación de suministro desde el 1 de enero de 2024.
Con el pronunciamiento de la CNE y no existiendo recursos pendientes de resolución, corresponderá que las empresas distribuidoras soliciten el término anticipado del contrato por incumplimiento de las obligaciones del mismo.
Contrato Copihue Energía
Mediante Oficio Ordinario N°756, de 2024, la Comisión Nacional de Energía comunicó a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que éstas solicitaran la aprobación del término anticipado de los contratos de Copihue Energía, adjudicataria de la Licitación 2015/01 por 286 GWh al año y filial del Grupo Mainstream Renewable Power Chile.
Lo anterior, por cuanto dichas empresas habían comunicado a la CNE el incumplimiento por parte de la empresa generadora, solicitando pronunciamiento respecto del término anticipado del contrato.
Este caso comenzó en junio del año pasado, cuando la empresa generadora informó al Coordinador Eléctrico Nacional que se veía imposibilitada de cumplir sus obligaciones de pago resultantes de los balances que elabora dicho ente, por lo que este último dispuso el cobro de la garantía entregada por Copihue Energía para participar en el Mercado de Corto Plazo, suspendiendo a la empresa de esta instancia, fecha desde la cual se encuentra en incumplimiento de la obligación contractual de suministro con las empresas distribuidoras.
Con la respuesta de la CNE, se espera que las empresas distribuidoras inicien formalmente el proceso de término anticipado del contrato con Copihue Energía.
Cabe señalar que, a la fecha, las empresas distribuidoras ejecutaron las respectivas garantías de fiel cumplimiento de los contratos, por un total de UF 85.801.
Contrato Energía Renovable Verano Tres
Por su parte, el pronunciamiento de la CNE a un requerimiento presentado por Empresas Eléctricas A.G. señaló que se configuraban también las condiciones para el término anticipado del contrato de Energía Renovable Verano Tres, adjudicataria de 540 GWh al año en la Licitación 2017/01, por los mismos motivos de incumplimiento de proporcionar el suministro según los términos del contrato.
De esta manera, dicho contrato también se encontraría próximamente en condiciones de aprobarse su término anticipado, una vez sea ingresada a la CNE la solicitud por parte de las empresas distribuidoras.
Situación Parque Eólico San Andrés
Adicionalmente, cabe señalar que previamente, en agosto del presente año, la CNE aprobó el término anticipado del contrato del suministrador Parque Eólico San Andrés, adjudicatario de la Licitación 2021/01 con 273 GWh-año e inicio de suministro en 2026, de conformidad a lo establecido en el artículo 135 ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Dicha disposición legal habilita al suministrador a solicitar el término de contrato en caso de que, por causas inimputables al suministrador, su proyecto de generación enfrente condiciones que le tornaran inviable su construcción.
Efecto en tarifas
El efecto del término de los contratos de Copihue Energía, Energía Renovable Verano Tres y Cox Energía, en una cuenta eléctrica residencial tipo representa un alza de aproximadamente 1,1%, debido a que tales contratos contaban con un precio menor al promedio de los contratos vigentes. No obstante, puesto que los suministradores de dichos contratos ya se encontraban incumpliendo con su obligación de suministro, siendo cubiertos por los restantes contratos, el efecto en tarifa ya se encontraba en la práctica siendo trasladado a los clientes por medio de reliquidaciones del precio de la energía, en particular, en la contabilización de saldos del mecanismo de estabilización de precios.
Los mencionados contratos tienen involucradas boletas de garantía previamente presentadas por un monto total aproximado de 22.800 millones de pesos, las cuales van en beneficios de los clientes regulados, por medio de descuentos en la cuenta de electricidad, en caso de ser cobradas por término anticipado del contrato por incumplimiento contractual.
Ciudad de México, Octubre de 2024 – El Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), una de las instituciones más respetadas en el ámbito de la energía solar en México, ha publicado su informe anual sobre la industria de generación solar distribuida. Este reporte, basado en una muestra representativa de 46,000 contratos activos hasta julio de 2024, ofrece un análisis confiable y detallado del mercado mexicano, proporcionando datos fundamentales para la toma de decisiones informadas en el sector.
En esta edición, Growatt se destacó como la marca líder en el mercado mexicano de inversores solares. Según el reporte, Growatt ocupa el primer lugar en la categoría «Top of Mind», que refleja qué marca piensan los consumidores primero cuando se les pregunta por los mejores inversores solares, con una participación del 33.33%. Además, en términos de «Share of Mind», que mide cuántos consumidores conocen la marca cuando se les menciona, Growatt alcanzó un 88%, consolidándose como la opción preferida en el mercado.
El éxito de Growatt en México es un claro reflejo de su compromiso con la innovación, la calidad y el servicio al cliente. Los inversores de Growatt han sido reconocidos no solo por su eficiencia y fiabilidad, sino también por ofrecer el mejor servicio postventa, lo que ha fortalecido la confianza de los usuarios en sus productos. Este posicionamiento muestra el esfuerzo constante de Growatt por entender y satisfacer las necesidades específicas del mercado mexicano, destacándose como un aliado estratégico en la transición hacia energías renovables.
Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, expresó: “México y el mercado latinoamericano en general son de gran importancia para nosotros. Estamos comprometidos en proporcionar soluciones de energía limpia y accesible que ayuden a las comunidades a aprovechar el poder del sol. Seguiremos invirtiendo en innovación y en mejorar nuestros servicios para ofrecer a nuestros clientes en esta región los mejores productos y la atención que merecen. Nuestro objetivo es apoyar el crecimiento de la generación distribuida y contribuir al desarrollo sustentable en América Latina”.
Growatt reafirma su compromiso con el mercado mexicano y latinoamericano, impulsando la adopción de energía solar a través de soluciones tecnológicas avanzadas y un enfoque centrado en el cliente.
Estableciendo un nuevo estándar para la industria del almacenamiento energético global, Trina Storage se convirtió en la primera empresa del rubro en obtener la primera certificación UL Verified Mark del mundo por el rendimiento térmico de sus contenedores de almacenamiento de energía refrigerados por líquido, emitida por UL Solutions, la autoridad de certificación de seguridad reconocida mundialmente. Este galardón destaca la capacidad de innovación de la unidad de almacenamiento del gigante chino Trinasolar y el reconocimiento mundial de la calidad en su portafolio de productos en el sector.
UL Solutions realizó pruebas exhaustivas en los contenedores refrigerados por líquido de Trina Storage, evaluando factores como la precisión del control de temperatura, la eficiencia del intercambio de calor, la estabilidad del sistema y la durabilidad. Los contenedores bajo el dominio de Trinasolar sobresalieron en todas las pruebas, mostrando una eficiencia y estabilidad excepcionales incluso en condiciones extremas.
Al aprovechar la tecnología de refrigeración líquida de vanguardia, se descubrió que los contenedores refrigerados por líquido Elementa gestionan eficazmente la generación de calor durante las operaciones de almacenamiento de energía, lo que garantiza un rendimiento estable y seguro de la batería para proyectos a gran escala en diversas condiciones y locaciones.
En términos de implementación tecnológica, la unidad especializada en BESS integra características de diseño avanzadas en su producto estrella, Elementa 2, que incluyen enfriadores multimodales, estructuras de transferencia y conducción de calor, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura.
Los sensores de temperatura NTC (coeficiente de temperatura negativo, en español) están estratégicamente ubicados en toda la superficie de la celda de la batería, lo que garantiza una monitorización de temperatura completa y precisa. Durante la verificación del rendimiento del control de temperatura, las temperaturas de la superficie de la batería se monitorizaron durante las fases de carga, descarga y reposo. La monitorización en tiempo real de estos procesos reveló una variación de temperatura inferior a 2,5 °C, lo que permite lograr una temperatura de compartimento constante y la estabilidad térmica del sistema.
Además, se observó que la tecnología de gestión térmica demostró un rendimiento excepcional en la uniformidad del flujo de la tubería y la consistencia de la placa de refrigeración líquida, y todos los resultados de las pruebas cumplieron con los estándares de diseño. En comparación con los métodos de refrigeración tradicionales, la estrategia de gestión térmica de la unidad de negocios de Trinasolar extiende el ciclo de vida de las celdas en un 10 %, lo que proporciona una sólida garantía para la estabilidad a largo plazo de los sistemas de almacenamiento de energía.
La certificación “Verified Mark” (Marca Verificada, en español) otorgada por primera vez en el mundo a Trina Storage se concedió después de los estrictos procesos de prueba y verificación de UL Solutions, lo que garantiza la autenticidad y fiabilidad del rendimiento del control de temperatura de los contenedores refrigerados por líquido diseñados por Trinasolar.
Al respecto, Vicente Walker, gerente de desarrollo de negocios de Trina Storage de Latinoamérica y el Caribe, señala: “Trina Storage prioriza la innovación tecnológica y la fiabilidad de los productos, con múltiples productos certificados por UL. Esta última verificación del rendimiento del control de temperatura subraya aún más nuestra experiencia y dedicación por mantener altos estándares en la tecnología de almacenamiento que día a día seguimos innovando”.
En 2024, Trinasolar ubicó una sede de negocios de Trina Storage en Chile, con el fin de abrir más puertas en el mercado del almacenamiento energético de Latinoamérica y el Caribe. Actualmente, la unidad se ha posicionado como un líder regional y mundial en productos y soluciones de almacenamiento de energía, dedicándose a transformar la forma en que se proporciona energía y a ofrecer soluciones de almacenamiento de energía compartidas a escala de red, proyectos de carga integradas de almacenamiento solar y parques industriales con cero emisiones netas, entre otros.
En el futuro, Trina Storage continuará adhiriéndose a una filosofía de desarrollo impulsada por la innovación, explorando y desarrollando constantemente soluciones de almacenamiento de energía más eficientes.
En los últimos meses, el mercado eléctrico mayorista (MEM) se ha consolidado como una opción viable para empresas que buscan reducir sus costos de energía eléctrica. La quita de subsidios a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs) ha convertido al MEM en una oportunidad atractiva para obtener ahorros.
Por este motivo, hemos realizado un análisis comparativo entre la situación de un GUDI y la de un Gran Usuario del MEM (GUMA/GUME) en tres distribuidoras: EDESUR, EDENOR y EPE Santa Fe. Este análisis se basó en un usuario con tarifa de Media Tensión y potencia mayor o igual a 300 KW, específicamente un usuario con una potencia contratada de 1200 kW y un consumo promedio mensual de 600.000 kWh. Los resultados fueron los siguientes:
Los resultados muestran que una migración al MEM puede representar ahorros significativos, especialmente en los conceptos de potencia adquirida e impuestos provincialesno recuperables.
El ahorro en potencia adquirida se debe a que, en el MEM, la tarifa para este cargo es casi 10 veces menor que la tarifa para un usuario GUDI. En cuanto a los impuestos provinciales, el ahorro se debe a que, al migrar al MEM, la base imponible sobre la cual se calculan los impuestos se reduce: mientras que los usuarios GUDI pagan impuestos sobre energía y distribución, los usuarios GUMA/GUME solo pagan impuestos sobre la distribución. Esta situación esta bajo el paraguas de la justicia y veremos si se mantiene o cambia en los próximos meses.
En resumen, en todos los casos analizados se obtienen ahorros alrededor del 10% de la facturación GUDI en el contexto actual
Es importante destacar que la oportunidad de reducción de costos actual se debe a la implementación de la RES. 976/23, en vigor desde febrero de este año. Esta resolución impuso un cargo extra a los GUDIs, basado en la diferencia entre el costo de la energía en el MEM y el precio que paga un GUDI a la distribuidora, eliminando así el subsidio en la energía de los GUDIs e igualando los costos de la energía en ambas alternativas.
Una vez en el MEM, el usuario también puede potenciar los ahorros contratando Energía Renovable o Energía PLUS (en caso de que el usuario posea energía excedente), lo cual no es posible para los usuarios GUDI en el mercado actual.
La propuesta de Energía PLUS permite al usuario obtener un descuento del 5% sobre el valor de la energía respecto del precio monómico de CAMMESA. Los contratos pueden ser fijos o variables, pero, en definitiva, el ahorro ronda el 5%.
Por su parte, con una propuesta de Energía Renovable, cuyo precio en la coyuntura actual ronda los 62 USD/MWh fijos más un promedio de 8,5 USD/MWh de cargos, se lograría un ahorro de entre un 3% y 4%, teniendo en cuenta que el precio monómico de CAMMESA se encuentra en promedio anual en 73 USD/MWh. Esta propuesta, además, colabora con el medioambiente y con los objetivos de sustentabilidad de las empresas.
Por último, cabe destacar que este análisis puede variar según la distribuidora, y cada usuario requiere un estudio particular para determinar los ahorros potenciales. En algunas provincias, como Salta, los ahorros son incluso mayores a los mostrados en este análisis.
Las instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, FMO, FinDev y Proparco, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de U$S 100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.
Actúa como organizador principal FMO, de los Países Bajos, que aportó U$S 30 millones, en tanto que FinDev Canadá, institución canadiense de financiación del desarrollo, y Proparco, filial del Grupo Agence Française de Développement (Grupo AFD), aportaron como prestamistas a esta operación U$S 40 y U$S 30 millones, respectivamente.
Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.
Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), abasteciendo a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.
Genneia se ha asegurado un financiamiento de U$S 100 millones a diez años gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, de quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segundo préstamo, y Proparco, en su primera alianza con la compañía.
Este respaldo refleja el compromiso de estos bancos con el desarrollo sostenible, alineándose con los proyectos solares de Genneia y su contribución a la transición hacia una matriz energética limpia y renovable, se indicó.
Con motivo de la firma del acuerdo se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas, y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad.
Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia.
Asimismo, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.
Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, expresó: “Estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo Genneia, mediante financiamiento sostenido, y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, aportando a la transición energética renovable de Argentina”.
Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá, afirmó “Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables”. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación “añadió.
Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, dijo: “En Proparco estamos encantados de apoyar a Genneia, un actor líder en Argentina comprometido con la transición ecológica del país, junto a FMO y FinDev Canada”.
“Contribuir a aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta”.
“Esta transacción, que fortalece la presencia de Proparco en el sector de energías renovables en Argentina, también es una oportunidad para reforzar la cooperación de Proparco con FMO y FinDev Canada”. agregó.
Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia”.
“El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina”, agregó.
El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.
El 2X Challenge se alinea con el compromiso de Genneia de fortalecer sus prácticas de inclusión de género, donde la igualdad de oportunidades se erige como uno de sus objetivos principales. A través de esta sinergia, la compañía no solo reafirma su compromiso con la equidad, sino que también contribuye a crear un entorno más inclusivo y sostenible, se destacó.
Las tecnologías bajas en carbono suministran en la actualidad un 42% más de energía primaria (32 exajulios) que en 2015, el año del Acuerdo de París, principalmente gracias a factores impulsados por la oferta. No obstante, la demanda de hidrocarburos también creció en 31 exajulios durante este periodo. Frente a este escenario, un nuevo estudio de la consultora Boston Consulting Group (BCG), titulado Turbocharging the Energy Transition by Boosting Customer Demand: Shifting from Should to Want, advierte que abordar tanto la demanda como la oferta, colocando al cliente en el centro de las nuevas soluciones de energía sostenible, podría acelerar significativamente la transición energética.
El análisis plantea que las transiciones centradas en el cliente pueden avanzar entre dos y cinco veces más rápido que las impulsadas exclusivamente por la oferta, y tener, a su vez, un impacto más duradero.
Impacto
El estudio revela que las transiciones centradas en los usuarios pueden tener un impacto en tres sectores clave: los edificios residenciales y comerciales, incluidos los centros de datos; la mayoría de las áreas del transporte; y la industria. Esto es así porque dichos sectores representan el 60% de la demanda energética global y un tercio de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Al mismo tiempo, se benefician de tecnologías ya escalables, políticas gubernamentales e incentivos establecidos, y cuentan con un camino claro para desarrollar productos y servicios atractivos para los consumidores. Algunos ejemplos de esto son los paneles solares fotovoltaicos en India, los vehículos eléctricos en la Unión Europea y Estados Unidos, y las bombas de calor en Europa, los que podrían reducir las emisiones globales relacionadas con la energía en 1.5 gigatoneladas de CO2 equivalente.
En diálogo con EconoJournal, Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG, analizó el escenario y remarcó que los clientes esperan productos y servicios cada vez más sostenibles, pero que buscan ofertas atractivas que traduzcan su compromiso en acciones. También que, para aprovechar esta demanda, las empresas están creando productos y servicios que no solo son sostenibles, sino que también son competitivos en costos.
—¿Cómo cree que las acciones impulsadas en Estados Unidos o en la Unión Europea se podrían replicar en la Argentina teniendo en cuenta en contexto macroeconómico? ¿Cree que sería posible implementar e incentivar iniciativas similares en el corto plazo?
–El contexto macroeconómico de la Argentina ciertamente influye en la velocidad de adopción de productos y servicios sostenibles, con un punto de partida más rezagado y prioridades orientadas hacia la estabilización económica. Aunque el impulso de una transición energética acelerada no es una prioridad inmediata a nivel gubernamental, el sector privado puede liderar la implementación de soluciones específicas como los paneles solares para hogares, donde los beneficios son más claros, como la estabilización de costos, ventas de excesos de energía y la confiabilidad ante cortes. Si bien la adopción de vehículos eléctricos puede ser más compleja en el corto plazo (aún hay mucho que recorrer en términos de hábitos y desarrollo de infraestructura), avanzar en la generación distribuida a través de incentivos y regulaciones claras sí parece factible en el mediano plazo, aunque con impactos moderados en términos de reducción de emisiones.
—¿Cómo lograr productos y servicios que sean más sostenibles y elegidos, por ello, por los clientes? ¿En qué cree que podrían trabajar las empresas para crearlos y que sean competitivos?
–Las empresas deben profundizar su conocimiento de las necesidades de los clientes y ofrecer productos que no solo sean sostenibles, sino también altamente competitivos en costos y desempeño, apostando a la innovación (desde el producto, la experiencia, los servicios adicionales). Como se observó en el caso de los paneles solares en India, las empresas pueden colaborar entre sí para construir una narrativa sólida en torno a los beneficios de rendimiento y costos. Algunas estrategias clave incluyen:
Enfocarse en el costo total de propiedad (TCO) y ofrecer predictibilidad en precios para mitigar la volatilidad.
Mostrar características que alineen la flexibilidad y resiliencia con las necesidades del cliente.
Facilitar una experiencia de usuario sencilla, con una instalación sin complicaciones y comunicación clara.
Construir marcas ligadas a la sostenibilidad, incrementando los atributos positivos.
La colaboración con el sector público también es crucial para acelerar la competitividad en costos, mediante la creación de un entorno regulatorio que fomente la innovación y la adopción de tecnologías sostenibles.
Países en desarrollo y con dificultades económicas
En el análisis de la consultora se exhibe que en países en desarrollo y con dificultades económicas que afectan a gran parte de la población, como la Argentina, el aumento en la demanda de productos y servicios sostenibles podría tardar más en materializarse, dado que el punto de partida está significativamente más rezagado. A su vez, se señala que para que los consumidores argentinos adopten estas alternativas, es fundamental que las soluciones sostenibles sean competitivas en costos antes de observar un cambio significativo en los hábitos de compra, y que la preocupación por el medio ambiente se traduzca efectivamente en decisiones de consumo.
—¿Cómo se podría aprovechar el potencial que tiene la Argentina en cuanto a recursos para impulsar la transición energética centrada en el cliente y lograr un impacto positivo respecto a reducción de emisiones, de Gases de Efecto Invernadero (GEI)?
–La Argentina tiene un enorme potencial en cuanto a recursos naturales para impulsar una transición energética centrada en el cliente. Mientras que el desarrollo de Vaca Muerta continúa posicionando al país en el ámbito global de la energía (con un rol exportador), también es posible comenzar una adopción gradual de tecnologías más sostenibles, impulsada por marcos regulatorios claros y programas de incentivos para los consumidores. Facilitar el acceso a financiamiento para la compra de productos como paneles solares o vehículos eléctricos, junto con iniciativas educativas y comunicacionales que aumenten la conciencia sobre los beneficios de estas soluciones, puede ayudar que la transición sea más accesible y efectiva.
Pasos a seguir
De Lella advirtió que en el país la penetración de paneles solares en los hogares es muy baja, a pesar del alto potencial y que cambiar esta situación requiere incentivos y políticas regulatorias claras. En ese sentido, destacó que algunos programas (como los de generación distribuida en provincias como Santa Fe y Mendoza), han mostrado avances, aunque es necesario seguir mejorando el acceso a subsidios, facilidades de financiamiento, la posibilidad de vender el excedente de energía a tarifas atractivas, y procesos de permisos más ágiles.
—¿Cómo se podría lograr eso? ¿Qué primeros pasos se deberían dar para impulsar el crecimiento del sector y adopción de este tipo de energías?
–Para mejorar la adopción de paneles solares en Argentina, es necesario trabajar en varios frentes, pero es importante reconocer que los resultados no serán inmediatos. Como se ha visto en casos de éxito de otros países como India, el sector privado debe fomentar el diálogo con el sector público para asegurar la implementación de tarifas atractivas para la venta de excedentes de energía y para simplificar los permisos.
Además, es crucial facilitar el acceso a financiamiento a través de programas específicos. A medida que se estabilice el contexto macroeconómico en el país, el enfoque en políticas públicas de transición energética podrá incrementarse, y existen para ellos muchas herramientas implementadas exitosamente a nivel internacional como precios al carbono, financiamiento o subsidios directos temporales, fijación de metas y estándares, entre otros. Los subsidios, sin embargo, deberían mantenerse solo de manera transitoria, hasta que se alcance una masa crítica de adopción.
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
Esta obra ejecutada por Energía Argentina permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de m3 de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.
De esta manera, Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región.
“Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar. Hemos venido para celebrar una obra de esta envergadura, que empezó y terminó en tiempo récord el gobierno de Milei”, señaló el jefe de Gabinete, Guillermo Francos.
Por su parte, el ministro de Economía destacó: “Desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei, el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado. En febrero de este año, por decisión del Gobierno Nacional, se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán.
En esa línea, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora indicó: “Y cuando hablamos de los números, este gasoducto, hablando desde Córdoba, porque hablar desde Córdoba es, por supuesto, bajarle el nivel, porque este gasoducto representa mucho para el argentino. Mucho más que para Córdoba también. Pero para los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia a veces en esas coyunturas que teníamos, y aparte salir para nosotros de algo que todos sabemos que Bolivia ya no va a ser en un par de años tal vez un proveedor fiable, sino que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, con lo cual podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo con Bolivia, sino con Brasil”.
Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint: “Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.
“Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Energía Argentina (ENARSA); el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF. Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
El Gobierno de Javier Milei formalizó este lunes los nuevos aumentos que sufren las tarifas de luz y gas desde el 1° de noviembre. La electricidad se incrementará 2,5%, mientras que el gas lo hará en 2,7%, según quedó establecido a través del Boletín Oficial.
En ambos casos, las subas estarían por debajo de la inflación esperada con el fin de no meter presión en los precios. Sin embargo, el precio final dependerá de los niveles de consumo de cada caso y de la categoría del usuario.
“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”, reflejan las resoluciones 905/2024 y 906/2024, correspondientes a Edenor y Edesur, respectivamente.
Los documentos, firmados por Darío Arrué, expresan también que “el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6%”.
Todo esto, porque para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, después de postergarla en los meses de mayo, junio y julio, respectivamente.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto Nº 465 de fecha 27 de mayo de 2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se indicó en los considerandos.
En paralelo, se estableció que a partir de las 0 horas del 1 de noviembre de 2024, el valor de la tarifa media asciende a 109,753 $/kWh y se aprobaron las tarifas de usuarios residenciales que se deberán aplicar a los clubes de barrio y del pueblo que integran un listado confeccionado por el Ministerio de Turismo y Deportes, y entidades de bien público.
Suba en el gas
Por su parte, la Resolución 737/2024 del Ente Regulador del Gas aprobó los cuatros tarifarios a aplicar por Metrogas que comenzarán a regir desde este lunes.
El incremento de 2,7% se compone del precio del gas en sí (denominado PIST), que se incrementa a la par del dólar oficial, y los cargos de transporte y distribución (VAD o valor agregado de distribución), que subirán 3,5%.
“Para el caso de que la entrada en vigencia de la presente Resolución se produzca durante el transcurso de un período de facturación, será de aplicación lo dispuesto en el Punto 14 (k) del Reglamento de Servicio de Distribución, aprobado por Decreto N° 2255/92 (T.O. Resolución ENARGAS N° I-4313/17 y sus modificatorias)”, aclaró el documento.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, estableció los precios mínimos de adquisición del biodiesel y del bioetanol para su mezcla obligatoria con combustibles fósiles durante noviembre de 2024, mediante las resoluciones 16/2024 y 17/2024.
Según la Resolución 16/2024, el precio del biodiesel se fijó en $1.023.649 por tonelada. Esta normativa, vigente desde su publicación en el Boletín Oficial, establece un plazo de pago de hasta siete días corridos a partir de la fecha de la factura correspondiente.
Por su parte, la Resolución 17/2024 determinó los precios del bioetanol: $683,305 por litro para el bioetanol a base de caña de azúcar y $626,273 por litro para el de maíz. Ambos precios regirán hasta que sean reemplazados por nuevos valores. El pago de estas operaciones deberá realizarse en un máximo de 30 días corridos desde la emisión de la factura.
Estas medidas buscan ajustar los precios a los costos reales de producción y prevenir distorsiones en los precios del combustible, en línea con la Ley N° 27.640.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación fue sede de la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.
Participaron representantes de esa área en conjunto con Jefatura de Gabinete, CAMMESA, ENRE, las asociaciones ATEERA, AGEERA y AGUEERA y las empresas distribuidoras Edesur y Edenor.
El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano.
Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo.
Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.
De esta manera, el Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda.
La Fundación Encuentro calculó que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas de la época de más calor del año en Argentina, más del doble de lo que estimó el Gobierno de Javier Milei.
De cara a un verano en el que se espera, según el Servicio Meteorológico Nacional, que la provincia de Buenos Aires sea la que más “sufra” el calor, ahora un informe de la fundación vinculada a Sergio Massa aseguró que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas en el inicio del 2025, pero que los problemas se podrían repetir en 2026 y 2027. Cabe destacar que la administración libertaria estimó que el faltante para este verano será de 1.000 MW.
Alcanzar una oferta de “31.771 MW sería un escenario realizable como está el sistema de transmisión hoy pero que no ocurrirá porque los países vecinos tendrán oferta limitada para exportar por probables sequías y altas temperaturas en sus países, a lo que se suma la indisponibilidad de Atucha I hasta 2027”, indicó el informe.
EL VERANO LLEGA CON AJUSTES. Este verano, Argentina enfrentará un grave déficit energético: faltarán 2,500 MW para cubrir la demanda eléctrica proyectada. #Energía#Verano2025#crisisenergetica
En esta misma línea, planteó que “este verano el Gasoducto Néstor Kirchner operará a la mitad de su capacidad disponible por dos motivos”. Pero los problemas, podrían extenderse a los meses de calor de los próximos años: 2026 y 2027.
Como parámetro de análisis, el faltante de 2.500 MW para cubrir el pico equivale al consumo promedio de 3.125.000 hogares de cualquier parte del país en la franja horario de alto consumo en verano de 14 horas a 24 horas durante olas de calor. Aunque también podría ser el equivalente al 100% del consumo total de potencia declarada por los Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (todo tipo de industrias, shoppings, aeropuertos, mineras, etcétera), que compran directo a CAMMESA.
Por un lado, el informe señaló que “cuando se realizó la masiva instalación de parques eólicos y solares entre 2016 y 2019 mediante la monetización de contratos muy rentables no se previeron y realizaron las obras de transmisión (líneas eléctricas y estaciones transformadoras) lo que impide actualmente evacuar sin restricciones toda la potencia disponible del sistema a la vez, con lo cual como la energía eólica y solar no se puede almacenar entonces hay que despacharla y se restringe el despacho de la potencia térmica y el resto disponible.
En segundo punto indicaron que “el Gobierno actual de Milei anuló la adjudicación de 3.000 MW térmicos a gas natural del Programa TERCONF adjudicados en noviembre 2023 de los cuales una parte hubiese ingresado durante este verano y el resto antes de junio de 2025. Esta potencia se iba a instalar directamente en los puntos críticos del sistema a los que por las restricciones comentadas del sistema de transmisión no se puede llegar actualmente con más energía”.
En ese sentido, Encuentro afirmó que “al momento de la asunción de Milei los 3.000 MW estaban adjudicados listos para firmar contratos y se preveía una parte ingresar en los próximos meses y el resto antes de junio de 2025. La gestión de Milei anuló la licitación” y eso termina influyendo de manera directa en la cantidad de energía disponible para el verano.
“Esta decisión no solo afecta este próximo verano porque una buena parte de los 2.500 MW que faltarán para cubrir el pico podrían haber sido abastecidos sino que al día de hoy no hay licitación de nueva potencia térmica ni de obras de transmisión (líneas y estaciones transformadoras), por lo que se verán afectados también los veranos 2026 y 2027”, agregó la organización
Una comitiva liderada por el embajador de la Unión Europea (UE) en la Argentina, Amador Sanchez Rico, visitó las instalaciones del megaproyecto de cobreLos Azules en la provincia de San Juan. También participó Rodrigo Perez Graciano, director General del Grupo Stellantis en Argentina, la automotriz que acaba de aumentar su participación del 14,2% al 19,4% en McEwen Copper, la empresa que desarrolla el proyecto.
El embajador de la UE expresó: “venimos a explorar, analizar y seguir profundizando sobre posibles inversiones europeas en un material estratégico como es el cobre. En este caso, venimos a conocer Los Azules, que tiene además una participación europea del conglomerado Stellantis y venimos a eso: a conocer qué es lo que Argentina tiene para ofrecer a la Unión Europea”.
Los Azules fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence (2022). Tiene un valor presente neto (VPN) después de impuestos de US$ 2.700 millones, una vida útil de casi 30 años y está ubicado cerca de la frontera con Chile.
Visita
La comitiva recorrió las instalaciones de la mina “para conocer de primera mano el avance del proyecto y su potencial para posicionarse como un actor clave en la transición energética global”, informó McEwen.
Del recorrido por Los Azules participaron también la jefa de Cooperación de la UE, Ilse Monique Alberta Cougé, y el asesor de la UE, Juan Eduardo Barrera. Los recibieron el VP de McEwen Copper y Gerente General del proyecto de cobre, Michael Meding, el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, y el secretario de Gestión Ambiental y Control Minero, Roberto Moreno.
“Estamos ante una oportunidad única para Argentina, no solo para fortalecer la industria minera, sino para contribuir al abastecimiento de cobre necesario para la transición energética”, afirmó Michael Meding durante el encuentro.
Recorrieron la zona de mayor mineralización y el área destinada al leach pad (plataforma de lixiviación), “donde recibieron información detallada sobre la planificación y la capacidad productiva del yacimiento”.
“Los Azules no solo será el primer proyecto en producir cátodos de cobre en Argentina, sino que también tiene el compromiso de operar con una huella hídrica reducida y alcanzar la neutralidad de carbono para 2038”, subrayó McEwen Copper.
Los Azules, considerado uno de los proyectos de cobre más importantes del mundo, tendrá un rol central en el crecimiento de la industria nacional. “Con una producción proyectada de 175.000 toneladas de cobre por año, el proyecto no solo cubrirá parte de la creciente demanda local, sino que también contribuirá al mercado global, donde la electromovilidad y el sector automotriz demandarán volúmenes crecientes del metal para 2035”, afirmó la minera.
Los recursos hidrocarburíferos hallados a lo largo del territorio argentino han generado, con el correr del tiempo, diversos beneficios para la Nación, sus industrias y el bienestar y confort de la vida de sus habitantes. Su disponibilidad y aprovechamiento han contribuido decisivamente en el desarrollo de las distintas economías regionales.
La actividad hidrocarburífera genera diversos impactos o afectaciones territoriales, económicas, sociales, geopolíticas y ambientales en las distintas regiones productivas de la República Argentina que pueden ser positivas o negativas en función de su resultado. Uno de estos impactos es la influencia, progreso y desarrollo socio económico regional a partir de la propia actividad extractiva.
Gracias a dicha actividad, se produce en el territorio la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y el impulso de la actividad económica motorizada por los altos ingresos salariales de los trabajadores respecto de la media y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Dicha generación de ingresos representa una inyección de masa de dinero en las regiones que impacta de forma positiva a nivel nacional, provincial, social, económico y geopolítico.
Por su parte, cuando aumenta la captura de renta petrolera de las empresas a través de un precio alto respecto de su costo, ello conlleva a un aumento de producción. Dicho aumento genera nuevos puestos de trabajo que demandan mayor infraestructura, bienes y servicios generando así la llegada de nuevos comercios y empresas de servicios. Así, aumenta el número de habitantes en la región.
También, suministra un recurso energético esencial para el desarrollo integral de la Argentina, pudiendo incluso generar exportaciones que permitan el ingreso de divisas en caso de que haya excedentes respecto del abastecimiento interno.
Diversidad productiva regional
Ahora bien, la diversidad productiva regional en la Argentina es un factor que incide en la influencia, progreso y desarrollo que generan las explotaciones hidrocarburíferas en su territorio. Esto hace que los escenarios de desarrollo regional sean diferentes según la diversidad productiva que exista.
Se debe diferenciar entonces entre aquellas localidades que teniendo históricamente una economía reducida, de pronto experimentan un crecimiento en su actividad económica por la explotación hidrocarburífera, como es el caso de Añelo en la provincia de Neuquén, y las que ya contaban con una actividad productiva importante, como es el caso de Allen, en la provincia de Río Negro, que previamente a dicha explotación tenía una significativa producción agrícola de frutales en la economía del Alto Valle del Río Negro. Ambas localidades se encuentran ubicadas en la cuenca Neuquina y están emplazadas sobre Vaca Muerta.
Lucas Panno, abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.
En ambos supuestos, la llegada de la actividad hidrocarburífera revoluciona el territorio provincial generando un movimiento socio económico repentino que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad petrolera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas hidrocarburíferas. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas, cloacas, etc.).
También, son afectadas la infraestructura y prestación de servicios en estas localidades ya que se ven saturadas si no se realiza una adecuación en forma previa. Por su parte, hay un impacto positivo para las provincias productoras debido a que, como consecuencia de la mayor producción, perciben mayores ingresos por cobro de impuestos.
Impacto de la actividad hidrocarburífera
Ese boom socioeconómico regional generado a partir de la actividad hidrocarburífera puede impactar económica y culturalmente en la vida de los habitantes locales, debido a la mayor intensidad de actividades económicas que comienzan a desarrollarse en el territorio y la gran inmigración de personas con nuevas costumbres y aspiraciones socioeconómicas. Esta situación puede perjudicar el desarrollo de algunas actividades preexistentes al punto de llevarlas al borde de la desaparición. Tal es el caso de la trashumancia en algunas regiones de la provincia de Neuquén y la fruticultura en las chacras del Alto Valle del Río Negro en el entorno de Allen.
La demanda incrementada por la inmigración de trabajadores y sus familias rápidamente supera la oferta de bienes y servicios existentes, lo que genera tensión y estrés no sólo para los recién llegados sino también, y, sobre todo, para los pobladores locales. Por lo general esta situación no potencia otras actividades económicas además de la propia actividad hidrocarburífera, generando una sobrecarga en la infraestructura y servicios existentes. Frente a esta situación, estos grupos poblacionales se vuelven dependientes de una o algunas de las actividades económicas regionales de las cuales la principal es la hidrocarburífera.
Esta dependencia vuelve a las regiones más vulnerables frente a escenarios de reducción o cierre de operaciones de empresas petroleras en sus territorios. En cambio, la diversidad productiva permite que estas se sostengan en base al ingreso económico y crecimiento social que generen otras actividades productivas.
Puede suceder también que el desarrollo de nuevas actividades productivas se vea condicionado frente a la rentabilidad de la propia actividad hidrocarburífera por lo que su inicio y posterior desarrollo muchas veces no es del todo apetecible ni tentador. En otras palabras, dado que la actividad extractiva genera buenos ingresos para los obreros petrolíferos y también para las empresas de servicios, resulta un verdadero desafío la proliferación de otras actividades distintas teniendo en cuenta que los ingresos no son equivalentes.
Desarrollo regional
En virtud de la situación planteada, se considera que las explotaciones hidrocarburíferas deben ser un punto de partida a la hora de hablar de influencia, progreso y desarrollo regional que permita a las regiones de la Argentina nutrirse y desarrollarse con diversas fases productivas. Así no se volverán vulnerables frente a eventuales escenarios de cierre de operaciones ya que no dependerán exclusivamente de dicha actividad extractiva. Un ejemplo de esta situación son los denominados “pueblos fantasmas”. Son territorios en los cuales en un comienzo hubo un boom en el desarrollo poblacional producto de la llegada de la actividad hidrocarburífera y se volvieron tan dependientes de dicha actividad que frente a su cierre quedaron despoblados.
Para mejorar esta situación, el desarrollo regional no debe depender únicamente de la actividad hidcrocarburífera sino que, sobre la base de esta, debe generar nuevos y distintos polos de desarrollo económico y productivo. La dependencia de una sola actividad como la petrolera vuelve a los grupos poblacionales más vulnerables frente a eventuales cierres parciales o totales de operaciones. Frente a esta cuestión y para que no se dé el fenómeno conocido como “pueblo fantasma”, lo recomendable es fomentar la diversidad productiva regional, tanto de las localidades de producción hidrocarburífera como de las localidades cercanas.
Esta diversidad productiva debe profundizarse y ampliarse para potenciar los beneficios económicos derivados de la explotación petrolera. Se considera que el desarrollo debe consistir en diversificar la matriz productiva regional en lugar de centrarse en los ingresos por regalías que tienen un determinado tope, ya que estos dependen significativamente del precio que el Estado Nacional les fije al gas y al petróleo en el marco de su competencia. Por su parte, para motivar el desarrollo regional debe propenderse a alentar inversiones para la explotación hidrocarburífera en el territorio argentino, como así también a la instalación y prestación de bienes y servicios de todo tipo. Para ello, es esencial que existan un plan y políticas gubernamentales uniformes junto con un escenario de confianza sobre la base de la seguridad jurídica.
Sin perjuicio de que el escenario ideal es el desarrollo de actividades económicas alternativas, existen medios como por ejemplo los fondos anticíclicos que permiten, en caso de una caída de la actividad por repercusión del precio del mercado externo, darle cierta contención socioeconómica a la actividad regional. Estas medidas tienen que ser sostenidas a través de los sucesivos períodos de gobierno para que se consoliden.
Cabe destacar que la diversificación de la matriz productiva regional antes mencionada como mecanismo de sostén socioeconómico, muchas veces no es viable porque hay otros sectores como por ejemplo el turístico y ambiental de la zona que podrían no ser compatibles con la petrolera. Es así que las actividades que se desarrollen en las localidades además de ser conciliables con la petrolera, deben ser sustentables y tener una visión regional de conjunto e integral. Dicha concepción tiene su andamiaje en el concepto de mirada socio ambiental sustentable donde las demás actividades regionales deben acompañar la explotación hidrocarburífera y no restringirla o anularla. Además, debe existir “confianza” entre la sociedad y el Estado para que las actividades sean sustentables y aceptadas socialmente.
Ahora bien, de las cuencas hidrocarburíferas de la Argentina en explotación, la Neuquina se ha ido posicionando con el correr del tiempo como el epicentro de la industria petrolera del país, actualmente muy concentrada en los yacimientos de la formación de Vaca Muerta. Se encuentra conformada por regiones de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste).
Si bien en dicha cuenca la actividad hidrocarburífera es la principal, no es la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, fruticultura, etc. Asimismo, la proliferación de estas actividades produce un impacto positivo ya que vuelve menos vulnerables a las regiones en las que se desarrollan ayudándolas a reducir el impacto frente a la eventual disminución y/o cierre de operaciones de la propia actividad hidrocarburífera.
Proyecto de LNG
En la actualidad, se encuentra bajo tratamiento el impulso del proyecto denominado ARGLNG para la instalación de una planta de gas natural licuado (GNL) en el territorio de Punta Colorada de la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro. Dicho proyecto consiste en la construcción de una planta de licuefacción de gas extraído de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Asimismo, es el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme de la Argentina tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.
Por su parte, tal decisión de política nacional es una oportunidad única para el desarrollo de la región patagónica, promoviendo la descentralización y fortaleciendo el federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre el Estado Nacional y las provincias productoras.
La elección de Punta Colorada, en la localidad de Sierra Grande, revitalizará el puerto de la región actualmente en desuso y aprovechará la proximidad con los yacimientos de Vaca Muerta, optimizando así la logística y reduciendo los costos de transporte.
Asimismo, el proyecto representa un plan estratégico de federalización uniforme e industrialización del territorio argentino a partir de la descentralización de inversiones significativas hacia regiones históricamente postergadas.
Así, la provincia de Río Negro se verá beneficiada con la creación de empleo, impulso de desarrollo tecnológico y la mejora en la infraestructura regional. Ello generará la instalación de comercios, empresas y servicios profesionales. También, se desarrollarán el transporte y los servicios públicos y sanitarios coadyuvando al logro de una mejor calidad de vida para los habitantes de la región. Esto no es otra cosa que ampliar y diversificar la matriz productiva regional de Sierra Grande posibilitando su desarrollo regional.
Cabe destacar también la existencia del acompañamiento provincial de Río Negro a esta decisión del Estado Nacional con miras al logro de dicho principio de federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y las provincias, establecido por la Constitución Nacional y refrendado en numerosos fallos judiciales por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. Esto significa reconocer y bregar por un escenario donde exista un plan hidrocarburífero macro uniforme, decidido por el Estado Nacional, con la cooperación provincial.
Ahora bien, la actividad hidorcarburífera está basada en una sinergia entre Estado – Empresa que genera beneficios para el territorio que se ven reflejados en algunos sectores más que en otros. Por ello, la cuestión está en analizar qué sucede con la porción provincial que no se ve beneficiada por dicha sinergia entre Estado – Empresa. Aquí existen dos caminos.
El primero, un traslado de una porción del beneficio que genera la actividad hidrocarburífera a aquellos sectores que no se ven beneficiados intentando alcanzar un piso de referencia provincial. El segundo, quizás más virtuoso que el primero, destinar parte del beneficio de la propia actividad petrolera sólo como punto de partida para promover actividades que generen ingresos para ellas mismas en otras áreas provinciales buscando la diversidad productiva regional. Este último caso permitirá no asfixiar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera forzándola a ser una especie de “subsidio” para la región, sino que será el puntapié inicial para que luego dicha región se sostenga a si misma sin restringir libertades y beneficios de la propia actividad petrolera.
Las decisiones acerca de cómo se trasladan recursos del área geográfica que se ve beneficiada por la actividad hidrocarburífera al área no beneficiada por esta es una cuestión que compete a quien administra la provincia, es decir, su gobernador provincial. La administración de turno (poder ejecutivo provincial) es la que planifica, decide y ejecuta políticas gubernamentales provinciales para el desarrollo de su territorio. Entre las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén es la que lleva la delantera.
Hoy en día, la provincia de Neuquén se consolida como una de las provincias productoras de hidrocarburos de la cuenca Neuquina cuya explotación se afianza a lo largo de su territorio. Su economía sustentada en dicha actividad genera numerosos procesos inmigratorios y asentamientos urbanos hidrocarburo dependientes que conviven muchas veces con comunidades originarias y el ambiente. Esta comunión de idiosincrasias muchas veces da lugar a diferencias en distintas áreas.
Asimismo, dicha provincia ha logrado un avance tecnológico que le ha permitido una penetración en Vaca Muerta para explotar hidrocarburos, avance que aún no han alcanzado otras provincias de la cuenca Neuquina. Esto ha sido gracias a que la provincia ha promovido un despliegue institucional y técnico para promover y desarrollar inversiones. Fuera de Neuquén, en el resto de las provincias de la cuenca Neuquina, aún se advierte un desarrollo hidrocarburífero que muchas veces no ha sido acompañado por decisiones técnicas e institucionales.
Cabe destacar también que en la época de franco declino de la producción hidrocarburífera convencional (año 2014), Neuquén se enfocó en la explotación no convencional (shale gas y tight gas) como medio de reactivación regional de su industria petrolera. Para ello, sus distintos productores de hidrocarburos se capacitaron, inclusive en el extranjero, con la idea de fomentar la explotación no convencional en su territorio. Esto generó que cuando llegó el momento histórico de comenzar su aprovechamiento, dicha provincia se encontrara mejor posicionada con respecto a otras para encaminar su producción hacía el no convencional.
Explotación de recursos
De ahí que la explotación de hidrocarburos no convencionales enfocada en Vaca Muerta tuvo su epicentro en la provincia de Neuquén y no en otras provincias de la cuenca Neuquina, porque ésta ya contaba con calidad técnica y un andamiaje organizativo institucional enfocado en su explotación. Cabe destacar que tanto la dirigencia como la sociedad neuquina están a favor de la explotación privada de hidrocarburos. Por otra parte, el hecho de que la provincia de Neuquén disponga de un fondo anticíclico como el Fondo de Estabilización y Desarrollo de la Provincia de Neuquén (FODEN) sin dudas aliviará aún más situaciones de crisis (eventual caída de producción y/o cierre de operaciones). Esta es una medida que las demás provincias de la cuenca podrían replicar.
En conclusión, de las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica. Dicha solidez institucional se ve reflejada también en el acompañamiento de la política provincial por parte de los actores (gobierno provincial, empresas, sindicatos, ciudadanía, etc.) mediante la aceptación de normas para la explotación hidrocarburífera en la región.
En este aspecto, la política de Neuquén es una política de estado provincial que no sólo se centra en la actividad hidrocarburífera sino en la búsqueda de un desarrollo regional íntegro de todo el territorio provincial. Así, en los puntos 14, 17 y 24 del “Programa de Acción Política” de la Carta Orgánica del partido político más importante de la provincia -el Movimiento Popular Neuquino (MPN), fundado en el año 1961- queda definida una política de Estado provincial, de desarrollo regional íntegro del territorio neuquino, con basamento en las diferentes áreas y recursos naturales de la provincia, propiciada por dicha fuerza política.
Por su parte, cuenta con el denominado Consejo de Planificación y Acción para el Desarrollo (COPADE) como organismo institucional encargado de planificar, diseñar y generar políticas públicas que promueven el desarrollo estratégico sostenible como así también busca continuar protegiendo actividades típicas de idiosincrasia provincial, como es el caso de la trashumancia.También, ha sido pionera en el manejo de las relaciones con los pueblos originarios que habitan su territorio a través de una estructura organizativa institucional, que busca lograr un entendimiento e integración de dichas comunidades a la vida socioeconómica provincial.
En función de ello, el modelo institucional neuquino debería servir como ejemplo útil para el resto de las provincias productoras en el abordaje de sus políticas provinciales hidrocarburíferas y búsqueda de diversificación de sus matrices productivas regionales basándose en el principio del federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y provincias.
La Ley Bases introdujo diversas modificaciones en la Ley 17.319 de Hidrocarburos. Uno de los cambios más sustanciales fue el que afectó al artículo 6, que históricamente privilegió las necesidades de abastecimiento del mercado interno por sobre la exportación de petróleo y gas. El objetivo del Gobierno, mediante estas modificaciones, fue poner en pie de igualdad al mercado interno y el de exportación. Frente a este escenario, en el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming impulsado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Juan José Carbajales, Nicolás Gadano y Javier Rodríguez Galli advirtieron sobre los cambios que introduce la nueva normativa y el impacto que tendrá en el sector.
Carbajales aseguró: “Estamos ante un cambio disruptivo en la regulación, cuyas dimensiones todavía no tomamos. La Ley de Bases, que tardó seis meses en salir, tiene un capítulo que es una revolución copernicana. Pasamos a privilegiar la seguridad de abastecimiento, a maximizar la renta y derogamos toda indicación a la búsqueda del autoabastecimiento. Cuando hablamos del artículo 6 se trata de eso, de producir mis propios recursos, con mis fuentes, para satisfacer mi propia demanda”.
El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación planteó que ahora la nueva regulación impulsa la libre exportación y libre fijación de los precios. No obstante, remarcó que “hay restricciones. La primera es la no objeción, pero también en estos seis meses de peloteo entre las cámaras legislativas desapareció el artículo que decía que las empresas estatales (YPF y Enarsa) iban a fijar sus precios de comercialización de productos. Decía que iban a ir a la paridad de exportación o importación, según sea el caso. Y eso desapareció. Era lo que marcaba el ir a pleno acople con los valores internacionales. Y eso no está hoy”.
Sobre este punto, Gadano sostuvo que esta cuestión estaba presente en la redacción original de la Ley Bases y consideró: “Para mí era una respuesta vulgar y mal diseñada a un problema que tenemos que es el uso habitual de YPF como una herramienta de fijación de precios. Algo que es malo para la petrolera y para los hidrocarburos. Era una barbaridad que en una Ley de Congreso se fije la política de precios de una compañía”.
Intervención sobre los precios
El artículo 6 es fundamental porque establece cuándo el Estado puede intervenir el Estado sobre los precios locales de petróleo. En la Ley Bases se establece que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno (…) los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
Una vez que se reglamente, se detallará cómo funcionará el proceso para que las empresas refinadoras puedan objetar un contrato de exportación de petróleo presentado por una compañía productora. Las refinadoras contarán con un plazo de 30 días para hacerlo y tendrán que fundar técnicamente su planteo.
Sobre la no objeción, Carbajales marcó que la reforma del artículo 6 le sigue dando al que hace la política pública un cierto grado de discrecionalidad. A su vez, reparó en la demora en la reglamentación en los artículos vinculados a la Ley 17.319 y planteó que “si bien es un plazo corto, de 30 días, es llamativo que ese artículo todavía no haya sido reglamentado. Esta demora indica que la no objeción no es una pavada, que hay que tener algún mecanismo de amortiguación”.
“Hay volatilidad. Si uno va a precios internacionales, a libre exportación, a contratos a largo plazo, a ser tomador de precios, después va a poder trasladar eso al surtidor, a la tarifa. Ahí se están jugando muchas cosas. Y eso demora la resolución”, puntualizó el ex subsecretario de Hidrocarburos.
Galli también analizó el impacto de la no objeción y expresó que “debe operar como una restricción excepcional de última instancia. Todo el espíritu normativo es de una profunda liberalización. No hay que tentarse con el decreto reglamentario y querer ir a una norma de ejecución. Se tienen que preservar los principios de la ley de libre comercialización y exportación. La política pública deberá establecer los mecanismos para realizar esa transición”.
RIGI: ¿Qué pasa con Neuquén?
En el debate, que puede verse en YouTube, Carbajales advirtió que el artículo 6 tiene otra derivación que está pasando por debajo del radar. En ese sentido, exhibió que cuando estaba en agenda la discusión sobre instalar el puerto de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca o Río Negro, uno de los temas era que sin RIGI no se iban a materializar esas iniciativas y que las provincias iban a tener que adherir. “El proyecto de GNL es integral, pero está faltando el origen que es la provincia de Neuquén que al día de hoy no adhirió al RIGI porque, y lo ha expresado públicamente el gobernador, están esperando la reglamentación del artículo 6”, remarcó el titular de la Consultora Paspartú.
¿Por qué esto es importante para la provincia si la exportación la maneja la Nación? Carbajales explicó que cuando uno exporta debe pagar derechos de exportación y eso reduce el precio percibido y las provincias cobran menos regalías. También que “otra lectura podría ser que si esa reglamentación se pone muy intervencionista puede llegar a ralentizar la producción en Vaca Muerta, por la no objeción”, destacó
Maximizar la renta
La modificación del artículo 6 plantea dejar de lado la primacía del suministro del mercado interno de petróleo y gas por sobre el de exportación. A su vez, entre sus objetivos, está la particularidad de maximizar la renta.
“Las dueñas de los recursos son las provincias y en particular una, Neuquén, por eso yo no entiendo lo que se agregó en la Ley de que una de las metas sea maximizar la renta. Que Neuquén, en su ley provincial, tenga como objetivo maximizar la renta de su recurso lo entendería, pero la política energética de un país tiene objetivos de seguridad energética, asequibilidad, medio ambiente, no de maximizar la renta. Porque maximizar la renta lleva a una combinación de P×Q que no es competitiva. Que es un Q más bajo y un P más alto. ¿Por qué esto sería bueno para la política energética nacional que tiene que velar por, en condiciones razonables de eficiencia y competencia, que el costo de la energía para el país sea el más bajo posible y no el más alto?”, cuestionó Gadano.
Regalías
Rodríguez Galli habló sobre las discusiones que se abren respecto a los cambios que propone la Ley Bases y aseveró: “Hay una discusión sobre las regalías. Yo creo que en el momento de la reforma de la Ley 27.007 en 2014, antes del desarrollo de Vaca Muerta, fue muy importante la estabilización del govermental take, es decir, la parte que se lleva el gobierno de la renta petrolera. Esa discusión, que fijaba las regalías al 12%, daba mucha tranquilidad. Hoy reabrimos una discusión que estaba cerrada porque ahora estamos yendo a un esquema de regalías del 15%, pero en las nuevas concesiones las regalías van a ser las de su adjudicación. Se va a abrir una caja de Pandora”, advirtió.
¿Qué podría llegar a pasar? Galli aseguró que se deben separar las viejas concesiones de las nuevas. “Cuando vengan las nuevas concesiones entrará la formula nueva de regalías. Ahí es donde se va a tener que negociar con cada provincia ese 15% más, menos y se va a competir por ese diferencial. Esto le quita seguridad jurídica”, marcó.
Gadano sumó que el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, fue una de las personas que más influyó en la redacción de la Ley Bases y que tiene una visión muy distinta, a lo que está planteado, respecto a las prórrogas, a cómo otorgar las concesiones, los permisos. “Me parece que esto introdujo cierto ruido en el govermental take. Lo que entró en la nueva Ley es una idea económica distinta que plantea que se compita al momento de pedir el permiso, cuando hay muy poca información. Que se compita ofreciendo regalías para que una parte mayor de esa renta se la lleve el Estado». Es una visión teórica que rompe con la tradición. Me pregunto si las provincias lo van a llevar adelante”, consideró Gadano.
El rol del Estado
Gadano resaltó que el mercado de gas natural y del petróleo tienen una manera de funcionar distinta y que, hasta el momento, todo parece haberse discutido en función del petróleo. “Hubo un momento en el que nos volvimos deficitarios en gas desde que cayó la producción convencional y la Argentina tuvo que recurrir al Plan Gas. En todos esos casos, el Estado tuvo que intervenir en la fijación de precios. Aun cuando avancemos a un escenario de mayor producción de gas, el mercado de gas argentino por la configuración de los gasoductos, por el cómo se transporta el gas de las compañías, demandará más tiempo hasta lograr ser competitivo”, aseguró.
Frente a esto, Gadano opinó: “Ojo que una legislación muy pro competencia y de exportación de la cadena del crudo y los derivados no es lo mismo que la del gas en la que creo que el Estado Nacional tiene que tener más facultades. Más allá de que uno tenga una visión exportadora, va a llevar más tiempo. Son mercados distintos”.
El informe, que abarca sus tres Unidades de Negocio, se basa en estándares internacionales y refleja la responsabilidad de la compañía hacia sus grupos de interés.
Milicic, empresa argentina de construcciones y servicios, presentó su segundo reporte de sostenibilidad, que involucra las actividades de sus tres Unidades de Negocio: construcción y servicio, alquiler de equipos y servicios ambientales. Este reporte comparte el desempeño e impacto en materia económica, social, ambiental y en prácticas de gobernanza.
La elaboración del informe se realizó tomando como referencia los estándares de Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y los 10 principios de Pacto Global, renovando así el compromiso de la empresa con una gestión sostenible.
“Este reporte coincide con la celebración de nuestro 50º aniversario, un hecho que es motivo de satisfacción. Hemos crecido acompañando a los principales sectores productivos y eso nos hace sentir responsables del éxito de nuestros clientes y del desarrollo del país en industrias estratégicas, como la energía, el petróleo y el gas, las infraestructuras y la minería”, expresa Marian Milicic, gerente General de la compañía.
Para esquematizar el reporte, se identificaron cinco pilares: Negocio, Comunidad, Personas, Planeta, y el pilar transversal de Integridad y Gobernanza. Además, la empresa cuenta con un Comité de Sostenibilidad que evalúa y aprueba la estrategia, facilitando su implementación.
Milicic tiene su sede central en Rosario, provincia de Santa Fe, la sede de Milicic Minería en la provincia de San Juan, oficinas comerciales en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y operaciones en el corazón de Vaca Muerta, en Añelo, provincia de Neuquén. También dispone de oficinas en Perú y Uruguay para potenciar la capacidad para ofrecer soluciones integradas y de calidad en múltiples mercados.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
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La Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un acuerdo con el fin de promover acciones de cooperación técnica e institucional en materia energética.
El convenio fue firmado por los representantes de ambas organizaciones, Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, y Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, en el marco de la Semana de la Energía, evento organizado por OLADE del 28 de octubre al 1° de noviembre en Asunción, Paraguay.
Dentro de las acciones de cooperación expresadas en el documento se destaca la incorporación de Arpel como aliado estratégico del Observatorio de Emisiones de Metano en Latinoamérica y el Caribe de OLADE, brindando apoyo técnico para su desarrollo e implementación.
Asimismo, a través del reciente acuerdo se impulsa la realización conjunta de proyectos, estudios específicos, eventos e instancias de capacitación referidos al sector energético de América Latina y el Caribe.
En relación al acuerdo, Garibaldi expresó: “OLADE y Arpel como instituciones complementarias, pueden impulsar el insoslayable diálogo multisectorial para lograr exitosas transiciones energéticas justas, plurales e inclusivas en América Latina y el Caribe. Bajo ese rol caben acciones de cooperación técnica e institucional, incluyendo trabajos conjuntos relacionados con el desarrollo energético sostenible y su integración en la región, considerando a todos los actores vinculados a las actividades y procesos que conforman la cadena energética”.
“Este acuerdo es un hito en la consolidación de alianzas estratégicas que buscan fortalecer el desarrollo energético sostenible en nuestra región,” afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
“La cooperación entre OLADE y Arpel permitirá no solo potenciar las capacidades técnicas e institucionales, sino también promover un enfoque de transición energética que sea inclusivo y adaptado a las necesidades específicas de América Latina y el Caribe”, agregó Rebolledo.
En el marco de la celebración por los 110 años de presencia ininterrumpida de Shell en la Argentina, la marca lanza la promoción “Autitos Coleccionables 2024”, para que toda la familia pueda disfrutar del regreso de una colección exclusiva de autitos coleccionables que combina la nostalgia con la innovación, ya que cuentan con la novedad de poder manejarlos vía bluetooth a través del celular.
La acción, vigente a partir del 4 de noviembre, está disponible en todas estaciones de servicio Shell adheridas del país.
Los clientes que sumen 12.000 puntos Shell Box podrán canjearlos por cualquiera de los cuatro mode los exclusivos de la promoción: la Ferrari F1-75, el Hyundai Rally, el Mustang GT y un BMW Hybrid. También podrán acceder quienes canjeen 100 Puntos Shell Box + $32.900 o 4.000 Puntos Shell Box + $20.000.
Desde su lanzamiento, Shell Box, el programa de fidelidad de Shell, viene creciendo de manera sostenida enriqueciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas, promociones y beneficios en todo el país. Su experiencia 100 % digital a través de la App e integral a través del DNI, permite que todos sus usuarios pertenecientes al programa, puedan acumular puntos de manera rápida y segura, acceder a descuentos exclusivos y canjear dichos puntos para vivir experiencias increíbles.
Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina, destacó que “estamos muy expectantes y contentos de poder presentar esta propuesta pensada para toda la familia Shell y rendirle homenaje a la historia de los autitos que todos coleccionábamos en nuestra infancia, pero con un plus tecnológico que impacte en las nuevas generaciones”.
Acerca de Raízen Argentina
Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil.
Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.
Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.
Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bionergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile continúa trabajando en la modernización del mercado eléctrico hacia un esquema de ofertas, con el objetivo de lograr reformarlo a corto plazo, en pos de incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en baterías que permitan resolver las problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país.
Bajo ese contexto, el secretario ejecutivo de la CNE, Marco Mancilla, expuso durante la Semana de la Energía que organizó OLADE y remarcó que el país atraviesa un “punto de quiebre” que muestra la importancia de recurrir a la política pública para que se concrete el cambio y haya mejores precios dentro del sector.
“Al esquema, tal cual está, le falta algo. Cuando un mercado de costos declarados con despacho sincronizado empieza a tambalear cuando los costos variables son cero, es un tiro para el operador del sistema. Por lo que, eventualmente, se debe avanzar hacia un esquema de ofertas. La baja de costos de las tecnologías renovables no se traducirá en mayor cantidad de ofertas si no están las condiciones adecuadas, con bloques horarios y zonales.
“Tenemos una hoja de ruta y sólo falta la decisión política del Congreso de hacer la respectiva ley y esperar 7 años para que se materialice. Las complejidades de la variabilidad de las renovables también se debe abordar, a la par que el regulador puede definir temas técnicos, requisitos para las instalaciones, o mismo para que inyecten potencia activa cuando los sistemas se caigan”, complementó.
El nuevo modelo de mercado propuesto busca transitar hacia tecnologías de manera costo-eficiente, que asegure un suministro confiable; a la par de generar incentivos y materializar más inversiones y participación en el sector, principalmente en servicios complementarios (SSCC) y en sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System).
Para ello, desde Comisión Nacional de Energía y la consultora Vinken-Dictuc proponen dos niveles de transición del mercado actual a la transformación final, siendo la primera un mercado de transición basado en costos mejorado, el cual considera un mercado altamente centralizado, con costos auditados en energía y precios uniformes tanto para energía como SSCC, considerando etapas de vinculación.
Mientras que el segundo nivel es el mercado basado en ofertas, que contempla una transición hacia ofertas en energía y SSCC en base a precio nodales de electricidad con, al menos, una etapa de liquidación vinculante previa, pudiendo considerar intradiarias.
“Es apropiado que los precios nodales reflejen una señal económica punto a punto. Es adecuado que estén las señales económicas en cada nodo para que cada actor pueda hacer su propio modelo y ver cómo estará su negocio en los próximos años, lo que dure los contratos PPA.
“Se requiere un sistema multimodal de transparencia para que puedan hacer contratos eficientes, asumiendo los riesgos como aquellos de demanda, disponibilidad de recurso, de transmisión. Mientras que para el avance del sistema de transporte eléctrico, también falta complementar regulatoriamente un sistema multi-nodal con algún esquema de transmisión o algo por la que los generadores puedan tomar esos riesgos pero remuneradamente”, concluyó.
Sungrow, líder mundial en inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, participó en el megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, organizado en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá y que congregó a más de 500 referentes del sector las energías renovables.
Héctor Nuñez, director para el norte de Latinoamérica de Sungrow, expuso durante el panel de debate titulado “Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes” y puso foco en la importancia de contar con facilidades para el desarrollo de las renovables y la implementación de sistemas de baterías.
El especialista apuntó a la necesidad de que existan políticas que incentiven y remunerar el uso de las baterías, como por ejemplo como servicios complementarios, y que las mismas permitan que la rentabilidad de los proyectos sea más acelerada.
“Se debe mirar al storage en baterías con seriedad, cómo pagar los servicios complementarios. Porque si realmente queremos apagar centrales a carbón a través de sistemas de almacenamiento”, remarcó.
«Además, hace un año y medio, el costo era más del doble que actualmente. Hecho que hoy en día representa un beneficio en la amortización de los proyectos y un parque solar con almacenamiento puede competir y tener precios más atractivos que una central térmica”, agregó.
Esto sigue la misma línea que los dichos de la compañía tiempo atrás, dado que en septiembre vaticinó que se requerirá la hibridación de baterías con los proyectos fotovoltaicos y sugirió que ya se lo tenga en cuenta, considerando que año tras año se reducen los costos y dentro de 20-25 años será casi un negocio instalado.
Tal es así que el fabricante líder ya lleva suministrados 20 GW de inversores fotovoltaicos y más de 4 GWh en sistemas de almacenamiento a lo largo de Latinoamérica, con amplia cobertura y estructura pre y post venta para apoyar la descarbonización e inserción de energías limpias en la región, gracias a los más de 300 colaboradores que poseen.
Incluso, ya recibieron muchas inquietudes y solicitudes para los sistemas de almacenamiento en varios países de LATAM, donde algunos nodos con una penetración muy alta de renovables genera y la imposibilidad de evacuar esa energía generada. Por lo que las soluciones de Sungrow serían una manera de mitigar ese problema.
“Vemos la región con distintas visiones. En Chile el almacenamiento tiene un empuje increíble; Brasil y Colombia los sistemas de baterías todavía no tuvieron una penetración tan alta porque tienen una matriz energética soportada en gran medida por hidroeléctricas, que son un reservorio propio”, indicó Nuñez.
“Pero para Colombia específicamente, quisiéramos que fuera un mercado un poco más rápido, por temas de lentitud en el otorgamiento de permisos. Sin embargo, hay una apuesta por el país y durante 2024 firmamos más de 500 MW en contratos, lo cual es una cifra relevante considerando la situación del mercado”, concluyó.
El gobierno de Brasil extendió por una semana plazo para presentar las propuestas de hubs de hidrógeno bajo en carbono que permitan descarbonizar el sector industrial del país en la próxima década, por lo que la nueva fecha para presentar las contribuciones será el 9 de noviembre.
A partir de esa iniciativa, el Poder Ejecutivo proyecta la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones, mediante Fondos de Inversión Climática (CIF) y como parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2).
Por lo que uno de los grandes interrogantes que se abren de qué tipo de contratos se podrán firmar para suministrar con energía renovable a aquellos proyectos de producción de hidrógeno verde. Es decir si se esperan más licitaciones públicas o acuerdos entre privados para abastecer demanda creciente.
Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil, se encargó de despejar las dudas en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante la IX Semana de la Energía y destacó el rol que tendrá la vinculación de los generadores renovables con los hubs de H2.
“La energía renovable para los proyectos de hidrógeno verde probablemente será contratada en el mercado libre, sin necesidad de subastas públicas. Los parques eólicos y solares, por algunos años no dependerán de licitaciones organizadas por el Ministerio de Minas y Energía, porque ya avanzó el financiamiento de esos parques sin depender de los contratos PPA público-privados”, aseguró.
“Tenemos un pipeline de proyectos muy grande, de más de 50 GW disponibles, entonces no será un problema. Pero lo que sí resulta el punto más crítico en este momento es el avance de red para conectar los proyectos de generación con aquellos de hidrógeno”, subrayó.
Justamente, el gobierno avanza en un plan de ampliación del sistema de transmisión transmisión para reconocer las obras necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años.
Sumado a que, recientemente, la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) identificó que la región nordeste del país podría posee un margen agregado total que oscila entre 3,9 GW y 8,35 GW de capacidad de transmisión para proyectos de hidrógeno.
Esto significa que la zona nordeste de Brasil ya cuenta con capacidad para conectar grandes cargas, suficientes para iniciar el desarrollo de centrales de producción de H2; aunque el volumen volumen de energía ya demandado por las centrales de gran escala requerirá una planificación adicional para ampliar las líneas de transmisión en el estado y garantizar un servicio adecuado.
“Los proyectos de H2 no saldrán todos al mismo tiempo, sino que hay un proceso de avance, el cual tenemos la oportunidad de coordinarlo junto a la infraestructura de red. Es un desafío muy grande, pero estamos estructurados para un estudio amplio de expansión de la infraestructura y optimizarla de manera eficiente”, manifestó Barral.
“Los proyectos que ya fueron presentados son muy grandes, de giga-escala (ya se registraron cerca de 27 GW a la espera de las licencias correspondientes). Entonces es un desafío para la planificación de la transmisión. Estamos discutiendo cómo seguiremos con un plan para los próximos cinco o diez años, con el objetivo de dar cuenta de los pedidos de conexión de los proyectos de H2”, insistió.
El sector renovable de Paraguay lleva meses esperando que finalmente se lance la licitación pública para la construcción del primer parque fotovoltaico a gran escala del país, que se proyecta tendrá más 100 MW de capacidad y se ubicará en la localidad de Loma Plata, Chaco Central.
“Creemos que la licitación en Chaco Central no llegará en estos meses, sino que pasará para el 2025”, confió Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar, en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante la Semana de la Energía que organiza OLADE.
“De todos modos, es muy positivo que el gobierno quiera incentivar la generación solar en el país. Por primera vez en la historia de Paraguay tenemos esta coyuntura donde el gobierno quiere implementar la tecnología y desde la Asociación estamos para ayudarles en todo lo posible”, agregó.
La licitación llegará poco después de la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022) y algunas modificaciones adicionales con respecto a los plazos de la suscripción de los contratos PPA con la Administración Nacional de Electricidad, considerando que dicha entidad sólo comprará la energía de los parques.
Y si bien el gobierno abrió las puertas a que el proyecto fotovoltaico de Chaco Central finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto), producto de la demora desde el primer esbozo hasta la fecha, también se anunció otra convocatoria para el 2025.
Puntualmente será para la construcción de una planta solar de 20 MW de potencia en la ciudad de Mariscal Estigarribia, departamento de Boquerón y a aproximadamente 525 km de Asunción. Y aunque el costo total del proyecto aún no está definido debido a las variables tecnológicas y de ubicación, la propia ANDE estimó que, de acuerdo con referencias regionales, el costo podría oscilar entre USD 600.000 – USD 1.000.000 por cada MW.
Además, el país cuenta con una política de incentivo a la fabricación y producción local, lo que favorecería a aquellas empresas ya asentadas en el país y que incentiven el empleo paraguayo.
“Esto significa que cualquier componente que pueda ser fabricado en el país con industria nacional, ya sea de una empresa extranjera que abrieron fábricas en el país o propias compañías nacionales, puede tener un 40% de precio adicional dentro de la licitación pública”, indicó Zuccolillo.
“El sector fotovoltaico de Paraguay está empezando. El año pasado tuvimos la primera ley de fomento ERNC y ahora, por primera vez, el gobierno observa cómo hacer que se desarrolle la industria solar, por lo que estamos dando los primeros pasos”, insistió.
360Energy Solar, líder en energía solar fotovoltaica en Argentina, ha concluido con éxito la colocación de su cuarta Obligación Negociable Verde (ON Verde) en el mercado local, consolidando su posición como actor protagonista en la transición energética del país.
Con el objetivo inicial de captar 15 millones de dólares, se recibieron ofertas por más de 22 millones de dólares, cerrando la emisión por un monto total de 22.278.429 dólares. De esta forma, se refleja el interés del mercado en el sector de las energías renovables y la confianza en la capacidad y visión de 360Energy.
Los resultados técnicos de la colocación de las Obligaciones Negociables serie 4 fueron los siguientes:
Cantidad de órdenes recibidas: 1.416
Valor Nominal ofertado: US$ 22.594.500
Valor Nominal a emitirse: US$ 22.278.429
Tasa de Corte: 8,00% anual.
Precio de Emisión: 100% del valor nominal.
Fecha Emisión y Liquidación: 30 de octubre de 2024.
Fecha de Vencimiento: 30 de octubre de 2027 (la “Fecha de Vencimiento”).
Fechas de Pago de Intereses: 30 de abril de 2025, 30 de julio de 2025, 30 de octubre de 2025, 30 de enero de 2026, 30 de abril de 2026, 30 de julio de 2026, 30 de octubre de 2026, 30 de enero de 2027, 30 de abril de 2027, 30 de julio de 2027 y en la Fecha de Vencimiento, es decir el 30 de octubre de 2027.
Fechas de Amortización: El capital de las Obligaciones Negociables será cancelado en forma íntegra en la Fecha de Vencimiento (la “Fecha de Amortización”).
Duration (estimada): 2,70 años.
La emisión se llevó a cabo en alineación con los principios de bonos verdes establecidos por la Asociación Internacional de Mercado de Capitales (ICMA). Por ello, Fix, afiliada de Fitch Ratings, calificó la Obligación Negociable de 360Energy con la máxima certificación verde en Argentina (BV1) y otorgó una calificación de riesgo A. Este respaldo confirma que los fondos serán destinados a proyectos de energía renovable y que reducen las emisiones de carbono en el país.
Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy para Sudamérica expresó su entusiasmo ante los resultados: “Nos enorgullece contar con la confianza de los inversores para seguir ampliando el alcance de nuestros proyectos, que no solo impulsan el desarrollo de energías renovables, sino que también generan un impacto positivo en las comunidades y en el medio ambiente. Este logro refuerza nuestro compromiso con la transición energética y con el cambio hacia un planeta más sustentable.»
Fondos Destinados a Energía Sostenible e Innovación Tecnológica
Los fondos recaudados se destinarán a ampliar y desarrollar los parques solares de 360Energy, que cuenta con un pipeline de proyectos por más de 500 MW planificados para los próximos años. Además, se implementarán tecnologías innovadoras para optimizar la eficiencia energética de sus parques operativos y se fortalecerá el capital de trabajo, maximizando así el impacto positivo de sus proyectos tanto a nivel social como ambiental.
El Banco Mundial está jugando un papel clave en el desarrollo de infraestructura energética en Centroamérica y el Caribe. Con el ofrecimiento de un espectro amplio de productos financieros, entre los cuales se destacan préstamos concesionales, la entidad apoya a el avance de nuevos proyectos que contribuyan a la resiliencia y transición energética de la región.
En exclusiva para Energía Estratégica, Gabriela Elizondo Azuela, gerente de Energía para América Latina y el Caribe del Banco Mundial, explicó: “El Banco Mundial tiene una calificación de crédito AAA, lo que hace que nuestros fondos sean de bajo precio y muy flexibles”.
Aquello no sería todo, según explicó la referente de energía, el Banco cuenta con instrumentos de mitigación de riesgo y de mejoramiento crediticio, un espectro de diferentes productos de garantía, y tiene un enfoque de apoyar a los países en buscar coinversiones de proyectos de infraestructura para atraer a más agentes con diferentes recursos, precios y términos en sus fondos.
Para acompañar nuevas iniciativas en Centroamérica y el Caribe, está tomando como referencia un caso de éxito con garantías de riesgo que en Argentina funcionó bajo el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), donde el Banco Mundial aportó para cubrir el riesgo de falta de pago bajo los contratos de compra – venta de energía.
“Ahora estamos replicando la experiencia de Argentina en las islas del Caribe, específicamente haciendo facility de inversión en infraestructura renovable que incluye a Granada, Santa Lucía y San Vicente y las Granadinas”, señaló Elizondo.
Y añadió: “Es un facility para mitigar riesgos con garantías para atraer al sector privado al desarrollo de renovables”.
El impacto del Banco Mundial en la región no es nuevo y no se detiene allí. Desde hace años, la entidad también impulsa proyectos no sólo en el Caribe, sino también en Centroamérica vinculados al acceso universal, electrificación rural y generación renovable.
“En Honduras estamos enfocados al acceso universal a la energía y tenemos un pedimento para comenzar un proyecto nuevo de electrificación rural con paneles solares, minigrid y más.
También tenemos un proyecto geotérmico en El Salvador que estamos empezando a financiar, no con una garantía porque haremos exploración de campos de geotermia. Y también apoyaremos el financiamiento de una planta de generación, que es un préstamo concesional blended (blend finance).
Y es que una cosa que también tratamos de hacer para bajar el precio de nuestros ofrecimientos de préstamo es hacer el blending con fondos climáticos, como el Climate Investment Fund o el Green Technology Fund”, declaró durante una entrevista en el marco de la Semana de la Energía de OLADE.
Con estos avances, el Banco Mundial reafirma su compromiso con la región, no solo mediante financiamiento, sino también mediante la creación de condiciones que favorezcan un entorno de inversión estable y confiable, necesario para la transición hacia una matriz energética más limpia y sostenible.
Según indica su resumen ejecutivo, tiene como objetivo orientar a los responsables de las políticas y a las partes interesadas en toda la región, ofreciendo conocimientos y estrategias basadas en experiencias locales y mejores prácticas para superar las barreras que actualmente impiden la expansión de la energía eólica.
Tal es así que contiene un conjunto de recomendaciones para autoridades del sector público y desarrolladores de proyectos, contemplando el gran potencial de la energía eólica en la región, los beneficios socioeconómicos que pueden tener y el desafío de involucrar a las comunidades locales en proyectos de esta tecnología.
Al respecto, Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del GWEC, explicó que, sin una adecuada licencia social, los proyectos eólicos podrían seguir siendo postergados, lo cual es especialmente preocupante en países como México y Colombia, donde se han registrado grandes retrasos.
«Es necesario incrementar en un 100% el ritmo de instalación de parques eólicos en Latinoamérica para ponernos sobre la trayectoria de las metas de descarbonización que tiene asumida la región», enfatizó Fiestas en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, durante la IX Semana de la Energía, evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
El informe del GWEC sostiene que, para cumplir con las metas de descarbonización de la región y alcanzar los compromisos asumidos en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC), es necesario duplicar el ritmo de instalación de parques eólicos.
Este incremento, de acuerdo con Fiestas, «implicará un aumento importante de la presencia de parques en territorios remotos y desfavorecidos», que en algunas regiones ya está generando tensiones con las comunidades locales, ralentizando los proyectos. Para dar ejemplos concretos, el informe consideró casos específicos en los países de México, Colombia, Brasil y Chile.
Según el referente eólico, mediante el análisis de casos se han «identificado dos aspectos originarios de la problemática: la desinformación de las comunidades y la frustración que se genera cuando los proyectos no se desarrollan en tiempo». Para superar estos retos, el GWEC ha propuesto una serie de recomendaciones a los desarrolladores de políticas públicas y a las empresas del sector.
Entre las propuestas, el informe subraya la necesidad de actualizar los marcos regulatorios, simplificar los trámites administrativos y reducir los plazos de aprobación de proyectos, incluyendo permisos eléctricos, ambientales y sociales. Fiestas señaló que estas medidas se han implementado con éxito en otras regiones del mundo y que «introducir mecanismos positivos de resolución ante la falta de impulso en los procedimientos resulta fundamental para asegurar que los proyectos avancen y los parques se construyan».
Otro de los puntos abordados en el informe es la importancia de la capacitación y la información para las comunidades locales. El presidente de GWEC para la región destacó que «es esencial educar a las comunidades sobre los beneficios que los parques eólicos pueden traer, no solo en términos energéticos, sino también en oportunidades económicas».
Recomendaciones y próximos pasos
Para atajar las problemáticas, el informe propone unas recomendaciones de política y, sobre todo, la necesidad de actualización de los marcos reguladores de los procedimientos de autorización de las instalaciones (ello incluye autorizaciones eléctricas, ambientales y sociales).
Esas recomendaciones tienen que ver con la experiencia tenida de haber resuelto estos problemas en otras latitudes, con unas medidas normativas y de política que fueron eficaces, vinculadas a la reducción de plazos de los procesos administrativos, simplificación de trámites y la institucionalidad de la terminación del procedimiento como consecuencia de la inacción administrativa.
«Introducir mecanismos positivos de resolución ante la falta de impulso de los procedimientos, resulta fundamental para asegurar que las obras se hagan y los proyectos puedan entrar», añadió el presidente para Latinoamérica del GWEC.
Con el objetivo de acelerar las inversiones y destrabar proyectos eólicos en stand by, el documento de posición del GWEC concluye que es imperativo que los gobiernos de la región trabajen en conjunto con las comunidades locales para asegurar una transición energética sostenible.
De cara al futuro, Fiestas adelantó que el GWEC ya está trabajando en socializar las conclusiones del informe con partes interesadas de cada uno de los mercados latinoamericanos.
En el marco de la IX Semana de la Energía, el GWEC lideró un panel de debate junto a especialistas en el que se refirieron en detalle cuestiones de fondo sobre la «Aceptación Social de Proyectos Eólicos» en distintos mercados. Allí, representantes de entidades financieras, asociaciones, empresas e instituciones del sector público coincidieron en mejorar las condiciones actuales para la materialización de los proyectos y tomaron como gran aporte el documento de posición del GWEC.
En adición, durante la LIV Reunión de Ministros de OLADE, también se compartieron las recomendaciones con las autoridades de las carteras energéticas de cada país miembro de la organización.
«Es lo que nos trajo a la Semana de la Energía y la reunión ministerial de OLADE, dar con las primeras señales que seguramente el próximo año se materializarán en medidas concretas de modernización de los procesos administrativos y regulatorios», expresó Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC).
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
La obra, que fue llevaba a cabo por a UTE Techint-SACDE y ejecutada por Enarsa, resulta clave puesto que permite revertir el sentido del flujo de gas y brinda la posibilidad de transportar hasta 15 millones de metros cúbicos (m3) de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte del país y reemplazar el gas que se importaba desde Bolivia.
De la inauguración participaron el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Economía, Luis Caputo; y el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y el CEO de Sacde, Damián Mindlin,
“De esta manera, la Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales. Además, potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región”, destacaron desde el gobierno.
La obra
La obra contempló el desarrollo de un gasoducto de 36 pulgadas, desde la ciudad de La Carlota hasta Tío Pujio, en la provincia de Córdoba. Representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF.
Guillermo Francos aseguró: “La Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar”.
Caputo destacó que “desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitado. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
“La Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no sólo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
Impacto
Llaryora indicó: “Este gasoducto representa mucho para el argentino. A los cordobeses nos va a permitir garantizar un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia. Bolivia en un par de años ya no va a ser un proveedor fiable”.
Damián Mindlin expresó: «Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país».
La reversión
De la inauguración de las obras también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Enarsa; el vicejefe del Gabinete del Interior, Lisandro Catalán; el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
Entre las principales tareas, las obras de la Reversión incluyeron la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
YPF realizó el lanzamiento de la “Academia de Proveedores”, un programa de formación que fomenta el desarrollo de proveedores a través del valor del conocimiento.
“En YPF tenemos unos 5.000 proveedores y consumimos más de 100.000 productos o servicios. Pero lo más interesante es que más del 60 % de las tareas que realizamos están hechas por nuestros proveedores. Por eso, no podemos realizar nuestras actividades si no es fortaleciendo ese vínculo y definitivamente creciendo juntos” afirmó Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain y Servicios de YPF.
La Academia está pensada para que los proveedores se potencien adquiriendo conocimiento y participando en actividades en alguno de los 4 bloques que la integran.
El primero, de vinculación, que busca promover el relacionamiento eficiente por medio de presentaciones de equipos de YPF. El segundo, Masterclass, que tiene por objetivo nivelar a empresas en temáticas de interés. Tercero, los programas que brindan formación intensiva sobre temáticas específicas. Por último, el pilar experto, una formación personalizada en temas estratégicos con acompañamiento por parte de YPF para cada uno de los proveedores.
La audiencia objetivo abarca desde empresas interesadas en ser proveedores, miembros de cámaras y entidades hasta proveedores estratégicos de la compañía, dependiendo el pilar al cual se haga referencia.
Esta herramienta, que pone a disposición la Gerencia de Desarrollo de Proveedores, requiere del compromiso de quienes asistan con el cumplimiento de estándares de calidad y seguridad de YPF, basado en nuestro modelo de gestión de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.
YPF tiene el compromiso de potenciar el vínculo a largo plazo con su red de proveedores buscando mejorar la eficiencia y competitividad del sector para lograr el objetivo de convertir al país en un exportador de energía por 30.000 millones de dólares para el 2030.
Se inauguraron en La Carlota, Córdoba, las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto Centro con el Gasoducto Norte, y que ya está inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
Esta obra ejecutada por la estatal Energía Argentina (Enarsa) permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de metros cúbicos de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte, y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.
Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo de nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas natural hacia otros países de la región, destacó la secretaría de Energía.
La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF gestionados durante el gobierno anterior.
Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
Del acto de inauguración participaron el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y el CEO de la empresa SACDE, Damián Mindlin.
Francos destacó que “Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar”.
Por su parte, el ministro de Economía destacó que “Desde el Ministerio trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
“Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado” agregó Caputo.
“En febrero de este año se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán”, describió.
Por su parte, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora sostuvo que “este gasoducto representa mucho para los argentinos”. “A los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia (del suministro) que teníamos, y además sabiendo que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo a Bolivia, sino también a Brasil”.
Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint que realizó el tendido destacó que “Estamos viviendo una inauguración histórica. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, ahora podemos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas”. “El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para desarrollar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.
Daniel González explicó que “Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10 por ciento del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”.
De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de ENARSA; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
¿Cuál es el principal riesgo que enfrentará YPF si decide vender Metrogás antes de que se realice la Revisión Quinquenal Tarifaria del Gas?
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, mencionó nuevamente la posible venta de la participación mayoritaria de la petrolera estatal en Metrogás, la principal distribuidora de gas natural por redes del país. En una exposición en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción (CICYP), Marín recordó que YPF enfocará su atención en la exploración, producción y comercialización de petróleo, en el marco del Plan 4X4 diseñado por su gestión. Este enfoque implica la salida de la energética de otros rubros y actividades de la industria.
YPF posee el 70 % de Metrogás a través de Gas Argentina S.A. (GASA). La distribuidora abastece a más de dos millones de clientes en el área metropolitana de Buenos Aires, una región densamente poblada que incluye grandes usinas, clientes industriales y comerciales.
“Ahora que está bajo el riesgo país, por si alguien quiere invertir”, comentó Marín en el CICYP, una entidad que agrupa a las principales cámaras empresariales del país.
Marín aseguró que es el momento adecuado para que YPF venda su participación en Metrogás, justificándolo en la baja del riesgo país. Sin embargo, fuentes cercanas a YPF aclaran que la idea no es nueva, ya que la distribuidora no está dentro del foco de la compañía, pero enfatizan que una definición no es inminente.
“No podía vender Metrogás a 2.500 puntos de riesgo país. A 900, sí. No era el momento al inicio de la gestión, estábamos defendiendo el patrimonio de YPF. Ahora creo que sí es el momento. La vendemos y ponemos el dinero en Vaca Muerta”, señaló Marín. Con esto, busca aprovechar la revalorización en dólares de los activos argentinos en los últimos meses.
Sin embargo, fuentes aseguran que no se podrá obtener un precio competitivo hasta que se realice la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que brindará previsibilidad sobre los ingresos de Metrogás en los próximos cinco años. Esta revisión se ha postergado tras el cambio de autoridades en la Secretaría de Energía.
El paquete
Quien adquiera Metrogás deberá considerar no solo la necesidad de una tarifa que cubra los costos, sino también la inversión necesaria para actualizar el sistema de distribución. Cientos de kilómetros de cañerías de hierro fundido en baja presión, con alta tasa de fugas, y medidores con membranas de cuero de cordero —algunos aún llevan el sello de Gas del Estado— causan enormes pérdidas, costosas de detectar y reparar. Estas redes datan de la época de la británica Primitiva Gas and Electric Lighting Company of Buenos Aires.
Metrogás es la única distribuidora con un sistema de baja presión, por lo que las inversiones para cumplir con la normativa son muy altas. Además, más del 50 % de las instalaciones internas de los usuarios no cumplen con las normas de seguridad.
Fuentes cercanas a YPF señalaron que Marín ha propuesto la venta de Metrogás en ocasiones anteriores, considerando que la distribuidora no debe formar parte del núcleo de actividades de YPF, aunque insisten en que no debe esperarse una definición inmediata sobre el tema.
La Ley 24.076 prohíbe la integración vertical en la industria: quien transporta no puede comprar, y quien distribuye no puede ser productor, aunque esta regla se relajó tras la crisis de la Convertibilidad.
Los compradores potenciales de una empresa regulada como Metrogás consideran sus proyecciones de ingresos, ya que se trata de un negocio basado en el flujo de caja. Aunque el gobierno de Javier Milei ha autorizado una recomposición acelerada de tarifas este año, aún falta la RQT para completar la normalización del sector.
A pesar de los ajustes tarifarios otorgados, el ministro de Economía, Luis “Toto” Caputo, busca controlar la inflación y subordinar las tarifas a la reducción del déficit fiscal. Por ahora, el Valor Agregado de Distribución (VAD) no recibirá aumentos, aunque el secretario Coordinador de Economía y Minería, Daniel González, indicó que el gobierno no permitirá un nuevo atraso tarifario. Hasta que se resuelva la RQT, es probable que se otorguen incrementos ajustados a la inflación.
En este contexto, si Metrogás se pone en venta ahora, no habrá certezas sobre las tarifas que la compañía percibirá en los próximos cinco años, lo que afectaría su valuación. Por el momento, YPF no ha iniciado el proceso formal de venta, ya que aún no ha designado un banco para liderar la operación ni establecido un cronograma.
Actualmente, YPF controla el 70 % de Metrogás. Integra Gas Distribution LLC, una sociedad del empresario José Luis Manzano, posee un 9,23 %; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Anses controla otro 8,13 %; y el 12,64 % restante cotiza en Bolsa.
NEUQUÉN.- Acompañada por 130 gendarmes, la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, llegó este lunes a Neuquén para presentar el Comando de Seguridad Productiva para Vaca Muerta que buscará evitar cualquier tipo de bloqueo que afecte a la producción de la Cuenca Neuquina.
Afirmó que las fuerzas nacionales estarán a disposición del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y dijo que “si pide ayuda para liberar rutas, iremos. Va a tener la posibilidad de evitar cortes que afecten la producción de Vaca Muerta”.
La ministra llegó en un convoy junto al ministro de Defensa, Luis Petri, y el de Justicia, Mariano Cúneo Libarona, en medio de un gran despliegue que contó con la presencia del Ejército, Gendarmería y la Policía Federal y que tuvo como epicentro el Batallón de Ingenieros de Montaña VI de Neuquén.
“Hemos firmado una resolución con el gobierno provincial para trabajar en equipo y en conjunto. Esto no es para imponer, es para ayudar al orden público, a la producción y a la dinámica de esta provincia tan importante”, expresó Bullrich en el discurso que dio frente a las autoridades militares y de cara a los gendarmes recién llegados.
Con miras a evitar cualquier tipo de parate en la producción, la ministra recalcó varias veces que el trabajo del Comando –creado en junio bajo la Resolución 499- será consensuado con el gobierno provincial. Una cuestión obvia si se tiene en cuenta que toda la jurisdicción de Vaca Muerta se encuentra rodeada de rutas provinciales como la 5, 6, 7, 8 y la 17 y que el accionar de las fuerzas federales solo quedaría limitado a la Ruta 22, la 151 y a los puentes carreteros que unen Neuquén con Río Negro.
Blindaje a Vaca Muerta
“Queremos asegurar el crecimiento energético en nuestro país, que en la Argentina nunca más tengamos que importar petróleo o gas y que esta región se pueda desarrollar en todo su potencial”, expresó Bullrich. “Que las empresas y las industrias tengan la certeza de que están protegidas”, agregó.
La ex candidata presidencial del PRO, instó al sector privado y a la sociedad civil a apoyar la presencia del Comando especial y pidió a los petroleros que “estén de la mano de los gendarmes porque no son enemigos, son amigos que trabajan para que la Argentina crezca”.
La expresión hacía clara alusión al secretario de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, quien había sido el primero en alzar la voz y había pedido a los trabajadores “presentar batalla” contra el Comando de Bullrich y “rechazar la idea de llenarnos de milicos para asustarnos”.
Consultada por EconoJournal, la ministra de Seguridad sostuvo que “las rutas provinciales son responsabilidad de la provincia, pero si el gobernador pide ayuda, iremos, porque hemos firmado convenios para la colaboración”. En relación a los bloqueos que la Confederación Mapuche realizó en los accesos a las plantas de tratamientos de residuos peligrosos no descartó la intervención de Gendarmería y afirmó que “se analizará cada caso. Ahora él (Figueroa) va a tener a disposición la posibilidad de evitar estas situaciones que generan problemas importantes en la producción”.
Luis Petri, Patricia Bullrich y Marianao Cúneo Libarona en la presentación de los gendarmes del Comando de Seguridad Productiva.
Alojamiento temporario
Los 130 gendarmes, que ya están en Neuquén desde la semana pasada, permanecerán alojados momentáneamente en el cuartel del Batallón VI, precisó Bullrich luego de agradecer a la sede neuquina del Ejército. La ministra aclaró que están buscando un nuevo lugar entre las localidades rionegrinas de Allen y Fernández Oro para que se instalen “de forma definitiva” y, además, aseguró que también montarán un destacamento en Añelo “para estar más cerca de esa zona”.
No quedó en claro si finalmente la titular de la cartera de Seguridad pudo obtener la ayuda que había pedido a los empresarios petroleros en el almuerzo del Club del Petróleo, en septiembre pasado, cuando les solicitó un lugar para alojarlos. Tampoco cómo se financiarán los operativos, en caso de que la provincia de Neuquén pida asistencia a Nación.
Sobre este punto, Econojournal consultó a la vicegobernadora de Neuquén, Gloria Ruiz, quien manifestó que “nos vamos a interiorizar sobre el protocolo luego. Los gendarmes se van a desplegar de acuerdo a la necesidad, pero desconozco cómo se van a costear los operativos”.
Los 130 gendarmes se alojarán en el cuartel de Neuquén y tendrán un destacamento en Añelo.
A puertas cerradas
El exclusivo acto se realizó a puertas cerradas y sin acceso a la prensa. Solo podían ingresar funcionarios nacionales, provinciales y municipales previamente anotados en una lista custodiada por Gendarmería, en la que figuraban unas 40 personas y donde también se leían los nombres de representantes de varias operadoras petroleras e intendentes de localidades petroleras como Añelo o Cutral Co.
El gobernador Rolando Figueroa no asistió a la presentación, pero sí lo hizo a una quema de droga posterior que organizó la ministra. En su lugar fue la vicegobernador Gloria Ruiz -quien también fue la encargada días atrás de recibir a la vicepresidenta Victoria Villarruel – junto al ministro de Seguridad provincial, Matías Nicolini.
Tampoco estuvieron las autoridades municipales, que desde la semana pasada protagonizan un altercado con Nación por la venta del Parque Jaime de Nevares, un espacio que había sido intercambiado por la cárcel de Senillosa en la gestión de Mauricio Macri y que ahora figura entre las propiedades que el gobierno nacional busca rematar. “Hay mucho enojo”, sostuvo una fuente consultada.
En el palco se pudo ver a los referentes locales de la Libertad Avanza y al ex secretario de Culto, Francisco Sánchez –que no figuraba en la lista de invitados, pero que pudo entrar-.
Grupos terroristas
“Este convenio ratifica el rumbo que asumimos con la presidencia de Javier Milei”, expresó Petri durante su discurso sobre el acuerdo con la provincia de Neuquén. El titular de la cartera de Defensa habló de “amenazas” y dijo que «en nuestra región se disputan los recursos naturales. Hay presencia de organizaciones terroristas y organizaciones transnacionales. Tenemos que organizar al Estado y utilizar todos los recursos disponibles para garantizar la seguridad”.
Los dichos de Petri resonaron entre los presentes como una declaración hacia los grupos mapuches. Luego el ministro aclaró que se refería a Hezbolá y Hamás, para finalmente agregar que planteará la modificación del decreto de Defensa Nacional “para que las fuerzas federales puedan intervenir cuando consideren que hayan “amenazas terroristas”.
El gobierno nacional dispuso, a través de una serie de resoluciones del ENRE y del ENARGAS, una suba en las tarifas al usuario final de electricidad y de gas natural por redes a partir del 1 de noviembre, con incrementos de 2,5 % en los rubros de transporte y de distribución (VAD) de energía eléctrica, y de 3,5 % en las de transporte y de distribución del gas.
También se actualizó el precio del gas PIST (punto de ingreso al sistema de transporte) para el período octubre-diciembre, ubicandose éste último entre U$S 2,79 y U$S 2,95 por MBTU, según las zonas del país. Resultará una incidencia en tarifas de 2,7 %.
El ministerio de Economía argumentó en los considerandos de las resoluciones respectivas que estos ajustes tarifarios se realizan “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el decreto 55/2023” que declaró en emergencia al sector energético.
Para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, señaló.
Las nuevas tarifas son transitorias, hasta tanto concluya el procedimiento técnico de la Revisión Tarifaria Integral (RTI), previsto en principio para fin de este año. Pero el momento de la aplicación de los nuevos cuadros que de allí surjan dependerá de la previa conclusión del actual proceso de reducción y/o eliminación de los subsidios estatales a éstos servicios, objetivo que el gobierno se ha fijado.
Ahora, el interventor del ENRE, Darío Arrué, firmó y oficializó las resoluciones 897 hasta 904/2024 autorizando incrementos de 6 % en los costos propios de transporte con respecto a los vigentes hasta fin de setiembre último. La nómina de empresas comprende a Transpa, Transnoa, Transnea, Transcomahue; Transener, Transba, EPEN, y Distrocuyo. La incidencia en usuario final será de 2,5 por ciento.
Asimismo, el ENRE oficializó las resoluciones 905 y 906/2024 por la cuales fijó nuevos valores de las tarifas medias de Edenor ( 109,753 $/kWh) y de Edesur (104;918 $/kWh), estableciendo también en esto un aumento de 2,5 % al usuario final residencial (N1, N2 y N3) y clubes de barrio.
En los casos de usuarios N2 y N3 (de ingresos bajos y medios) se mantienen por ahora las “bonificaciones” (subsidio) hasta limitados consumos básicos, y se cobrarán a tarifa plena (que pagan los usuario N1) sobre los consumos que excedan tales niveles base.
Para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2, el límite del consumo base se fijó en TRESCIENTOS CINCUENTA (350) kWh/mes; mientras que, para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 3, el límite del consumo base se fijó en DOSCIENTOS CINCUENTA (250) kWh/mes.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, señala el Ente.
“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5 %, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”..”Así, el VAD correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6 por ciento”. se estableció.
Por su parte, el interventor en el ENARGAS, Carlos Casares, oficializó las resoluciones 735 y 736/2024 que autorizaron nuevas tarifas con aumento de 3,5 % para las transportadoras TGS y TGN, y otro tanto a través de las resoluciones 737 hasta 746/2024 para las tarifas de las distribuidoras. Comprende a MetroGAS, Naturgy, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidora de Gas del Centro, Gas Cuyana, Cammuzi Gas, Gas NEA y Redengas.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaria de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se ratificó.
Las elecciones presidenciales en los Estados Unidos definirán esta semana una nueva gradualidad en el giro hacia el proteccionismoindustrial emprendido por la principal potencia mundial. La industria energética navega sobre esa certeza a la vez que pone el ojo en cómo el resultado electoral puede influir en las relaciones comerciales y diplomáticas de EE.UU. con China y Rusia, fundamentales para el comercio global de hidrocarburos.
La nueva gradualidad se jugará principalmente en la política comercial. El ex presidente y candidato por el Partido Republicano, Donald Trump prometió aplicar un arancel general sobre las importaciones. La vicepresidenta y candidata por el Partido Demócrata, Kamala Harris busca elevar a un nuevo nivel las políticas de industrialización en sectores considerados estratégicos, como el de energías verdes y el de microchips, implementadas en la presidencia de Joe Biden.
En paralelo, la industria energética se pregunta qué futuro le depararía a la agenda de transición energética en una eventual presidencia de Trump, un tema que es especialmente sensible para la industria minera, dada la necesidad de certezas para motorizar inversiones en exploración y producción de minerales críticos.
A continuación, las cuatro claves para la industria energética en las elecciones presidenciales en los Estados Unidos.
1 – Aranceles
Los impuestos a las importaciones se transformaron en el tópico económico central de esta carrera presidencial visto desde la óptica del sector empresarial. Mientras que el aumento en el costo de vida producto de las tasas de interés es el tema económico que domina la conversación en los hogares estadounidenses, el sector empresarial presta mayor atención a qué harían Harris o Trump en materia comercial con el resto del mundo y en especial con China.
El candidato republicano prometió que aplicará un arancel del 20% sobre todos los bienes de todos los países y una tasa más alta del 60% sobre las importaciones chinas. También se ha comprometido a imponer un arancel del 100% a todos los automóviles que crucen la frontera con México. «Cuanto más alto sea el arancel, más probable será que la empresa venga a Estados Unidos y construya una fábrica aquí, para no tener que pagar el arancel», razonó Trump.
La candidata demócrata cuestionó que el arancel general propuesto por su rival funcionaría como un “impuesto sobre las ventas” equivalente a unos 3900 dólares en gastos adicionales por año para las familias estadounidenses.
No obstante, la campaña oficial de Harris sugiere que mantendrá los aranceles existentes y que podría aplicar nuevos impuestos a las importaciones para blindar inversiones en sectores considerados estratégicos. “La vicepresidenta Harris no tolerará prácticas comerciales desleales de China o de cualquier competidor que socave a los trabajadores estadounidenses”, indica la web oficial de su campana. Biden aplicó este año aranceles a la importación de vehículos eléctricos, paneles solares y otros ítems provenientes de China.
El Fondo Monetario Internacional alertó que la imposición de nuevos aranceles puede llevar a una guerra comercial amplia entre las economías más grandes del mundo, con una consecuente caída en el PBI mundial. «Si se aplica un desacoplamiento muy serio y un uso a gran escala de los aranceles, se podría terminar con una pérdida del PBI mundial cercana al 7%«, dijo la subdirectora gerente del FMI, Gita Gopinath.
En lo que respecta al sector energético, una mayor confrontación comercial con China generaría tensiones en el mercado global de gas natural licuado (GNL). El mercado chino representa hoy el 4% de las exportaciones de gas natural licuado de EE.UU y las empresas chinas tienen contratos de suministro a largo plazo por casi 28 millones de toneladas de GNL por año, siete veces más de lo que compraron el año pasado. Los contratos le confieren poder a China para revender los cargamentos de GNL e influir sobre los precios internacionales.
2 – Sanciones a Rusia
Las sanciones económicas contra Rusia a raíz de la invasión y guerra en Ucrania son un tópico particularmente relevante para la industria de los hidrocarburos. Trump no solo presiona a Ucrania para que alcance un acuerdo con Rusia sino que también se manifiesta en contra del sostenimiento de las sanciones, entre las cuales esta la importación de combustibles rusos.
El ex presidente dijo que si gana las elecciones logrará una solución “rápida” al conflicto militar si existe voluntad entre las partes. El presidente ucraniano, Volodymyr Zelenskyy intentó limar asperezas con Trump en una reunión en Nueva York en septiembre, pero fue en vano. Trump insólitamente lo culpó de haber iniciado la guerra con Rusia. «Eso no significa que no quiera ayudarlo porque me siento muy mal por esa gente. Pero él nunca debió haber permitido que esa guerra comenzara. La guerra es una derrota», dijo Trump en octubre.
Un acuerdo de paz también supondría el levantamiento de las sanciones económicas según el razonamiento del ex presidente. Su principal argumento en contra de las sanciones es que atentan contra la utilización de la moneda estadounidense en el comercio global. “Fui un usuario de sanciones, pero las pondría y las quitaría lo más rápido posible porque en última instancia matan al dólar y matan todo lo que el dólar representa y tenemos que seguir teniendo la moneda mundial”, dijo Trump en un evento en el Club Económico de Nueva York.
Estados Unidos prohibió las importaciones de petróleo, productos refinados y gas natural licuado provenientes de Rusia. El gobierno también promulgó este año una ley para restringir la importación de uranio enriquecido en Rusia.
Las compañías energéticas y las petroleras estadounidenses en particular han decidido salir de Rusia debido a las sanciones, aunque hay excepciones. La principal compañía de servicios de campo del mundo, SLB aún mantiene sus operaciones en Rusia gracias a un permiso general del Departamento del Tesoro que permite procesar las transacciones económicas relacionadas con la industria energética. Este permiso fue cuestionado recientemente por 52 diputados de los dos partidos en un carta remitida a la administración Biden.
3 – Demanda de minerales críticos
La industria minera se pregunta qué futuro le espera a la agenda de transición energética en una eventual presidencia de Trump. Por lo pronto, hay dos variables que hacen difícil cualquier intento en el Congreso por desarmar la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés), el pilar legislativo de la administración Biden en materia de transición energética. Pero más allá de la ley IRA, existe un consenso bipartidario como nunca antes sobre la necesidad de impulsar la minería doméstica y en países aliados para reducir la dependencia con China.
Trump criticó la ley IRA en reiteradas oportunidades y prometió que no gastará ni un dólar más de los miles de millones que asigna para distintos programas. Sus críticas al impulso de los vehículos eléctricos hacen pensar que buscará limitar el programa de créditos fiscales para los compradores de coches eléctricos. No obstante, el Partido Republicano debería obtener un resultado contundente para hacerse con las mayorías en las dos cámaras del Congreso para modificar o derogar leyes. Otra limitante política es que varios estados gobernados por el Partido Republicano se han visto beneficiados con inversiones generadas por la ley IRA.
La ley también asigna recursos para que el gobierno otorgue préstamos para proyectos de minerales críticos. Trump y Harris se han pronunciado a favor de impulsar la minería doméstica. La candidata demócrata dijo que el país debe crear una reserva nacional de minerales críticos. “El aumento de la producción nacional se combinará con medidas innovadoras y sostenibles para construir cadenas de suministro de minerales críticos más sólidas junto con nuestros aliados y socios, incluso incentivando inversiones que amplíen la producción estadounidense y aliada de estos recursos”, informó la campaña de Harris. Los demócratas ya vienen explorando opciones para incentivar las inversiones, como ofrecer precios sostén a proyectos domésticos de minerales críticos que sean competitivos.
4 – Pausa al GNL
La administración Biden impuso este año una pausa temporal en el otorgamiento de nuevos permisos deexportación de gas natural licuado. El Departamento de Energía argumenta que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a otorgar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. La ley también indica que los criterios para definir el interés público deben ser actualizados. El próximo gobierno tendrá la capacidad de definir el contenido de esos criterios.
La secretaria de Energía, Jennifer Granholm estimó que la pausa finalizaría en marzo de 2025. Trump adelantó que le pondría fin y reiniciaría las aprobaciones inmediatamente después de asumir el cargo. Menos clara es la posición de la vicepresidenta Harris, lo que podría indicar retrasos en los proyectos de exportación que no cuentan con las autorizaciones necesarias.
EE.UU. actualmente tiene una capacidad de licuefacción de poco más de 14 bcf por día. Hay proyectos en construcción por 12 bcf y otros 22 bcf que fueron aprobados por el Departamento de Energía pero que tienen pendientes una decisión final de inversión (FID). El gobierno aclaró que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.
Exar, la empresa argentina dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, anunció la emisión de la primera Obligación Negociable (ON) en el mercado del litio, con calificación AA estable de Moody’s y Fix. La licitación se realizará el próximo 7 de noviembre y lo recaudado será destinado a financiar principalmente capital de trabajo y/o refinanciación de pasivos para el financiamiento del giro comercial del negocio, según precisaron desde la compañía.
La empresa está conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) en calidad de accionistas y concentra sus operaciones en el Salar Cauchari-Olaroz, en la provincia de Jujuy, Argentina, donde desarrolla el “Proyecto Cauchari-Olaroz”.
Emisión
Los instrumentos a licitar cumplen con las siguientes características:
CLASE I: moneda de pago dólar, plazo de 3 años con tasa de interés fija.
CLASE II: dólar linked, plazo de 2 años con tasa de interés fija.
Para ambas clases el monto mínimo de suscripción es de 100 dólares estadounidenses.
En esta operación, los Bancos Santander e ICBC actuarán como organizadores y colocadores, en tanto que Banco Galicia, Banco BBVA, Macro Securities, Banco Comafi, Balanz, Banco Mariva, Banco Supervielle, Puente, Allaria, Invertironline, TPCG, MAX Capital, Global Valores, Neix, Cohen y otros), actuarán como colocadores, según precisaron.
Capacidad
La compañía cuenta con una capacidad de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio calidad batería. En la actualidad, la planta se encuentra en la fase de inicio productivo, y espera producir entre 20.000 y 25.000 toneladas este año.
“Exar cuenta con una sólida posición competitiva en el mercado del carbonato de litio, el respaldo de sus accionistas y una sólida y creciente generación de flujo de fondos. Además, la empresa opera con proyecciones sólidas en cuanto a la generación futura de flujos”, remarcaron desde la minera.
La etapa inicial de exploración y prospección en el Salar de Cauchari-Olaroz comenzó en 2009, período durante el cual se llevaron a cabo numerosos estudios de prefactibilidad, factibilidad y estudios de impacto ambiental. Una vez obtenidos los permisos de operación se inició la construcción de la planta de Exar que demandó una inversión de 979 millones de dólares.
En su pico de trabajo, este proceso empleó a más de 3300 personas de manera directa. Actualmente, el proyecto cuenta con más de 2100 colaboradores entre directos e indirectos, de los cuales más del 60% reside en la Provincia de Jujuy, y el 30% lo hace en comunidades aledañas, convirtiéndose de esa manera en un motor fundamental para el desarrollo regional.
El gobierno decidió que los precios de la energía aumenten este mes en línea con la inflación, independientemente de la situación particular de cada mercado. Los combustibles treparon un 3%, la electricidad 2,5% y el gas natural por redes un 2,7%. En estos dos últimos servicios, se ajustó el componente destinado a las distribuidoras, mientras que el precio mayorista se mantuvo constante en el gas y retrocedió en términos reales en la electricidad.
Luego de la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo, el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, les anticipó a las distribuidoras que las tarifas van a acompañar la inflación, pero por ahora no habrá recomposiciones adicionales. Por ese motivo, se frenó el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria que tenía por objetivo autorizarles un incremento mayor antes de fin de año.
Electricidad
En línea con esa pauta, el gobierno publicó el viernes la resolución 19/2024 que mantuvo sin cambios el precio mayorista de la energía eléctrica con respecto a octubre. “Establécese, para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025 (…) la aplicación de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el MEM establecidos en el Anexo I (IF-2024-105442451-APN-DNRYDSE#MEC) de la Resolución Nº 283 de fecha 27 de septiembre de 2024 de la Secretaría de Energía”, dice la norma.
Según cálculos de la consultora Economía & Energía, ese congelamiento del precio mayorista deriva en una contracción del precio de la energía de 3,3% en pesos constantes y de 2% en dólares.
No obstante, para el usuario igual la tarifa aumenta porque si bien el precio mayorista de la energía se mantiene congelado, lo que sube un 6% es el componente destinado a las distribuidoras, que representa aproximadamente un 30% de la factura. Por ese motivo, la tarifa final de electricidad que pagan los usuarios sube 2,5%.
Lo que busca el gobierno con esta recomposición del margen de distribución es que las empresas no dejen de pagarle la energía a Cammesa para compensar la caída real que podrían sufrir en el VAD si es que se les congelara ese ingreso.
Gas natural
El gobierno ajustó la semana pasada a través de la resolución 18/2024 un 2,1% nominal el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Ese ajuste implica que se mantiene constante en dólares, mientras que el Valor Agregado de Distribución que perciben las empresas subió 3,5%. Debido a ello, la tarifa final que paga el usuario subió este lunes un 2,7% por una recomposición del margen de distribución.
No obstante, en las resoluciones publicadas este lunes en el Boletín Oficial solo aparece la tarifa para los usuarios N1. El cargo fijo mensual es igual para todos los usuarios, pero el cargo variable no. Por lo tanto, si los usuarios de ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3) quieren saber cuánto pagan por m3 de gas natural lo tienen que calcular siguiendo los pasos que detalló EconoJournal en junio.
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