Como una metáfora de la Generación Dorada de Básquet, Argentina busca, con sus limitaciones, disputarle la posición como productor y exportador de hidrocarburos a los Estados Unidos. El camino es largo y para Vaca Muerta recién comienza. La formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, representa una oportunidad única para que Argentina se consolide como uno de los principales productores y exportadores de petróleo y gas del mundo. Sin embargo, el desarrollo de esta cuenca no convencional enfrenta grandes desafíos políticos, económicos y sociales, que van desde la falta de infraestructura adecuada hasta una preparación educativa insuficiente para formar […]
El gobierno rionegrino señaló que el ducto destinado a exportar crudo transformará la provincia y, al mismo tiempo, destacó que tendrá un rol clave para el desarrollo energético del país. El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro. El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. […]
El proyecto de expansión de gas, impulsado en conjunto por el gobierno provincial y YPF, permitirá que cada hogar en Añelo cuente con gas natural, una medida que pone fin a años de desigualdad energética en esta localidad clave para la producción de hidrocarburos. En el marco de un proyecto calificado como una «reparación histórica» por las autoridades provinciales, en 2025 todos los hogares de Añelo tendrán acceso a la red de gas natural. La obra, ejecutada por YPF en colaboración con la gobernación de Neuquén, apunta a satisfacer una demanda esencial en la comunidad que sustenta la actividad energética […]
La instancia consolida el interés de la industria petrolera internacional en el potencial de hidrocarburos costa afuera de Uruguay. ANCAP junto a Chevron y Challenger Energy Group (CEG) firmaron el “Farm-in de Chevron en el Área OFF-1”, acuerdo mediante el cual la empresa estadounidense Chevron asume el rol de operador en dicha área de la costa del país, en el marco del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos vigente. Asimismo, el acuerdo implica que Chevron tendrá una participación del 60% en el bloque a explorar, mientras que CEG tendrá un 40% del proyecto en calidad de socio no operador. […]
La capital paraguaya se convirtió en el centro de la agenda energética de América Latina y el Caribe con la realización de la LIV Reunión de ministros y ministras de Energía organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El encuentro congregó a representantes de 20 delegaciones ministeriales de la región para debatir los desafíos y avances del sector energético.
El encuentro brindó a los países miembros un espacio para evaluar la transición energética y proponer estrategias conjuntas, según destacaron desde la organización.
Acuerdos
Entre los acuerdos alcanzados se destacan i) la creación de un Consejo Regional de Planificación y ii) la adopción de una meta regional de eficiencia energética. Además, iii) se pactó detener la construcción de nuevas plantas carboeléctricas iv) se estableció un Grupo de Trabajo de Energía Nuclear para fortalecer la colaboración en ese ámbito. Por último, v) se indicó el apoyo y solidaridad con los países que enfrentan cortes de suministro eléctrico, reafirmando el compromiso de la región con el apoyo mutuo.
“La LIV Reunión de ministros y ministras de Energía reafirma la importancia de la unidad y la cooperación entre las naciones de América Latina y el Caribe para enfrentar los retos energéticos actuales y avanzar hacia un futuro más sostenible e inclusivo”, aseguraron.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial convocó a la audiencia pública en la que se analizará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto FLNG en el Golfo San Matías. La audiencia será el miércoles 4 de diciembre en San Antonio Este y brindará a la población la oportunidad de expresarse sobre los alcances y posibles impactos de la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural.
Según la resolución de la convocatoria publicada hoy en el Boletín Oficial, la audiencia se llevará a cabo a partir de las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, ubicado en la intersección de las calles Primeros Pobladores y Luis Piedrabuena.
Se trata de una instancia de participación ciudadana donde todas las personas, organizaciones y entidades interesadas podrán expresar sus opiniones y realizar aportes al proyecto. Si bien las opiniones que se registren son de carácter consultivo y no vinculante, serán consideradas en la fundamentación de la resolución final.
Cualquier persona interesada puede acceder al expediente y revisar el Estudio de Impacto Ambiental presentado por la empresa Southern Energy S.A., titular del proyecto FLNG en Río Negro. Se puede hacer vía digital a través del sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, o en formato físico en la delegación Alto Valle en Cipolletti.
Quienes deseen intervenir en la audiencia pública deberán inscribirse previamente en el formulario en línea disponible en https://forms.gle/tHiii3xCHWxTm9Wv9 hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Cada intervención tendrá un tiempo máximo de cinco minutos.
La secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quien presidirá la audiencia, destacó la importancia de la convocatoria: “Esta es una oportunidad única para que la ciudadanía participe activamente en el proceso de toma de decisiones sobre un proyecto de esta magnitud. Queremos escuchar las voces de todos los actores, tanto del sector público como privado, así como de la comunidad rionegrina en general, para garantizar un proceso transparente e inclusivo”.
Sobre el proyecto
El proyecto consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural en aguas del Golfo San Matías, a una distancia de 4 a 6 kms de la costa, con una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL). En tierra, el proyecto incluirá una cabecera de gasoducto y un sistema de transporte terrestre y submarino que permitirá el traslado del gas natural hacia el sistema de licuefacción. La unidad de licuefacción, instalada en el lecho submarino a una profundidad de -35 mLAT, será responsable de producir el GNL que luego será cargado en buques metaneros para su exportación.
La actividad se desarrollará a unos 50 km al sur de San Antonio Oeste y promete convertirse en un eje de desarrollo energético para Río Negro, al permitir la expansión de la industria del gas y petróleo en la región. Según el informe preliminar de evaluación, el proyecto es técnicamente factible y se enmarca fuera de cualquier Área Natural Protegida. Entre otros beneficios, se espera que impulse la economía local a través de la creación de empleos directos e indirectos, nuevas infraestructuras y la llegada de proyectos industriales asociados.
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) publicó la Resolución CNEE-270-2024 en la que aprueba los Términos de Referencia para que distribuidoras de Guatemala elaboren las Bases de una nueva Licitación Abierta para la contratación de potencia y energía eléctrica que garanticen sus requerimientos de suministro.
Se trataría del marco para el lanzamiento del proceso de Licitación PEG-5, que se estima que podría ser el más grande y sostenible de su historia al poder requerir en el orden de 1200 MW (a definirse en las bases) provenientes de fuentes bajas en carbono.
Según anticipan los TDR podrán participar en la Licitación los agentes generadores ya inscriptos en el mercado y aquellos que, una vez adjudicados, puedan constituirse como tal, de conformidad con la regulación vigente.
Estos agentes tendrán la posibilidad de ofertar potencia y energía eléctrica a partir de centrales en operación y también centrales consideradas nuevas con fecha de operación posterior al 1 de enero.
Las fuentes energéticas permitidas serían las siguientes:
Plantas de Generación Nuevas con las tecnologías de generación con recursos renovables reconocidas en la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (incluidas las que incorporen sistemas de almacenamiento);
Plantas de Generación Nuevas con las tecnologías de generación con recursos no renovables cuyas fuentes tienen factores de emisión de Dióxido de Carbono (CO2) menores o iguales a los del Gas Natural, tomando como referencia los publicados por el Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés),
Plantas de Generación en operación con las fuentes energéticas disponibles en el parque de generación en la fecha de convocatoria de la licitación.
De acuerdo con los TDR emitidos la semana pasada, se podrá adjudicar los siguientes tipos de contrato: Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, conforme están definidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13.
Los mismos tendrán una duración de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes, pudiendo acceder a los mismos mediante la participación en dos bloques: bloque de base o bloque complementario a la base.
Bloque Base: Es la cantidad de energía eléctrica de la curva total que constituye la base de la energía eléctrica a cubrir durante todas las horas del día de todos los años del período de suministro, respecto del total del requerimiento de las Distribuidoras.
Bloque Complementario a la Base: Es la cantidad de energía eléctrica de la curva total que resulta de la diferencia de descontar, del total de los requerimientos de las Distribuidoras, la cantidad de energía que corresponde al Bloque Base.
Según se establece en los términos, las fechas de inicio de suministro previstas son el 1 de mayo de los años 2030, 2031, 2032 y 2033, estos plazos no solo dan tiempo prudente a las nuevas centrales de generación para construirse sino además responden al vencimiento de un poco más de 1000 MW en contratos previos con los que contaban las distribuidoras y que dan cuenta del volumen potencial que tendrá esta convocatoria.
Lo que sigue
A partir de la publicación de los Términos de Referencia, las distribuidoras tendrán 80 días para elaborar las Bases de Licitación “en estricto apego y cumplimiento” a los TDR para la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
En adición, estas empresas deberán conformar una Junta de Licitación para llevar a cabo el proceso y liderar las tareas vinculadas hasta que se suscriban los respectivos contratos de abastecimiento.
A posterior, las Distribuidoras, a través de la Junta de Licitación, deberán establecer los eventos del proceso de Licitación con sus respectivas fechas, contemplando como mínimo un periodo para adquirir las bases de la licitación, realizar reuniones informativas, entregar solicitudes de aclaraciones de las bases y responder a las solicitudes de aclaración; y luego, dar lugar a la presentación de ofertas, sus aperturas, fecha de adjudicación y suscripción de cada contrato de abastecimiento.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) desarrolló con éxito un nuevo encuentro entre autoridades de gobierno, reguladores, empresas, academia y entidades financieras de la región.
Más de 2000 asistentes, 200 panelistas y representantes de delegaciones de 25 países miembros de OLADE se dieron cita, del 28 al 31 de octubre, en los salones de conferencias del Banco Central del Paraguay, en Asunción.
La IX edición de la Semana de la Energía tuvo ponencias destacadas y paneles de debate que siguieron como ejes temáticos el acceso al financiamiento; capacidades técnicas y tecnológicas; sociedad y ambiente; política y regulación.
Además, tuvo lugar la Junta de Expertos de OLADE que sentó las bases de los acuerdos de la LIV Reunión de Ministros de OLADE que se llevó a cabo a posteriori y que, según concluyó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la OLADE, dio resultados precisos:
«Quisiera agradecer el compromiso de los ministros en este esfuerzo de avanzar regional y colectivamente en materias tan importantes.
En el marco de la Reunión de Ministros, se acordó un consejo de planeamiento regional para avanzar en la integración energética en la región; los países acordaron y se comprometieron a no construir más plantas de carbón en la generación eléctrica en América Latina; los ministros acordaron una meta colectiva regional para avanzar en eficiencia energética; también acordaron e iniciaron el diálogo e intercambio de experiencias en materia de energía nuclear.
Todos temas concretos que hacen al desarrollo y el crecimiento de nuestro sector energético en América Latina”, expresó Andrés Rebolledo durante la ceremonia de clausura en Itaipú.
Aquello no sería todo. En esta reunión que es la máxima instancia de gobernanza de la OLADE también promovió el trabajo en torno a transiciones energéticas justas y se aseguró que se brindará apoyo a los países que enfrenten cortes de suministro eléctrico.
Integración regional
Más allá del consenso alcanzado por toda la plana mayor, representantes de las distintas subregiones aprovecharon para referirse a proyectos específicos que promoverán en el corto, mediano o largo plazo la interconexión entre los distintos países.
Tal es el caso de Colombia y Panamá, que cerraron un acuerdo para impulsar su proyecto de Interconexión Eléctrica Binacional, una iniciativa que se empezará a concretar tras más de una década de diálogo y que promete no sólo la cooperación eléctrica entre ambos países sino también la oportunidad de unir el sistema ya operativo en Centroamérica con Sudamérica.
Por su parte, Paraguay puso énfasis en las oportunidades del gas natural como energético de transición y expresó su interés de que el gasoducto que parte en Vaca Muerta use como franja de conexión con Brasil el Corredor Bioceánico, atravesando la Zona de Integración del Centro Oeste Suramericano (ZICOSUR).
Y, aunque aún estaría en una etapa temprana, República Dominicana mencionó que en el horizonte se encuentra la posibilidad de impulsar la interconexión con otros mercados no fronterizos como Puerto Rico mediante la utilización de un cable submarino que podría romper el paradigma de la interconexión eléctrica en el Caribe.
Descarbonización
Paraguay, como país anfitrión de la Semana de la Energía, promovió la diversificación de la matriz energética y se comprometió con avanzar en la electrificación de las actividades como forma de contribuir a la descarbonización y a minimizar los impactos del cambio climático.
Ahora bien, un paso importante se logró en las reuniones ministeriales donde se pactó detener la construcción de nuevas plantas carboeléctricas para la descarbonización de las economías y promover la renovabilidad a nivel regional.
Al respecto, es preciso indicar que el índice de renovabilidad de la oferta de energía ha mantenido su tendencia al alza durante la última década, debido principalmente al incremento de la participación de fuentes de energías renovables en la matriz de generación eléctrica.
Así lo advierte el “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2023-2024″ que fue presentado durante la Semana de la Energía y que en adición señala que la generación de energía renovable no convencional, especialmente la solar y eólica, podría aumentar un 30% este mismo año 2024.
Uruguay cuenta con una ambiciosa ruta para expandir su parque de generación renovable con una meta de incorporar anualmente 100 MW por año, como parte de un plan liderado por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), que hasta ahora ha asumido las inversiones iniciales y prevé, a futuro, abrir el sector a contratos PPA.
Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía de Uruguay, conversó en exclusiva con Energía Estratégica en el marco de la Semana de la Energía e insistió en la importancia que tendrán los 100 MW renovables anuales para abastecer la creciente demanda energética que se avizora en el país.
“UTE está haciendo una inversión importante para ello. Es decir que en un principio lo incorporará con inversión propia y luego probablemente se den los contratos de compra – venta de energía para sostenerlas a futuro”, apuntó.
“Por ende, actualmente no se están generando contratos PPA pero sí se están adquiriendo conocimientos y manejo de la tecnología para luego abrir la generación fotovoltaica al sector privado”, reforzó.
¿Por qué? El organismo ya conoció que se pulirá otro pliego licitatorio de un parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), en pos de acompañar el crecimiento de las instalaciones renovables en el corto plazo y continuar procesos similares hasta el año 2047.
“En cuanto a la generación, se observa más fotovoltaica en el corto plazo, dado que la eólica recién estará cercana al 2030 como parte del recambio del parque energético que ya hay en el país”, manifestó el director nacional de Energía.
“En ese marco también está la expectativa de los proyectos de hidrógeno, que si bien tendrán generación propia a futuro, inicialmente se prevén que ingresen una mezcla de generación propia y de la energía tomada del sistema”, añadió en diálogo con este portal de noticias.
Incentivos a las pequeñas y medianas empresas
Por otro lado, Christian Nieves Lauz reconoció que, más allá de lo que se haga con la generación centralizada, el gobierno tiene el foco puesto en la eficiencia energética, puntualmente a través de un programa que brinda un monto económico a las MiPyMEs para incorporar medidas de esta índole.
“Ello también incluye la adquisición de paneles solares; aunque al tener una matriz tan verde, a veces es ineficiente la microgeneración, por lo que no está tan alentado dado que, por ahora, se cubre bien la demanda y no sería necesario”, aclaró.
El 30 de octubre, TÜV confirmó que el módulo de heterounión THC-G12 de Tongwei alcanzó una potencia máxima de 776,2 vatios y una eficiencia del 24,99 % en un formato de 2384 x 1303 mm.
Esta es la primera vez que un módulo de heterounión supera los 775 vatios, lo que representa un avance significativo. Y desde el año 2023, Tongwei ha establecido nuevos récords de potencia y eficiencia en nueve ocasiones distintas.
El Centro Global de I+D de Tongwei comenzó a operar en junio de 2024. En solo cuatro meses, el equipo de I+D aumentó la eficiencia de la celda en casi un 0,3 % al optimizar las estructuras de captura de luz y la uniformidad del PECVD, además de emplear materiales y técnicas de impresión avanzados, lo que elevó la potencia en producción masiva del módulo hasta 745 vatios.
Basándose en sus éxitos previos de producción masiva, este último logro eleva aún más la potencia de los módulos de heterounión. Tongwei ahora ofrece una solución líder de heterounión con interconexión de cobre (THL) a nivel de gigavatios (GW), centrándose en la tecnología sin plata e impulsando los estándares de la industria.
El Centro de I+D Global de Tongwei tiene como objetivo promover tecnologías de vanguardia y fomentar el crecimiento de la industria. Reconocido como el centro de I+D más grande y con mayor capacidad en el campo, Tongwei se centra en el desarrollo de tecnologías convencionales como TOPCon, HJT, xBC y células y módulos tándem de perovskita/silicio. Tongwei explora los límites tecnológicos, transformando sus avances en motores del progreso industrial.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos y country manager de NCS Multistage en Argentina, destaca la importancia del número de etapas de fractura como un indicador clave para medir el desarrollo productivo en Vaca Muerta. En un contexto de crecimiento proyectado para 2025, este parámetro se convierte en un barómetro esencial para la industria, reflejando tanto la actividad económica como las tendencias a largo plazo del sector energético argentino.
Las etapas de fractura como termómetro de Vaca Muerta
A medida que Vaca Muerta continúa consolidándose como una de las reservas no convencionales de petróleo y gas más significativas de Argentina y el mundo, las etapas de fractura se han convertido en un barómetro preciso para medir la actividad económica y técnica en los yacimientos.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos, destacó recientemente que estos números son clave para interpretar las tendencias productivas y de mercado en el corto y mediano plazo. El conteo de etapas de fractura es una métrica cuantificable y objetiva que refleja no solo el movimiento de recursos y la dinámica logística, sino también la proyección de crecimiento a nivel sectorial.
“Los estudios han demostrado que existe una correlación directa entre el número de etapas de fractura y la futura producción de hidrocarburos”, explica Fucello. Esto se debe a que cada etapa representa un conjunto de operaciones que preparan al pozo para extraer hidrocarburos, lo que lo convierte en un indicativo fiable para prever la producción inmediata, tanto a nivel general como para cada empresa.
¿Qué es una etapa de fractura?
Una etapa de fractura es el proceso mediante el cual se inyectan grandes cantidades de arena y agua en un pozo para fracturar las formaciones rocosas y liberar así el petróleo y gas atrapados. Este procedimiento es altamente intensivo en recursos y equipos. Cada etapa de fractura en Vaca Muerta requiere, en promedio, aproximadamente 250 toneladas de arena y 1,500 m³ de agua, los cuales son inyectados a una presión de más de 10,000 PSI en la boca del pozo.
Este nivel de presión y los materiales necesarios conllevan un despliegue logístico de envergadura. Además del transporte de arena y agua, las operaciones requieren de equipos específicos y de personal capacitado para realizar la fracturación. De esta forma, cada etapa de fractura refleja no solo la actividad económica del sector, sino también la complejidad técnica y la logística implicadas en las operaciones en Vaca Muerta.
Proyecciones para 2024 y 2025
Las proyecciones de etapas de fractura en Vaca Muerta anticipan un crecimiento significativo. Según datos de la fundación Contactos Energéticos, en 2024 se prevé que el número de etapas de fractura alcance las 17,524, lo que implicaría un incremento del 19% en comparación con el año anterior.
Pero el mayor salto proyectado está previsto para 2025, cuando se espera un aumento del 37% en las etapas de fractura, llegando a un total de 24,008 etapas. Esta expansión se vincula directamente con la demanda de hidrocarburos a nivel nacional y regional, así como con el posicionamiento de Argentina en el mercado global de energía.
Infraestructura de fractura: el rol de las empresas de servicios
La capacidad instalada para realizar fracturación hidráulica en Vaca Muerta en 2025 estará distribuida entre diversas empresas de servicios. Halliburton lidera la lista con 4 sets de fractura, seguida por SLB (anteriormente Schlumberger) con 3 sets, mientras que Calfrac y Tenaris operan con 2 sets cada una, y Weatherford completa el grupo con 1 set.
Estos 12 sets de fractura reflejan la infraestructura técnica necesaria para sostener el crecimiento proyectado del 37% en las etapas de fractura para el próximo año. Cada set de fractura representa una instalación completa y autónoma capaz de realizar operaciones de fractura en un pozo, que incluye tanto los equipos como el personal especializado. Esta infraestructura permite a las empresas adaptarse a la demanda creciente y distribuir de forma óptima sus operaciones en Vaca Muerta.
Vaca Muerta: un pilar energético estratégico
El crecimiento proyectado de las etapas de fractura subraya la magnitud de la expansión en Vaca Muerta, consolidando a esta cuenca como un pilar clave para la industria energética de Argentina. Con estas cifras y proyecciones, Vaca Muerta no solo se posiciona como un centro productivo fundamental para la autosuficiencia energética del país, sino también como un actor estratégico en el ámbito internacional.
“Argentina debe entender que Vaca Muerta es uno de los activos energéticos más valiosos que tiene hoy en día”, indicó Fucello. “Estas proyecciones nos permiten dimensionar el impacto económico y la relevancia estratégica de estos recursos”. La expectativa es que este crecimiento en las etapas de fractura se traduzca en una mayor capacidad de producción de petróleo y gas, lo que a su vez permitirá una mayor participación de Argentina en el mercado global de energía y contribuirá a la estabilidad económica nacional.
Un futuro de crecimiento sostenido
Las cifras y el contexto logístico, sumado a la inversión en infraestructura de fracturación, colocan a Vaca Muerta en el foco del desarrollo hidrocarburífero del país y de la región. Con una inversión sostenida y un compromiso de las empresas de servicios para mantener la infraestructura necesaria, se prevé que Vaca Muerta siga siendo una fuente crucial de ingresos y estabilidad económica para Argentina, además de un actor clave en la geopolítica energética.
El seguimiento del número de etapas de fractura se convierte, por tanto, en una herramienta indispensable para proyectar la productividad y crecimiento de esta industria. La combinación de recursos, tecnología e inversión en infraestructura refleja una visión a largo plazo para Vaca Muerta, en la cual Argentina encuentra no solo un motor económico, sino también un instrumento para asegurar su posición en el ámbito energético mundial.
(Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).
Concienciados en la lucha contra la descarbonización y por cumplir con los objetivos del PNIEC para 2030, el líder mundial de soluciones de energía distribuida, Growatt, se ha embarcado en una ambiciosa gira por la Península Ibérica en 2024 que ha finalizado hace unos días.
Durante su gira “Roadshow Iberia 2024”, Growatt New Energy, ha visitado las ciudades de Madrid y Sevilla durante el pasado mes de mayo, siendo este mes de octubre el turno de Portugal, donde se han celebrado los eventos en las ciudades de Lisboa y Oporto, mostrando sorpresas exclusivas y regalos en cada parada.
Durante el roadshow, se presentaron en detalle los nuevos y recientes lanzamientos de la Compañía, enfocados en el almacenamiento comercial e industrial, las soluciones de almacenamiento de balcón, y los asistentes también pudieron formarse en la impresionante plataforma de gestión y monitorización OSS (Online Smart Service) junto a sus ingenieros de postventa.
Junto a lo anteriormente mencionado, los asistentes también tuvieron la oportunidad de probar sus productos de primera mano en la espectacular VAN showroom presente durante los eventos .
Pero no todo fue formación, como ya es habitual en la marca, también hubo tiempo para conversar sobre el sector, resolver dudas y consultás técnicas y finalmente realizar juegos y sorteos de regalos para todos los asistentes, sorteándose en cada evento un sistema de almacenamiento portátil Infinity 1500.
El eje central del roadshow gira en torno en presentar gama de inversores híbridos residenciales, como los nuevos inversores MID 11-30KTL3 XH, MOD 3-10KTL3 XH (BP) y la gama industrial con su inversor WIT 50-100K-HU, junto con las baterías APX HV y las nuevas APX Comerciales.
Entre los productos mostrados, destaca el nuevo MID 11-30KTL3 XH, con un rango de potencias de 11 a 30kW y una potencia fotovoltaica máxima de entrada de 60KW de CC y una tensión de entrada de hasta 1100 V, el dispositivo permite conectar más módulos fotovoltaicos en cada string reduciendo los costes de las conexiones en paralelo.
A las familias de almacenamiento, se une nuevo WIT 50-100K-HU (AU), con un rango de potencias de 50 a 100kW, escalable hasta los 300kW y una potencia fotovoltaica máxima de entrada de 156KW CC y una tensión de entrada de hasta 1000 V, cuenta con hasta 10 MPPTs con 2 string por cada MPPT; la corriente de entrada de string del inversor alcanza los 16 A, por lo que es compatible con módulos fotovoltaicos de gran potencia (500 W o más)
Otra de sus novedades presentadas fue la solución de balcón de Growatt, lanzada para dar solución a aquellas personas que no puedan tener una instalación fotovoltaica en casa, esta solución consta de un micro-inversor NEO de 800W, compatible con los paneles fotovoltaicos de mayores potencias, junto con las nuevas baterías NOAH, con una capacidad aproximada de 2kWh, pudiéndose ampliar mediante un mecanismo de plug&play hasta algo más de 8kWh; siendo esta una solución ideal para pisos con terrazas y zonas donde no se permita la modificacion exterior de edificios.
La empresa pretende fomentar la comprensión de cómo estas innovaciones pueden remodelar el sector energético e impulsar un futuro sostenible.
«España y Portugal presentan un potencial increíble para la energía solar», señaló AlejandroPintado, Product Marketing Manager para España y Portugal de Growatt.
«Nuestra gira no se limita a comercializar nuestros productos, sino también en fomentar asociaciones y colaboraciones locales», agregó.
El viaje de Growatt por España y Portugal supone un paso importante en la misión hacia un futuro más sostenible y ecológico; mientras el mundo mira hacia las fuentes de energía renovables para combatir el cambio climático, iniciativas como el roadshow de Growatt sirven de guía, iluminando el camino hacia un futuro más limpio y sostenible.
Se llevó a cabo la conferencia de prensa sobre el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025, un evento que se celebrará en marzo del año entrante en el Centro de Convenciones y Exposiciones de Tampico. Este congreso se perfila como uno de los más importantes para la industria energética, tanto a nivel nacional como internacional.
En la conferencia participaron figuras clave del sector energético de Tamaulipas, el Secretario de Desarrollo Energético del estado José Ramón Silva Arizabalo y Alejandro Rodríguez Contreras, Secretario Técnico de la Secretaría de Desarrollo Energético Estatal; además de RicardoOrtega, CEO de Oil & Gas Alliance y Janette Olivares, Directora de Operadores y Estados de Oil & Gas Alliance.
Durante su gestión, el gobernador de Tamaulipas, el Dr. Américo Villarreal Anaya, ha destacado que la expansión del puerto de Altamira y el desarrollo de infraestructuras relacionadas con el sector energético consolidan al estado que encabeza como una región clave para la conexión de mercados estratégicos. Como ejemplo está la inauguración del gasoducto en Reynosa, con una inversión de 2,980 millones de pesos, así como la planta de licuefacción de gas en las costas tamaulipecas, que busca exportar gas al mercado europeo.
José RamónSilva resaltó la relevancia del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas como una plataforma para atraer inversiones y fomentar la creación de oportunidades de negocio en el sector energético. Comentó: “este congreso permitirá a las empresas emergentes, grandes corporaciones y entidades gubernamentales establecer vínculos estratégicos para el desarrollo de proyectos”. Además, precisó que Tamaulipas fue el primer estado del país que certificó su programa sectorial de energía, y añadió: “Somos un estado rico en energía y ubicado estratégicamente para la logística nacional gracias, entre otras cosas, a los 18 cruces fronterizos, que facilitan y potencializan el fenómeno del nearshoring”. Además, dio la primicia de un segundo proyecto denominado: Desarrollo de Proveedores del Sector Energético del estado de Tamaulipas, y de las actividades de atracción de inversión a realizarse próximamente en China.
Ricardo Ortega, por su parte, expresó su entusiasmo por la realización del congreso, y sostuvo que “este es el momento para generar nuevas oportunidades y fortalecer alianzas estratégicas que impulsen la transición energética y el desarrollo de nuevas tecnologías en México”. Además, subrayó la importancia de Tamaulipas como un hub energético estratégico, indicando que el estado concentra el 63% de los recursos prospectivos del sector, lo que lo convierte en una región clave para la industria energética.
Durante la conferencia se ofreció un panorama detallado de las actividades que tendrán lugar durante los tres días del congreso. Entre ellas se destacó la realización de exposiciones y conferencias magistrales con la participación de expertos internacionales, quienes abordarán temas indispensables para el futuro de la industria energética. Además, se llevarán a cabo paneles de discusión sobre los principales retos y oportunidades que enfrenta el sector energético tanto en México como a nivel global.
Uno de los elementos centrales del congreso será la zona de networking, que permitirá a las empresas participantes crear alianzas estratégicas y atraer inversiones. Este espacio será clave para que compañías nacionales e internacionales puedan establecer contactos y fortalecer relaciones con otros actores relevantes de la industria, así como discutir posibles colaboraciones y proyectos en Tamaulipas.
Sobre el Programa de Desarrollo de Proveedores del Sector Energético de Tamaulipas, Alejandro Rodríguez puntualizó: “este proyecto tiene como objetivo impulsar un esquema integral y fortalecer la cadena de valor del sector energético en el estado de Tamaulipas; vamos a enfocarnos en desarrollar a las empresas tamaulipecas pero también están invitadas las empresas de todo el país, siempre y cuando tengan presencia en el estado”. Añadió que a través de esta iniciativa, en su primera fase, las empresas que podrán participar serán aquellas que presenten servicios a la industria de hidrocarburos, y posteriormente dicho programa se extenderá a toda la cadena de valor del sector energético. Lo anterior, sin costo alguno para las empresas.
La finalidad del programa es desarrollarlos para el cumplimiento de los requerimientos que las grandes operadoras de hidrocarburos tienen para la integración de su cadena de valor. Se comenzarán actividades de convocatoria para dichas empresas, el día 30 de octubre, por lo que pidió a las empresas y ciudadanía estar pendientes de las redes sociales de la SEDENER Tamaulipas para dar seguimiento a la información emitida al respecto y a los eventos que se llevarán a cabo en las ciudades de Reynosa, Victoria y el área metropolitana de Tampico, Madero y Altamira.
Durante su intervención, Janette Olivares dio a conocer que “llevaremos a cabo una gira por Asia, específicamente por China, para transformar el Puerto del Norte en un hub logístico de clase mundial, con base en inversiones para la expansión y modernización de los puertos. Asimismo, iremos con la misión de fomentar las inversiones en exploración y extracción de petróleo y gas, e incentivar la transferencia tecnológica y los servicios avanzados”.
Finalmente, la conferencia de prensa sirvió como una invitación para que empresas del sector y profesionales interesados en el futuro energético de México participen en el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 y asimismo en el programa de Desarrollo de Proveedores del sector energético, que promete ser un punto de encuentro esencial para discutir el futuro de la energía, atraer inversiones, y generar nuevas oportunidades de negocio en uno de los sectores más dinámicos del país y para el estado. Todas estas actividades se encuentran alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y a las líneas de acción del Programa Sectorial de Energía del Estado, acreditado por la Organización de Naciones Unidas.
DAS Solar ha implementado con éxito un proyecto solar de 5 MW en Brasil en colaboración con MTR solar distribuidora y fabricante de equipamientos y estructuras para usina solar, un reconocido distribuidor de soluciones integrales para proyectos de generación distribuida (GD), y TR Energia, el instalador del proyecto. Este proyecto emblemático cuenta con los confiables módulos de tipo N de DAS Solar, lo que enfatiza aún más la presencia de la empresa en Brasil.
El mercado solar brasileño ha experimentado un crecimiento explosivo, con un aumento significativo en las instalaciones de generación distribuida. A partir de 2023, Brasil se ha convertido en uno de los principales mercados solares de América Latina, impulsado por políticas favorables, abundante luz solar y la necesidad de diversificar su combinación energética. Se espera que la adopción de instalaciones solares continúe aumentando, lo que contribuirá a los ambiciosos objetivos de energía renovable del país.
Actualmente, la energía solar de servicios públicos a pequeña escala está desempeñando un papel fundamental para convertir a Brasil en el mercado verde más grande de América Latina. Este crecimiento se alinea perfectamente con la estrategia de expansión global de DAS Solar, que tiene como objetivo respaldar el desarrollo de energía sostenible en mercados clave prósperos.
Ubicado en una de las regiones solares de Brasil en rápida expansión, el proyecto es un testimonio de la capacidad de DAS Solar para ofrecer soluciones energéticas confiables y de alta eficiencia adaptadas al mercado local. Los módulos tipo N de DAS Solar, conocidos por su rendimiento y durabilidad superiores, están diseñados para funcionar de manera eficiente en las diversas condiciones climáticas de Brasil, lo que garantiza la máxima generación de energía para proyectos residenciales y comerciales.
2024 marca el 50 aniversario de las relaciones diplomáticas entre China y Brasil.
China sigue siendo el socio comercial más importante de Brasil y, en los últimos años, ambas naciones han desarrollado una cooperación profunda y de amplio alcance en el sector solar. Como parte de esta creciente colaboración, DAS Solar ha obtenido la certificación INMETRO para sus módulos tipo N, un hito vital para ingresar al mercado brasileño. INMETRO, el Instituto Nacional de Metrología, Normalización y Calidad Industrial, es el organismo de certificación oficial de Brasil responsable de establecer estándares nacionales. Esta certificación no solo valida la alta calidad de los productos tipo N de DAS Solar, sino que también allana el camino para expandir la presencia de la empresa en Brasil.
Mientras tanto, a través de asociaciones con importantes distribuidores como MTR solar distribuidora e fabricante de equipamentos e estruturas para usina solar, DAS Solar ha desarrollado una red de ventas sistemática en todo Brasil. Esta red proporciona servicios localizados de instalación, desarrollo de proyectos, logística, almacenamiento, soporte técnico y servicio al cliente, asegurando que los clientes locales reciban un soporte oportuno y personalizado.
El éxito de DAS Solar en Brasil es parte de su estrategia de expansión global más amplia, que busca entregar módulos tipo N de alto rendimiento a los mercados de todo el mundo. La empresa ya ha establecido sólidas posiciones de mercado en Europa, Asia y América Latina al colaborar con distribuidores locales clave y ofrecer servicios de soporte integrales. A medida que DAS Solar continúa impulsando sus esfuerzos de internacionalización, su tecnología de vanguardia tipo N desempeñará un papel fundamental en la aceleración de la transición energética global.
De cara al futuro, DAS Solar planea profundizar su presencia global, aprovechando sus productos líderes en la industria para iluminar Brasil con energía verde. Al combinar soluciones solares innovadoras con experiencia local, DAS Solar no solo contribuye al desarrollo sostenible de Brasil, sino que también genera un impacto significativo en el panorama mundial de la energía limpia.
Un importante acuerdo de obras fue anunciado en Añelo con la presencia de figuras destacadas como el gobernador Rolando Figueroa y el presidente de YPF, Horacio Marín.
En un acto que congregó a funcionarios, empresarios y vecinos, se oficializó el inicio de un proyecto que contempla la construcción de 90 kilómetros de asfalto en una de las rutas más transitadas de la región, vital para la conectividad del norte neuquino y la industria de Vaca Muerta. Este acuerdo no solo representa un avance en infraestructura, sino también en sustentabilidad económica y mejora de la calidad de vida para los habitantes.
El acuerdo incluye la participación de distintos referentes regionales, entre ellos Nicolás Albarracín, intendente de Chos Malal; Pedro Cuyul, intendente de Buta Ranquil; y Luis Sepúlveda, intendente de Huinganco. Además, estuvieron presentes delegados de Vaca Muerta como Milton Morales y Tito Landete, así como el comerciante Víctor Landete y el presidente de Infraestructura de YPF, Víctor Gallino.
TODO AÑELO CONTARÁ CON GAS NATURAL POR RED EN 2025
La primera etapa del gasoducto que construye @YPFoficial estará finalizada en marzo y la segunda a mediados del año próximo.
Es un acto de justicia para los vecinos de Añelo. Ya llegamos a 500 familias y en una segunda etapa… pic.twitter.com/24liT4wE3f
El gobernador Figueroa destacó la importancia de este proyecto, no solo en términos de infraestructura vial, sino como un paso hacia la autodeterminación económica de la provincia. “Es una obra que permitirá reducir los tiempos de viaje en una hora y media hacia el norte neuquino, promoviendo el desarrollo social y económico de la región”, afirmó. Este avance forma parte de una visión a largo plazo, en la que se busca acortar una deuda histórica en infraestructura, evaluada en 4 mil millones de dólares.
Plazo de ejecución y detalles de la obra
La ruta, que conecta la Ruta 7 con la Ruta 40, comenzará su construcción en los próximos meses, con un plazo estimado de dos años para su finalización. El proyecto ejecutivo se encuentra en sus últimas etapas y se espera iniciar la obra en el verano. Además de los 90 kilómetros de asfalto financiados por YPF, se proyecta la inversión en otros 20 kilómetros adicionales, buscando nuevas fuentes de financiamiento para completar la traza.
Impacto económico y social
La obra promete traer beneficios significativos, tanto para la industria petrolera de Vaca Muerta como para la comunidad neuquina. La ruta será un eje clave para el transporte de bienes y personas, facilitando el acceso a zonas productivas y reduciendo el aislamiento de comunidades del norte. El gobernador Figueroa subrayó el compromiso de la provincia con un desarrollo que no solo sea económico, sino también social y ambientalmente sustentable.
Declaraciones destacadas
Horacio Marín, presidente de YPF, resaltó que uno de los pilares fundamentales para la empresa es la productividad y eficiencia, y enfatizó que “no hay eficiencia sin infraestructura.” Según Marín, la coincidencia con el Gobierno provincial en este aspecto es clara: se debe desarrollar infraestructura en Neuquén para impulsar la venta y exportación de gas y petróleo, con el objetivo de alcanzar en 2021 los 30.000 millones de dólares en exportaciones. Marín también compartió una experiencia personal, recordando su interés desde joven en conocer la zona debido a un tío que trabajaba allí en la ganadería. “Ver la emoción de todos ustedes me hace sentir que estamos en el camino correcto”, expresó, visiblemente conmovido.
Perspectivas futuras
Este proyecto de infraestructura representa una nueva etapa para Neuquén, que se encamina hacia la construcción de una red vial moderna y eficiente. Con un superávit proyectado de 800 millones de dólares para el próximo año, la provincia se ha planteado reducir su deuda en infraestructura y destinar 800 millones a obras públicas. Este plan de desarrollo busca cerrar la brecha de 100 años en infraestructura, un retraso que la actual administración está comprometida a superar. Se espera que, para el 2026, esta ruta esté totalmente asfaltada, transformando la conectividad y facilitando el acceso a los recursos y servicios en el norte de Neuquén.
El gigante energético francés TotalEnergies experimentó una caída del 23% en sus beneficios netos en los primeros nueve meses de 2024, alcanzando los 13.900 millones de dólares.
La baja, atribuida principalmente a la caída en los precios del sector y a un fuerte descenso en el margen del refinado en Europa, ilustra los desafíos que enfrenta la empresa en el contexto actual de precios a la baja en los mercados internacionales de gas y petróleo. Sin embargo, la compañía ha destacado el incremento de su producción en energías renovables como una de las claves para mitigar el impacto de estas condiciones y adaptarse a un futuro menos dependiente de los hidrocarburos.
Presión en el refinado y precios a la baja en los hidrocarburos
TotalEnergies explicó que el margen de refinado en Europa se redujo un 66% durante el tercer trimestre, un factor que contribuyó a la baja general de sus resultados financieros. Esta caída refleja el impacto de la volatilidad de precios en el mercado energético global y subraya las dificultades que enfrentan las compañías petroleras tradicionales en un entorno de demanda cambiante y mayores exigencias regulatorias en Europa.
A pesar de este contexto, TotalEnergies obtuvo un beneficio de 4.100 millones de dólares en el tercer trimestre del año, lo que representa un descenso interanual del 12%. Según el consejero delegado de la empresa, Patrick Pouyanné, estos resultados “demuestran la resiliencia del modelo integrado multienergías” de la compañía, que apuesta tanto por los hidrocarburos como por la expansión en energías renovables.
Crecimiento acelerado en energías renovables
Mientras la producción de hidrocarburos (crudo y gas) disminuyó un 2%, con una producción diaria de 2,43 millones de barriles equivalentes, el sector de las energías renovables en TotalEnergies experimentó un crecimiento exponencial. La producción de energía limpia aumentó un 45%, alcanzando los 19,6 teravatios hora (TWh) en los primeros nueve meses del año. Este salto en el desarrollo de energía renovable se alinea con los esfuerzos de la compañía para diversificar sus fuentes de energía y avanzar en su compromiso con la transición energética.
Estrategia multienergía y proyecciones futuras
La fuerte apuesta de TotalEnergies por la producción renovable responde a una visión estratégica de largo plazo que busca transformar su modelo de negocio hacia un perfil multienergía menos dependiente de las fluctuaciones en los mercados de hidrocarburos. Al expandir su presencia en el sector renovable, la empresa reduce su exposición al riesgo asociado con la baja en los márgenes de refinado y con los precios de los combustibles fósiles.
TotalEnergies ha invertido significativamente en infraestructuras para la generación de energías limpias en Europa y otros mercados estratégicos, contribuyendo a su objetivo de alcanzar un mix energético más equilibrado y sostenible. La compañía ha anunciado que su plan de expansión incluye tanto proyectos de energía eólica y solar como nuevas iniciativas en hidrógeno, con la intención de alcanzar un objetivo de neutralidad en carbono hacia mediados del siglo.
Este balance entre el negocio tradicional y el crecimiento en renovables pone de manifiesto un cambio profundo en el sector energético y en cómo empresas históricamente centradas en el petróleo y gas están reconfigurando sus operaciones para enfrentar los desafíos ambientales y las exigencias de un mercado cada vez más enfocado en la sostenibilidad.
La empresa minera que tiene a su cargo el proyecto Hombre Muerto Oeste (HMW) confirmó una nueva inversión de 200 millones de dólares (incluyéndose dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones -RIGI-) para avanzar de fase en el emprendimiento litifero que tiene en la Puna catamarqueña.
El gobernador Raúl Jalil celebró esta nueva inversión asegurando que “significa más mano de obra para los catamarqueños, más contratación de servicios para los proveedores y, sobre todo, más desarrollo para nuestra provincia gracias a la minería”.
De esta manera, Catamarca se convierte en la segunda provincia en todo el país en implementar un proyecto con el esquema del RIGI, ya que la primera provincia fue Mendoza que confirmó la inversión de 220 millones de dólares por parte de la firma YPF Luz.
El proyecto HMW está muy cerca de otros proyectos de litio de categoría mundial propiedad de Arcadium Lithium y Posco, y tiene por objetivo la producción de cloruro de litio de alta calidad, el cual puede ser convertido a carbonato de litio de grado batería.
Actualmente se encuentra en construcción la Fase 1 del proyecto. El período de construcción de la nueva fase, que integra el objeto de la aplicación para el RIGI, comienza su construcción este año y esperan completarlo en 2026, estimando que la producción de cloruro de litio comience en 2027 con una proyección para producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE).
El monto de capital a invertir es de US$200 millones que se utilizarán para la construcción de 250 hectáreas de piscinas de evaporación, una planta de reactivos para el tratamiento de la salmuera, planta de generación de energía eléctrica, infraestructura para suministro de agua, campamento, oficinas, talleres, entre otras obras de infraestructura.
La cantidad estimada de personal que será empleado de manera permanente en el proyecto HMW, alcanza las 250 personas. Durante el período de construcción, se estima que el proyecto empleará al menos 750 personas hasta terminar su construcción.
Por último, se debe destacar que el Proyecto HMW también tiene potencial para expansiones adicionales de la producción, a través de las Fases 3 y 4 que pueden aumentar la producción anual de LCE hasta 40 y 60 mil toneladas.
En un auto con motor a combustión (nafta o gasoil) el viaje a Mar del Plata desde la Ciudad de Buenos Aires por la Ruta 2 suele demorar, en condiciones de tránsito normales, unas cuatro horas y media como mínimo, aunque en los autos eléctricos -que recientemente se han puesto de moda- ese trayecto suele durar un tiempo más debido a que su autonomía en lo que respecta a kilometraje es menor.
Esto se debe a que los autos eléctricos son impulsados a baterías de litio y suelen tener una autonomía de 300 kilómetros por lo que, para llegar desde CABA hasta Mar del Plata, ineludiblemente hay que pensar que se deberá parar para recargar energía y luego seguir camino.
A diferencia de los vehículos impulsados a nafta, los autos eléctricos usualmente tienen su punto de carga en la parte delantera de su parrilla y reciben energía de un surtidor eléctrico. Hay distintas potencias de carga, pero los aparatos que se utilizan en las rutas son de alta potencia y pueden llegar a recargar una batería de litio hasta un 80% en un espacio de 45 minutos.
Por eso, es necesario planificar bien el viaje y saber previamente en que localidad se va a parar: teniendo en cuenta esa arista y sabiendo que una carga de energía rápida para un vehículo eléctrico lleva su tiempo, lo mejor es ir a la cafetería de la estación de servicio, o del punto de recarga privado, mientras el auto recibe energía y queda listo para continuar camino.
Teniendo en cuenta lo que es el trayecto desde la Ciudad de Buenos Aires hasta Mar del Plata, hay un punto clave en la Ruta 2 -y equidistante entre ambos destinos- en el que se pueden recargar los autos eléctricos y además de disfrutar de distintos servicios como restaurante, cafetería, plaza, baños y espacio al aire libre.
Se trata de la estación de servicio de YPF que está ubicada en la localidad de Dolores, en el kilómetro 202 de la Ruta Provincial 2, y que cuenta con un un punto de recarga eléctrica de alta potencia y tiene cargadores rápidos de 50 Kw. y los ultras rápidos de hasta 160 Kw.
También existe una red de cargadores privada llamada ChargeBox que se puede utilizar en la Ruta 2: uno de sus puntos está en la localidad de Chascomús a la altura del kilómetro 113, luego esta firma tiene otros dos puntos de recarga en el Hotel Howard Johnson de Dolores y finalmente un punto de recarga en un supermercado Carrefour de Mar del Plata.
Algunos autos eléctricos que circulan actualmente en las rutas argentinas y no pagan patente en CABA son:
Nissan Leaf
Renault Kwid E-Tech
Renault Mégane E-Tech
Renault Kangoo Z.E.
Renault Kangoo E-Tech
Corradir Tito y Tita
Ford Mustang Mach-E
Audi Q8 e-tron
Audi e-tron
Audi e-tron Sportback
Audi RS e-tron GT
Mercedes-Benz EQA 350 4MATIC
Volvo C40
Porsche Tayca
Los otros puntos del país dónde se pueden cargar autos eléctricos
En total la Estación de Servicio de bandera, YPF, ya cuenta con más de 20 ubicados estratégicamente en el país. Además de la Costa Atlántica, en Pilar (Bs. As.) en Av. Constituyentes y General Paz (CABA) y Vicente López en Av. Libertador y Melo como en la histórica estación de Echeverría y Alcorta también existen estos puntos eléctricos. También, otro de los puntos importantes del país productivo donde este servicio se presta está en el corredor que une a la Capital Federal con Rosario y Córdoba a lo largo de la Ruta Nacional N°9.
Estos modelos de autos no pagan peajes en Ciudad de Buenos Aires, pero están habilitados para transitas las rutas
El siguiente listado detalla 15 autos totalmente eléctricos que no pagan peaje en las autopistas de la Ciudad de Buenos Aires, pero no pueden circular por las rutas de Argentina.
Las exportaciones de gas a Europa hechas a través de gasoductos de Rusia aumentaron más de 15 por ciento para llegar a 26.520 millones de metros cúbicos en los primeros diez meses de este año, informó este sábado la agencia de noticias TASS.
Para todo el año 2023, la cifra ascendió a unos 28.150 millones de metros cúbicos, según el informe.
En los primeros diez meses de este año, las exportaciones de gas por gasoductos de Rusia a Europa occidental y central a través de Ucrania totalizaron 12.850 millones de metros cúbicos, un aumento interanual del siete por ciento.
El presidente ucraniano, Volodímir Zelenski, anunció que Ucrania no renovará su acuerdo de tránsito con el gigante del gas ruso Gazprom, que finalizará a finales de este año.
Los expertos dijeron que aunque una renovación del acuerdo de tránsito parece poco probable debido a las tensiones entre Rusia y Ucrania, los países de la Unión Europea aún podrían asegurar el gas ruso a través de subastas, reservas de capacidad y puntos de entrega de gas revisados.
La empresa Edesur emitió un comunicado en donde informó oficialmente que continuará cobrando la tasa municipal de alumbrado público en su factura de electricidad en los diferentes distritos que hicieron presentaciones ante la Justicia.
“A raíz de un amparo judicial se mantendrá el cobro de la tasa municipal de algunos municipios. Esto se debe a la presentación realizada por los distintos intendentes en contra de la medida y el fallo favorable que recibieron en los tribunales”, informa el texto.
Cabe destacar que dichas acciones fueron impulsadas por los diferentes municipios después de la medida del Gobierno Nacional que buscaba impedir que los municipios impongan tasas en las boletas de los servicios públicos.
“Recordá que Edesur solo actúa como ente recaudador de estos impuestos, que después vuelcan al municipio. Te mantendremos al tanto ante cualquier novedad respecto a la facturación de las tasas municipales en los próximos meses”, remarcaron desde Edesur.
Además, detallaron los Municipios con fallos a favor hasta el momento: Almirante Brown, Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Esteban Echeverria, Ezeiza, Cañuelas y San Vicente. Quienes tengan alguna duda o consulta pueden realizarla a través del número de WhatsApp 11 6187 6995 o de atención comercial: 0810 222 0200.
La represa de Itaipú, que comparten Paraguay y Brasil, fue reconocida con el premio Récord Guinness por la “mayor producción acumulada de energía hidroeléctrica”, después de haber superado los 3.038 millones de megavatios hora de energía generada desde que arrancó operaciones, en mayo de 1984.
Hace 8 meses, la central hidroeléctrica alcanzó la marca histórica de 3.000 millones megavatios hora (MWh), o lo que es lo mismo, 3.000 teravatios hora (TWh) de energía producida desde hace 40 años. La media anual de esta central durante su vida operativa llegó a los 75 TWh para alcanzar este récord.
La energía producida acumulada en estos casi 40 años de operaciones de Itaipú equivaldrían aproximadamente al total del consumo de Paraguay durante 136 años y de Brasil durante 5 años.
La hidroeléctrica, una de las mayores presas del mundo, posee 20 unidades generadoras y 14.000 MW de potencia instalada, con lo que abastece el 88,4 % de la energía del Sistema Interconectado Nacional de Paraguay, que implica que nueve de casa diez hogares paraguayos reciben su energía.
En cuatro décadas de generación, la central aportó a Paraguay cerca de 13.077,2 millones de dólares, en el marco del cumplimiento del Anexo C del tratado de Itaipú.
El tratado establece que ambos países tienen derecho al 50 % de la energía generada por la represa, con el matiz de que si una de las partes no utiliza toda su cuota, tiene que vender el excedente al otro socio a precios preferenciales.
Itaipú está situada entre la ciudad de Hernandarias del lado paraguayo y Fox de Iguazú del lado brasilero. Sus instalaciones tienen una vida útil estimada de al menos doscientos años, y suministra alrededor del 86 % del mercado eléctrico de Paraguay y el 9 % de Brasil.
La represa es un gigante que tiene 7.744 metros de extensión y una altura máxima de 196 metros, equivalente a un edificio de 65 pisos.La central produce cerca del 13 % de la energía eléctrica consumida en Brasil y alrededor del 90 % del consumo paraguayo.
Con 20 unidades generadoras y 14.000 megavatios de potencia instalada, Itaipú es la tercera hidroeléctrica más potente del mundo, por detrás de las chinas Tres Gargantas y Baihetan.Pero además es la segunda más grande del mundo, escoltando a Tres Gargantas.Hasta hoy, Itaipú sigue siendo la líder mundial en generación de energía limpia y renovable.
CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Convenio de Cooperación Técnica de dólares para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. El acuerdo tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.
Desafíos actuales y futuros en la región
En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, la Argentina y Brasil. El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en la Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante.
«La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», aseveró Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.
El secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó: «En OLADE, nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»
Alianza
El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de superar las barreras históricas y avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.
El trabajo se dividirá en cinco fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.
«Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos», destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.
La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector
El Diario de la Energía publicó un informe clave sobre el futuro energético de India, en el que se destaca que la demanda interna de gas natural en el país asiático se duplicará para 2040. Sin embargo, la producción doméstica resultará insuficiente, lo que llevará a India a una mayor dependencia de las importaciones, particularmente de gas natural licuado (GNL).
Esta tendencia pone en relieve los desafíos que enfrenta la nación en su búsqueda de un equilibrio entre seguridad energética, crecimiento económico y sostenibilidad ambiental. La búsqueda de nuevos socios comerciales por parte de India representa una oportunidad para nuevos actores en el mercado global de GNL, como Argentina.
Vaca Muerta: un pilar del proyecto argentino de GNL
Argentina ha desarrollado su capacidad de producción de shale gas a partir de los yacimientos en Vaca Muerta, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo. Sin embargo, la infraestructura actual del país aún no permite la exportación masiva de GNL, lo que ha limitado el impacto de Vaca Muerta en los mercados internacionales.
El desarrollo de proyectos de licuefacción de gas es crucial para convertir a Argentina en un jugador clave en la exportación de GNL. En este contexto, Tecpetrol y otros actores como YPF avanzan en planes para construir terminales en Bahía Blanca. Estas instalaciones permitirán convertir el gas producido en Vaca Muerta en GNL listo para la exportación a mercados lejanos como Asia.
Crecimiento exponencial en la demanda de gas
El estudio de Rystad Energy, citado en la noticia, proyecta que el consumo de gas natural en India se incrementará de 65.000 millones de metros cúbicos (Bcm) en 2023 a 113.700 Bcm en 2040, impulsado por varios factores:
1. Crecimiento demográfico y desarrollo industrial, que aumentan las necesidades energéticas del país.
2. Transición hacia energías más limpias, donde el gas se posiciona como una alternativa al carbón.
Este aumento responde al compromiso de India con un modelo energético más sostenible, aunque la proporción de gas en el mix energético sigue siendo limitada, actualmente en torno al 2%. En el corto plazo, India ha logrado incrementar su producción de gas en un 51% desde 2020, alcanzando los 36,7 Bcm en 2025, pero esta cifra aún está lejos de cubrir su demanda proyectada.
Seguridad energética: contratos a largo plazo y dependencia del GNL
Ante la necesidad de asegurar el suministro, India ha firmado acuerdos a largo plazo con proveedores internacionales que se extienden más allá de 2030. Estas alianzas ayudan al país a protegerse de la volatilidad de los precios globales y las interrupciones en las cadenas de suministro.
Además, el país está reforzando su posición en el mercado internacional de GNL, apostando por estrategias comerciales con productores de Oriente Medio, una región que ofrece ventajas por su proximidad y gran disponibilidad de gas sin contratos a futuro. Según Kaushal Ramesh, vicepresidente de Rystad Energy, para 2035 Oriente Medio tendrá 100 millones de toneladas anuales (Mtpa) de GNL sin comprometer, lo que abre oportunidades estratégicas para India.
Persistencia del carbón y rol del gas en el mix energético
Aunque el gas natural es visto como una opción más limpia, India sigue dependiendo significativamente del carbón para la generación eléctrica. Las recientes olas de calor han forzado un aumento temporal en el consumo de carbón y GNL, lo que muestra la dificultad de abandonar las fuentes convencionales en el corto plazo.
Se espera que la energía generada con carbón continúe dominando al menos hasta 2040, salvo que futuras políticas públicas favorezcan la sustitución progresiva del carbón por gas o la aplicación de un esquema de tarificación del carbono.
Aplicaciones industriales: fertilizantes, refinerías y GNC
Un sector clave para la demanda de gas en India es la industria de fertilizantes, particularmente la producción de urea, que utiliza gas natural como insumo principal. La seguridad alimentaria es una prioridad para el gobierno, que mantiene subsidios a la producción de urea, garantizando así una demanda estable de gas, más allá de las fluctuaciones de precios.
En 2023, India produjo 30 millones de toneladas de urea, aunque la demanda nacional fue de 35 millones de toneladas, lo que refleja el potencial de crecimiento del sector en los próximos años. Asimismo, se proyecta que la capacidad de refinación aumentará hasta 335 Mtpa en 2030, con ampliaciones estratégicas cerca de terminales de GNL para optimizar la logística.
El sector del gas natural comprimido (GNC) también está creciendo rápidamente, con la red de estaciones de GNC expandiéndose más de cinco veces desde 2015, alcanzando 5.710 puntos de abastecimiento en 2023. Además, las conexiones de gas natural canalizado (GNP) superan ya las 12 millones y se espera que cubran casi todo el territorio del país tras las últimas rondas de licitación.
Obstáculos al crecimiento: infraestructura y riesgos comerciales
Pese al optimismo, el crecimiento del sector gasista enfrenta varios desafíos:
1. Renegociación de contratos: Los compradores indios tienden a buscar flexibilidad en los acuerdos, lo que genera incertidumbre para los proveedores y podría limitar la inversión extranjera en GNL.2. Lentitud en el desarrollo de infraestructura: Las terminales de regasificación siguen concentradas en el oeste del país, y la expansión de la red de gasoductos ha sido inconsistente, dificultando la distribución hacia regiones más alejadas.3. Competencia de las energías renovables: India está canalizando recursos significativos hacia proyectos de energía solar y eólica, lo que podría ralentizar las inversiones en infraestructura gasista.
India se enfrenta a un complejo panorama energético en su camino hacia 2040. Si bien la duplicación de la demanda de gas ofrece oportunidades, especialmente en sectores como fertilizantes y refinación, la dependencia del carbón y la necesidad de infraestructura robusta son desafíos importantes. El país seguirá apostando por el GNL como un pilar estratégico para asegurar su suministro energético, pero las tensiones entre seguridad, sostenibilidad y rentabilidad marcarán el rumbo de su política energética en las próximas décadas.
Este escenario coloca a India en una posición estratégica en el mercado global del GNL, pero exigirá un delicado equilibrio entre sus objetivos económicos y ambientales para garantizar una transición energética eficaz.
Pluspetrol, una de las más importantes firmas petroleras en Argentina, ejecutó una operación multimillonaria por la adquisición de los activos petroleros de ExxonMobil en Vaca Muerta, Neuquén.
Se trata de una operación que involucró un movimiento de alrededor de US$ 1.700 millones, según precisiones del portal Econo Journal.
“Se han acordado los términos y condiciones para la venta de Exxon Mobil Exploration Argentina a favor de Pluspetrol”, consignó a través de un comunicado la petrolera norteamericana Exxon Mobil. “Continuamos trabajando junto con el comprador y el Gobierno de Neuquén para lograr la alineación de los resultados deseados. Como práctica corporativa, Exxon Mobil no comenta sobre los detalles comerciales de las transacciones”.
La venta de estas áreas hidrocabruríferas que operan en Vaca Muerta se lanzó hace ya un año y varias firmas irrumpían en la negociación como “favoritas” para cerrar esta millonaria operación, entre ellas Pan American Energy (PAE), con el respaldo de YPF, así como Tecpetrol, otro de los oferentes que formuló una oferta en forma conjunta con Vista.
Sin embargo, ExxonMobil no se marchará del país, teniendo en cuenta que coordina desde Buenos Aires uno de los principales centros de operaciones en la región.
De este modo, ExxonMobil se desprendió de los activos petroleros que gestionaba en Vaca Muerta a través de la sociedad ExxonMobil Exploration Argentina, de la cual maneja el 70% de las acciones, mientras que el otro 30% pertenece a la empresa Qatar Energy. A propósito de la operación, se indicó que el área Sierra Chata se negociará “por separado”.
Se estima que la explotación del yacimiento Bajo del Choique (punto neurálgico del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta) demandará a la firma local una voluminosa apuesta en términos de inversiones, considerando que sólo la infraestructura para poder evacuar la producción de petróleo requeriría más de US$ 500 millones, calcularon en Econo Journal.
El parque solar fotovoltaico El Quemado, desarrollado por YPF en trabajo conjunto con la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Estará ubicado en Las Heras, a 13 kilómetros de la localidad de Jocolí, en una zona de alta radiación. En esta primera etapa, contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas. Tendrá una inversión de 220 millones de dólares y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.
El proyecto fue desarrollado originalmente por Emesa, que trabaja de forma constante en la planificación y ejecución de proyectos energéticos para atraer inversiones a la provincia. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto.
La potencia que tendrá este parque en Mendoza equivale a la energía que utilizan más de 274.000 hogares. De esta forma, se evitará la emisión de más de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.
La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses.
Mendoza con energía limpia
El objetivo para Mendoza, anunciado por el Gobernador Alfredo Cornejo, es llegar a los 700 MW de potencia en energías renovables en los próximos dos años, con inversión privada a partir de la planificación y los proyectos desarrollados por Emesa y el Gobierno de Mendoza.
El Quemado tendrá una capacidad instalada total de 305 MW, dividida en dos etapas: la Etapa I, con 200 MW, y la Etapa II, con 105 MW.
La inversión total destinada al desarrollo asciende a US$ 220 millones. Entre sus principales características técnicas, tendrá un factor de capacidad estimado de 31,4% y su potencia instalada permitirá generar energía suficiente para abastecer a más de 274.000 hogares. Además, se logrará una reducción significativa de emisiones de CO2, con un ahorro de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.
El parque solar estará compuesto por 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales y durante su etapa de construcción y generará empleo para más de 400 personas en los momentos de mayor demanda de obra, contribuyendo al desarrollo económico local.
Los detalles
Capacidad instalada total: 305MW.
Etapa I: 200W – Etapa II 105MW.
Inversión total: US$ 220 millones.
Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.
Características técnicas
• Factor de capacidad estimado: de 31,4%.• Potencia instalada: 305 MW.• Energía equivalente a más 274.000 hogares.• Ahorro de 455.378 toneladas de CO2 al año.• Paneles: 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.• Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.• Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2816.• El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva Subestación Transformadora.• Fecha de puesta en operación Etapa I: primer trimestre de 2026.
El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.
El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. En esa zona se levantará una terminal portuaria de exportación que consolidará a Río Negro como un punto estratégico para la salida de petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
Actualmente, los equipos de YPF realizan tareas de nivelación y preparación del terreno en la barda norte del Alto Valle para recibir los caños del ducto que llegará a la costa atlántica. Amelia Lapuente, ingeniera química de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, explicó que “la gente de YPF está preparando el terreno con máquinas viales para poder recibir la cañería, que después será montada hacia la terminal marítima”.
A la par de estos movimientos, continúa la construcción del primer tramo del oleoducto, lo que garantizará la conexión directa desde Neuquén hacia Río Negro en la red de transporte. Este avance tiene un impacto significativo en la capacidad logística y permitirá optimizar el flujo de crudo hacia los mercados internacionales.
Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro están desempeñando un rol activo en la fiscalización de la obra, gracias a las recientes modificaciones en la legislación provincial que habilitan la participación concurrente de la provincia en el control de infraestructura de transporte.
“A partir de este proyecto, estamos cambiando el paradigma de la fiscalización en Río Negro, enfocándonos no sólo en la producción de hidrocarburos sino también en su transporte. Para nosotros es muy importante porque ahora vamos a participar en la exportación de hidrocarburos que se producen en el país”, subrayó Lapuente.
La tarea de fiscalización es exhaustiva e inicia desde la fase de planificación, con el equipo técnico provincial revisando toda la información de ingeniería antes de iniciar la construcción. “Estamos fiscalizando y controlando también la construcción de los ductos, lo cual es un gran avance, ya que antes, en proyectos de transporte nacional, la provincia no tenía capacidad de intervenir”, agregó Lapuente.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, suscribió convenios con YPF S.A. y con la Fundación YPF para avanzar en el fortalecimiento de la educación técnico profesional en petróleo y gas. “Esta provincia que se está gestando será a partir del conocimiento y de la mano de obra de neuquinos”, sostuvo el gobernador y destacó que “es muy importante invertir en educación”.
“YPF es uno de nuestros auspiciantes diamante, en el programa de becas (estudiantiles) Gregorio Álvarez”, al que contribuyen “fuertemente”, agregó. Los convenios son “un paso más, para poder formar a nuestros jóvenes, dejándolos preparados con la educación secundaria”, aseguró Figueroa.
Agregó que se trabajará “en varias EPET distribuidas en toda la provincia con ese concepto en el cual Vaca Muerta no sólo impacta en la región, sino que impacta en el resto de las regiones”.
Es muy importante todo el ciclo formativo, al que se espera que “toda la industria pueda sumarse y pueda colaborar”, porque “estamos convencidos que la mejor forma de contribuir al crecimiento de Neuquén es generando trabajo”, dijo.
En este sentido, destacó la importancia de la formación y la capacitación “para llevar adelante todas estas tareas sin riesgo” y aseguró que “una de las formas de sacar a gente de la pobreza es con la educación, con la formación y que esa gente pueda conseguir trabajo en la industria”.
Por su parte, la ministra de Educación, Soledad Martínez, destacó la puesta en marcha, a partir de estos convenios, de un instituto superior de formación que permitirá contar con un espacio de capacitación “para todos los perfiles que requiere el sector y que requieren las empresas”.
Informó que existe además una “cláusula de adhesión” a través de la cual “la Fundación está proponiendo sumar a otras empresas interesadas”. Por esto, desde el ministerio de Educación y el Consejo Provincial de Educación (CPE), se trabajará “en los diseños curriculares y todo lo que es necesario para la certificación de los saberes”.
Horacio Marín, presidente de YPF, destacó que para la República Argentina en materia de gas y petróleo, “el competidor natural es Estados Unidos”, por lo cual “estamos compitiendo con la economía más grande del mundo donde son muy eficientes, entonces los argentinos a través de la capacitación y la ayuda de la geología, tenemos que estar a la altura de las circunstancias”.
Gustavo Schiappacasse, director de la Fundación YPF, aseguró que “estamos comprometidos ya hace varios años con el tema de la formación”, y a partir de un estudio realizado “se detectaron nuevos perfiles y ocupaciones para lo que será el desarrollo a 10 años y las tecnologías asociadas”, por lo cual “estamos trabajando en eso”.
Con estos convenios “estamos comprometiendo una inversión de más de 5.5 millones de dólares en 3 años, lo cual puede ser incremental”, dijo y añadió que “lo importante es la cláusula de adhesión para este centro de formación para el cual estamos invitando a otras operadoras y a otras empresas de servicio a que se sumen”.
Entre otros aspectos, prevén aportes de tecnología para las instituciones educativas, la creación de una institución técnica especializada, prácticas profesionalizantes pedagógicas, cupos de formación docente, asignación estímulo y de apoyo para finalización de estudios en educación superior técnica para estudiantes, y la donación de equipamiento, entre otras cláusulas.
Estuvieron presentes, entre otras autoridades, los ministros Jefe de Gabinete,Juan Luis Ousset; y de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele.
La compañía estadounidense cerró un acuerdo con la su par de capitales argentinos para que tome posesión del prometedor yacimiento. ExxonMobil vendió Bajo del Choique-La Invernada, el área que opera en Vaca Muerta desde 2015, a Pluspetrol en un movimiento que modifica el mapa del shale neuquino. El bloque tiene un potencial prometedor, con varios hitos en su haber y un reciente oleoducto preparado para maximizar la producción. De acuerdo a la información que confirmó Mejor Energía, la estadounidense Exxon continúa con el trabajo tanto con el comprador como con el Gobierno de Neuquén para cerrar la operación. La compañía […]
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezado por Marcelo Rucci, alcanzó importantes acuerdos laborales y de seguridad tras negociaciones con las cámaras empresariales CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales).
Las reuniones se llevaron a cabo en Buenos Aires, con múltiples cuartos intermedios para abordar las demandas del sindicato, en un contexto en que la inflación y las condiciones laborales en Vaca Muerta aumentan las tensiones entre trabajadores y empresas.
En el marco de la paritaria vigente, el acuerdo establece un aumento salarial del 6% retroactivo a septiembre y otro 6% en diciembre, además de una cláusula de revisión que permite renegociar si la inflación supera las previsiones. También se aprobó un aumento de $28,500 para la vianda de una jornada de 8 horas, un cambio significativo dado el costo de vida en la región, especialmente en localidades como Añelo, donde el auge del shale ha elevado los precios considerablemente.
En cuanto a seguridad y condiciones laborales, se destaca el compromiso de ambas partes para mejorar las prácticas de higiene y seguridad en los yacimientos, con énfasis en las áreas de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. Con la incorporación de más personal en los servicios de cementación y la readecuación de los diagramas de trabajo en los equipos de perforación (ahora en turnos 8×4), se busca reducir la carga horaria y los riesgos de accidentes laborales, un punto crítico en un sector de alta demanda física y psicológica. La erradicación de contratos “on call” y la restricción de los trabajadores a sus tareas especializadas también representan un avance significativo en la regulación de las jornadas y roles, garantizando condiciones de trabajo más justas.
Este acuerdo incluye visitas periódicas a los yacimientos para supervisar el cumplimiento de las normas de seguridad, un esfuerzo colaborativo que pone en primer plano la seguridad operativa en en el campo. Además, el sindicato y las cámaras empresariales acordaron potenciar las oportunidades de capacitación profesional en colaboración con instituciones como la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), que ha estado incrementando su oferta educativa en áreas técnicas relacionadas con la industria petrolera.
Este acuerdo surge en un momento de auge para el sector hidrocarburífero en Argentina, donde Vaca Muerta se ha consolidado como una pieza clave en la estrategia energética nacional y como uno de los mayores reservorios de shale oil y shale gas del mundo.
La incertidumbre llegó a su fin. ARC Energy se convirtió en el único oferente y, por lo tanto, en el nuevo propietario de IMPSA.
La empresa estadounidense, especializada en el sector energético, presentó la única propuesta formal para adquirir las acciones estatales de la histórica firma mendocina.
Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a inyectar 25 millones de dólares en la compañía para garantizar su continuidad y crecimiento.
La licitación para la venta de IMPSA arrojó un resultado inesperado: ARC Energy fue la única empresa en presentar una oferta formal.
A pesar de que varias compañías internacionales habían mostrado interés y adquirido los pliegos, solo la empresa estadounidense decidió avanzar con su propuesta. Este desenlace genera interrogantes sobre las expectativas del mercado y las condiciones de la licitación.
Así, tras un proceso de licitación, ARC Energy ha sido seleccionada como el nuevo propietario de IMPSA. La empresa estadounidense presentó una propuesta que cumple con los requisitos establecidos por el gobierno, incluyendo una inversión mínima de 25 millones de dólares.
Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a garantizar la continuidad de las operaciones de IMPSA y a desarrollar nuevos proyectos en el sector energético.
Las tarifas de luz y gas volverán a tener un aumento tras la actualización de septiembre y a partir de noviembre aumentarán un 2,5% y 2,7% respectivamente. La resolución se publicará a partir de este viernes, luego de que el Gobierno postergara aumentos a mitad de año, con el fin de sostener la inflación y dentro del plan de recuperación del poder adquisitivo del salario.
A principios de septiembre, el Gobierno confirmó un aumento del 4% promedio de las tarifas de gas y luz, medida tomada “a los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”, según justificaron desde Balcarce 50 en su momento.
Ahora, tras la actualización en septiembre que fue en sintonía con la postergación de aumentos que serían en pleno invierno, llega un nuevo aumento. En dicho momento, el Gobierno confió que la baja del consumo de primavera haría que el aumento no tuviera el mismo impacto que si se hacía en plena temporada invernal, pero ahora se buscará que el incremento a fin de primavera colabore con el financiamiento del servicio durante el alto consumo del verano.
Cabe señalar que el Gobierno anunció el desabastecimiento energético que atravesaba el país, por lo que los aumentos de las tarifas no son sorpresivos, como así tampoco posible cortes que puedan existir durante el verano. Además, desde hace meses que se suspendió la provisión de gas desde Bolivia que había acordado el Gobierno de Alberto Fernández, con el cual se abastecía a hogares y usinas eléctricas
En medio de los intentos por bajar la inflación, los precios los combustibles subirán menos de lo esperado a partir de este viernes. El ajuste será del 2,75% en todo el país, cuando se esperaba un ajuste del 4%. El ajuste lo aplicará YPF y se espera que sea imitado por sus competidores Shell, Axion, Puma, Dapsa, Gulf y Refinor.
En la Patagonia el ajuste estará por encima de esa cifra para achicar la brecha con el resto del país, que es del 20%, considerando los costos logísticos de traslado desde las refinerías hasta los consumidores.
La suba buscará compensar los efectos de la devaluación de octubre (2 puntos porcentuales) y la actualización de impuestos.
El incremento no cargará a los valores adicionales para que los precios locales se acerquen a los internacionales, pues esta semana bajó el petróleo crudo en el mundo. Se esperaba, inicialmente, que la actualización fuera algo menor al 4%.
El aumento de la nafta y el gasoil llega después de que en octubre se aplicara la primera baja de los combustibles en casi 6 años (1% en la nafta y 2% en gasoil, que en los márgenes de las petroleras fue de 4% y 5%, respectivamente).
La nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires trepará a unos $ 1.077 por litro, desde los actuales $ 1.048.
Así, desde que arrancó el año habrá tenido una suba de casi 95%, contra una inflación que habrá acumulado alrededor de 107,5% en los primeros 10 meses y 114% hacia finales de noviembre.
Desde que asumió Javier Milei en diciembre de 2023, la nafta súper subió 166,5%.
Las ventas de combustibles al público en estaciones de servicio volvieron a caer en septiembre y acumularon una baja del 6% en lo que va del 2024.
Representantes de fondos globales de inversión analizaron áreas clave en Neuquén y Río Negro, destacando el potencial de crecimiento de la formación no convencional. Inversores internacionales visitaron recientemente los activos de las compañías GeoPark y Phoenix Global Resources en Vaca Muerta, enfocándose en las áreas Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, ubicadas en las provincias de Neuquén y Río Negro. La misión fue organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversión del gigante brasileño Bradesco. La visita, liderada por los analistas Vicente Falanga y Murilo Riccini, brindó a los actuales y potenciales inversores la oportunidad […]
Los ministros Patricia Bullrich (Seguridad) y Luis Petri (Defensa) viajan el lunes a Neuquén capital en coincidencia con el comando antibloqueos a Vaca Muerta. La ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, el ministro de Defensa, Luis Petri, y el de Justicia, Mariano Cúneo Libarona, viajarán este lunes a Neuquén capital en un avión del Ejército en coincidencia con el arribo del comando antibloqueos en Vaca Muerta. La llegada de la funcionaria nacional, que estuvo hace apenas 10 días en la cercana localidad de Bariloche, fue confirmada por fuentes del ministerio de Seguridad, que indicaron que estará en la capital provincial durante […]
Fundación YPF e YPF firmaron un acuerdo con el Gobierno de Neuquén para invertir US$ 5,5 millones en un plan de Formación Técnica. La Provincia de Neuquén, Fundación YPF e YPF firmaron un convenio en el que la empresa acordó invertir 5,5 millones de dólares en un plan de Formación Técnica para Vaca Muerta. Será durante los próximos tres años. El plan incluye la entrega de equipamiento para 18 escuelas técnicas; 200 asignaciones estímulo para estudiantes de educación Superior Técnica; adecuaciones de los planes de estudio de 15 cursos y carreras; la realización de prácticas profesionalizantes para 420 estudiantes; la […]
El rig tiene como primer destino Fortín de Piedra, el bloque insignia de la petrolera del Grupo Techint, que apunta a expandir su plan de fracking a Los Toldos I Norte y II Este. Mientras en el shale neuquino las perforaciones cercen, en el resto del país decaen. Tecpetrol sumó un potente equipo de perforación de la compañía Nabors, elevando a 35 el número de rigs en Vaca Muerta, un área clave para sus operaciones. Este nuevo equipo, bautizado F36, ya está en funcionamiento en el sector estrella de Tecpetrol en la formación: Fortín de Piedra. Inició sus labores en […]
Un empresario de Río Negro hoy conduce una de las empresas más tradicionales de transporte se sustancias líquidas de la industria petrolera de Neuquén. Considera que se van a multiplicar las oportunidades para las Pymes rionegrinas y que, por tradición petrolera, muchas ciudades pueden aportarán recursos humanos calificados. Juan Cruz López es un ingeniero industrial, con especializaciones en economía, que considera que “nos queda un poco grande la palabra empresario”, y prefiere ser reconocido como un representante de las Pymes de servicios petroleros. Lo cierto es que, a partir de una empresa surgida en Catriel, como es Brava, que se […]
La potencial perforación de un pozo exploratorio permitirá confirmar la presencia de hidrocarburos, el espesor y la presión de las unidades productivas. La empresa Shell iniciará trabajos de prospección sísmica 3D en diciembre del corriente año o principios de enero del 2025 que tendrá lugar en dos bloques de la Cuenca Argentina Norte (CAN) a 200 kilómetros de Mar del Plata y, de esta forma se renuevan las expectativas de extracción de petróleo en el sector ante este nuevo proyecto que se prolongará durante tres meses. La potencial perforación de un pozo exploratorio permitirá confirmar la presencia de hidrocarburos, el […]
En el marco de la AOG 2024, los directivos de las compañías de servicios repasaron las oportunidades tecnológicas y apuntaron qué es lo que viene para el shale neuquino. ¿Cómo afrontan las empresas de servicios el mejoramiento de la eficiencia para la producción en Vaca Muerta? Esa fue una de las preguntas que respondieron los directivos de Calfrac, Marcos Aranguren, y SLB, Jorge Vidal, en el marco del Encuentro con los CEO’s, durante la edición Patagonia de la Argentina Oil & Gas (AOG). Las dos compañías son importantes para la movilización de equipos de torre y sets de fractura en […]
Abarca mejoras salariales, medidas de seguridad e higiene, y nuevas oportunidades de capacitación para los trabajadores del sector hidrocarburífero. El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, representado por Marcelo Rucci, alcanzó un acuerdo clave con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) que abarca distintos aspectos. El acuerdo contempla el pago de un incremento de 6% retroactivo a septiembre y otro 6% en diciembre más una cláusula de revisión para no perder contra la inflación. Además se estipuló un incremento para […]
Tomás Ocampo creó Unblock Computing, una compañía que utiliza tecnología desarrollada en Estados Unidos para reemplazar la quema del gas asociado que las empresas tienen con la producción de petróleo. El crecimiento exponencial de Vaca Muerta de los últimos años trajo consigo un problema poco discutido en el país, pero que toma relevancia a nivel mundial. Se trata de la quema de gas o, más coloquialmente dicho en el sector, el venteo, que son las antorchas típicas que se ven en las zonas petroleras de Neuquén. El venteo (o flaring, en inglés) ocurre en general durante el proceso de producción […]
PECOM anunció su regreso a la operación de campos petroleros con el ingreso como titular de la concesión El Trébol – Escalante en la provincia de Chubut, luego de la firma del Decreto de Cesión por parte del Gobernador Ignacio Torres.
El mandatario estuvo acompañado al momento de la firma por el Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Loma Ávila, el Presidente de YPF, Horacio Marín y el CEO de Pecom, Gustavo Astie.
El regreso de PECOM como operador se produce a partir de la adquisición a YPF en el Proyecto Andes de dicha área y de Campamento Central – Cañadón Perdido (50%), de la que próximamente asumirá el control formal. La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido).
La compra implicó una inversión por parte de la compañía que totalizó USD 114.500.000. PECOM inicia esta nueva etapa como operador con la puesta en marcha de un modelo productivo que, con fuerte foco en técnicas de recuperación terciaria, buscará hacer crecer los niveles actuales de producción de las áreas.
En el plano operativo, serán fundamentales el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores.
La toma de posesión de los activos es un hito fundamental en la historia de PECOM. “El regreso de PECOM como operador ya es una realidad. Nos preparamos profundamente para este momento. Contamos con excelentes profesionales con amplia experiencia en operación de yacimientos mediante un modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.
“Luego de 22 años llegó el día. Estoy muy emocionado por este regreso a la operación honrando el legado y, al mismo tiempo, empezando a construir el futuro de una nueva PECOM que quiere ser protagonista del sector energético argentino. Nuestro país está en un momento bisagra y estamos convencidos que la producción de petróleo y gas será fundamental para su crecimiento” aseguró Luis Perez Companc, presidente de la compañía.
En agosto de 2015 PECOM volvió al sector energético, consolidándose como uno de los principales proveedores de servicios, obras y productos para la industria de oil&gas, energía eléctrica y minería. Hoy asume nuevamente el rol de operador.
Sobre PECOM
Tenemos más de 70 años de experiencia y junto con Molinos Rio de la Plata y Molinos Agro formamos parte del grupo de empresas pertenecientes a Pilar, Rosario y Luis Perez Companc. Con una reconocida trayectoria en el sector energético argentino, PECOM – que emplea 8000 colaboradores- se encuentra estratégicamente posicionada para capturar y capitalizar oportunidades en áreas claves para el crecimiento y desarrollo económico de Argentina.
Estas áreas incluyen las optimizaciones en campos maduros convencionales, el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura eléctrica, y el potencial minero del país, con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.
Sinopec Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec) registró beneficios netos atribuidos de US$ 6300 millones en los primeros nueve meses de este año, lo que supone un retroceso del 16,6% respecto del resultado contabilizado doce meses antes.
Los ingresos operativos del grupo ascendieron a US$ 330.000 millones, un 4,2% menos que en el mismo periodo de 2023.
La capacidad de refinado de petróleo fue de 190,69 millones de toneladas, un 1,6% menos. Dentro de este capítulo, la producción de gasolina fue de 49,21 millones de toneladas, un 4,1% más, la de diésel 43,29 millones de toneladas, un 10,7% menos, y la de queroseno se situó en 24,10 millones de toneladas, un 10,5% más.
En el tercer trimestre, las ganancias de la empresa de hidrocarburos cayeron un 55,2%, mientras que la facturación bajó un 9,8%
TotalEnergies
TotalEnergies registró una caída del 23 % de su beneficio neto hasta septiembre, hasta US$13.900 millones , afectado por el descenso del precios del sector. El resultado fue mejor en el tercer trimestre del año, con un beneficio de US$ 4.100 millones.
Al descenso generalizado del precio de precios en los mercados internacionales especialmente del gas, TotalEnergies añadió “la bajada muy fuerte” del margen del refinado en Europa, que alcanzó el 66 % durante el tercer trimestre. La producción de hidrocarburos (crudo y gas) en los nueve primeros meses del año fue de 2,43 millones de barriles equivalentes al día, con un descenso del 2%. En cambio, la producción de energía a partir de fuentes renovables se disparó un 45%, hasta los 19,6 TWh.
Shell
Shell registró un beneficio neto atribuido de US$ 15.166 millones en los nueve primeros meses de 2024, lo que representa un retroceso del 19,7% en comparación con el resultado contabilizado en el mismo periodo de 2023 por la multinacional, que ha anunciado un nuevo plan de recompra de acciones de US$ 3.500 millones.
La petrolera indicó que la caída de sus ingresos atribuibles en comparación con los primeros nueve meses de 2023 reflejó los menores márgenes de refino, así como menores márgenes de comercialización y optimización de GNL, menores precios de GNL y gas.
En los nueve primeros meses del año su cifra de negocio alcanzó los US$ 222.222 millones, un 8,6% menos que un año antes, incluyendo una caída del 7,1% en el tercer trimestre, hasta US$ 72.462 millones.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir de la cero horas del viernes 1 de noviembre incrementos promedio del 3,5 por ciento.
Los ajustes a la suba resultan de la compensación parcial de la devaluación del peso en relación al dólar durante octubre, y también de la actualización a partir del 1 de noviembre de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), dispuestas por el gobierno nacional a través del decreto 973/2024 publicado en el Boletín Oficial.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas en los últimos meses.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 2,75 % considerandos todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.
A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.077 el litro; Infinia Nafta $ 1.332; Diesel 500 (común) $ 1.092, y el Infinia Diesel 1.343 pesos.
Finalizó el megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, donde participaron más de 500 líderes del sector, que intercambiaron conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de mercado de las energías renovables.
La última jornada se inaugurócon la participación del viceministro de Energía de Colombia, Javier Campillo, quien luego de una entrevista respondió preguntas de empresarios, donde vaticinó que al finalizar el 2026 Colombia podría contar con 5 GW de nueva capacidad renovable instalada, es decir, al final del mandato. Se trata de 1 GW menos del que se propuso el propio Gustavo Petro.
“La meta de este gobierno comenzó con 2 GW, la ampliamos a 6 GW al ver la necesidad de la complementariedad y el incremento de demanda esperado que nos apoyará a descarbonizar los sectores de transporte. Pero con la tendencia, logramos acelerar procesos burocráticos y estimamos que, al final del gobierno estaremos cerca a 5 GW de nueva potencia”, aseguró durante la conversación destacada.
“De todas formas, estamos trabajando en planes que permitan llegar a los 6 GW, pero los retos son importantes. Por ejemplo, hay proyectos renovables que entran en áreas de exploración de hidrocarburos y gas natural, o parques sin construirse dentro de las fechas previstas que toman capacidad, dejando en espera a otros que tienen el apetito e interés de instalarse”, agregó.
Campillo aseguró que desde el gobierno se encuentran en una etapa de análisis caso por caso de los proyectos demorados, ya sea para dar carta blanca y perdonar aquellos parques que no tienen interés de continuar (sin ejecutar la garantía), en pos de liberar espacio para nuevos emprendimientos.
Es decir que se buscan herramientas que brinde mayor seguridad jurídica para las empresas, pero que estimule el mercado para que la asignación del punto de conexión sea una responsabilidad y compromiso de quien ejecuta el proyecto.
En esa línea, el funcionario adelantó que el año que viene se podrían venir cambios en la resolución 075, la cual le da un marco a los proyectos para que sean asignados a la red eléctrica.
Regulaciones en almacenamiento
Hay análisis que indican que Colombia tendría estrechez de gas natural para la generación de energía eléctrica en los próximos años y, en consecuencia, necesitaría de potencia firme para abastecer el consumo energético.
Por lo que, ante la duda de los empresarios, el viceministro de Energía respondió que ya están evaluando políticas para vincular sistemas de almacenamiento a proyectos ERNC, que permitan para suplir la oferta de gas natural a partir de dicha alternativa tecnológica.
“Dentro de la Misión Transmisión se contemplan sistemas de almacenamiento a gran escala. Si bien es la primera vez estamos analizando cuál será el mecanismo más eficiente para la remuneración del storage, si por servicio complementario para la red o por entregar energía. Y en el caso de las plantas solares, también evaluamos mecanismos diferenciales que entreguen un reconocimiento adicional cuando aporten mayor firmeza, asociada a sistemas de almacenamiento en baterías”, adelantó Campillo.
“Incluso, vemos un gran potencial de que en los 20 GW asignados en puntos de conexión, 14 GW serán solares. Y para garantizar que no se convierta en un impacto en la curva energética, buscamos poder contar con sistemas que compensen y eviten sobrecostos en la generación. Sumado a que evaluamos un mecanismo de complementariedad con energía eólica, porque nos permite garantizar una operación más estable del sistema”, agregó frente grandes líderes de la industria.
¿Futuras licitaciones?
El viceministro de Energía de Colombia fue consultado sobre la continuidad de las subastas de largo plazo que permitan contratar más renovables en el país y cómo los cambios previstos por la actual gestión podrían jugar para atraer más inversiones en la materia.
Tal es así que dejó la puerta abierta a futuros procesos licitatorios, aunque con un cambio de esquema en el cual se diferencien y subasten bloques por regiones, tras un mapeo de activos ambientales que trabaja el gobierno para identificar zonas ideales para proyectos renovables.
“Estamos cambiando la ecuación para que el gobierno entregue las zonas, similar a la ronda de asignación de energía eólica costa afuera y determinar dónde se pueden instalar, construir y poner en funcionamiento los proyectos. En el esquema de subasta previo dejamos abierto y hoy nos encontramos con empresas que organizaron sus ofertas en zonas de exploración de hidrocarburos o protegidas ambientalmente”, indicó Campillo.
“Por ende, queremos que haya pre-factibilidad social y ambiental para que cuando se lance una subasta, los desarrolladores e inversionistas se puedan concentrar en su misión de desarrollar la ingeniería que permita hacer la transformación energética y no dejarles la tarea compleja de entender del territorio”, añadió durante su conversación destacada en FES Colombia.
La autoridad reconoció el interés de implementarlo a partir del próximo año, pero aclaró que el par de meses que demore en mejorar la reconfiguración de las subastas de largo plazo, podrá ahorrar años para que los proyectos entren más rápidamente en operación.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile aprobó el informe final de licitaciones 2024, que establece las bases para la siguiente licitación de suministro de energía para clientes regulados y aporta previsiones de cara a los próximos años.
“Resulta necesario realizar una licitación de corto plazo para cubrir las necesidades de suministro de los años 2027, 2028 y 2029”, indica el reporte.
Es por ello que la Comisión propone que el año que viene se licite un volumen de 2000 GWh/año para atender al mercado regulado, cuyo inicio de suministro comience justamente a partir del 2027.
Esto significa que, de mantenerse dicho valor, será casi la mitad de lo adjudicado en la última convocatoria de esta índole (3600 GWh entre dos bloques), en la cual también hubo un magro número de proponentes, a tal punto que fue la licitación de suministro con menor cantidad de participantes desde el 2013 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).
Pero la CNE aclara que existen requerimientos netos de energía para el período 2027 – 2029 ante la falta de cobertura de lo ya instalado y, en consecuencia, señala que resulta necesario llevar adelante más llamados a corto plazo.
Por ende, el reporte también incluye otros 20500 GWh que se deberán subastar en seis procesos diferentes entre 2026 y 2028, a fin de que los proyectos adjudicados entren en operación y entreguen su energía comprometida a partir de 2029 en adelante:
Licitación 2026:
1300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029
1000 GWh/año a suministrar a partir del 2030
3400 GWh/año a partir del 2031
Licitación 2027
1800 GWh/año desde 2032
7000 GWh/año desde 2033
Licitación 2028
6000 GWh/año con inicio en 2034
Aunque cabe aclarar que los montos de energía señalados corresponden a la componente base (CB) del bloque de suministro licitado, sin considerar la componente variable (CV) que se adicione para conformar el Bloque de Suministro total, en conformidad a lo señalado en el artículo 32 del Reglamento de Licitaciones.
“Mientras que para las necesidades de suministro requeridas a partir de 2029, las mismas podrían ser licitadas en un mismo proceso en el cual se incluyan necesidades de suministro de largo plazo, de forma tal que el volumen a licitar como la antelación respecto al inicio de suministro, contribuyan a generar condiciones de competencia requeridas para estos procesos”, añade el informe.
Asimismo, las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Y podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes.
La entidad evaluó el margen para la integración de H2 a lo largo de 8 puntos de interconexión en 500 kV (Parnaíba III, Pecém III, João Câmara III, João Pessoa II, Suape II, Messias, Porto Sergipe y Camaçari II), en base al historial de protocolos de acceso de los consumidores gratuitos a la Red Básica registrados en el MME y para los estados en los que aún no ha habido ninguna solicitud de acceso
Y a partir del análisis, estimó que la región posee un margen agregado total que oscila entre 3,9 GW de capacidad en el escenario inferior y hasta 8,35 GW en el escenario superior.
Esto significa que la zona nordeste de Brasil ya cuenta con capacidad para conectar grandes cargas, suficientes para iniciar el desarrollo de proyectos de producción de hidrógeno; aunque el volumen volumen de energía ya demandado por las centrales de gran escala, por lo que se requerirá una planificación adicional para ampliar la infraestructura de transmisión en el estado y garantizar un servicio adecuado a esta creciente demanda.
Incluso, la propia EPE avanza en la plan de ampliación del sistema de transmisión transmisión a partir de un pedido del Ministerio de Minas y Energía (MME), a fin de reconocer las obras necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años
Pecém III (estado de Ceará) resulta uno de los puntos estratégicos con mayores proyecciones, dada su cercanía al Complejo Industrial y Portuario de Pecém (CIPP), a tal punto que los márgenes de conexión rondarían entre 2300 MW y los 2600 MW dependiendo de las condiciones de operación. .
Pero si ese PDI en 500 kV se combina con otras subestaciones eléctricas, como Parnaíba III y João Câmara III, la capacidad de transporte disponible a dúo podría aumentar a un intervalo de 4050 MW hasta casi 6000 MW, según la S/E y líneas de transmisión intervenidas.
“Cabe señalar que los datos son prospectivos y deben analizarse con cautela. Por ejemplo, no se puede obtener el margen total de 2 o más autobuses simplemente sumando los márgenes individuales de cada autobús. Además, la carga conjunta máxima que se puede cumplir para un par de barras depende de una combinación de carga específica entre las dos barras”, aclara el documento.
“Además, el cambio de premisas del estudio, como el acceso de nuevos generadores, crecimiento de la micro y mini generación distribuida, modificaciones en la topología de la red por la entrada de nuevas obras de transmisión y en las previsiones de carga, pueden llevar a resultados muy diferentes en la fase de desarrollo de la solicitud de acceso”, complementa.
El Proyecto Kahirós se presentó en un evento que se desarrolló el 30 de octubre en el LATU. Se trata de una iniciativa integral que generará energía renovable para la producción de hidrógeno verde a partir de 2026. Este hidrógeno será consumido por camiones de carga pesada de la cadena logística-forestal uruguaya.
Kahirós se instalará en Fray Bentos y sus impulsores explicaron que será la primera planta de hidrógeno verde que operará en Uruguay. Su inversor es el Grupo Santander y su cliente es Montes del Plata, empresa que utilizará el hidrógeno verde en sus camiones de carga pesada. Los sociosde la iniciativa son Fidocar (movilidad sostenible), Fraylog (uno de los principales transportistas para Montes del Plata y otras empresas) y Ventus (especializada en el área de las energías renovables).
El proyecto incluirá la construcción de 8000 paneles solares. Gracias a esta energía, se podrá producir el hidrógeno verde. Además, se construirá un electrolizador de 2 MW de potencia, con el que se separará el hidrógeno del oxígeno. La producción será de 36 kilos de hidrógeno por hora. La tercera parte del proyecto es una hidrolinera, que toma el hidrógeno y lo comprime, lo que permitirá cargar los camiones con tecnología innovadora y los más altos estándares de seguridad. La carga en los seis camiones de la flota —de última generación— será de 68 kilos de hidrógeno en menos de 30 minutos. La autonomía de esta flota es superior a los 700 km y se podrán transportar cargas de hasta 48 toneladas.
En su primera etapa, Kahirós producirá 77 toneladas anuales de hidrógeno verde y consumirá 7,2 GW de energía anuales, usando 4200 litros de agua diarios que se devolverán al ambiente en forma de vapor. Las autoridades del proyecto compararon este consumo con el equivalente a menos de 10 hogares por día. El ahorro anual de emisiones de CO2 previsto es de 870 toneladas.
En la actividad de lanzamiento expusieron la ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio; el country head del Grupo Santander, Gustavo Trelles; y el project manager de Kahirós, Andrés Ferrer. También participaron otras autoridades, entre ellas el canciller Omar Paganini, quien ocupaba la titularidad del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) cuando el proyecto comenzó a gestarse.
Hacia la economía del hidrógeno
En su exposición, la ministra Facio dijo que Kahirós es un “nuevo hito en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados”, y destacó que se encuentra “alineado con la visión planteada en nuestra hoja de ruta”.
“El proyecto Kahirós resulta estratégico, ya que se enfoca en descarbonizar sectores donde la reducción de emisiones es muy desafiante, como lo es el transporte pesado. Además, apunta al mercado local en sectores tan relevantes como el forestal y la industria de producción de pasta de celulosa”, afirmó.
Facio recordó que Uruguay avanza hacia su segunda transición energética, “desarrollando la economía del hidrógeno verde, tanto para el mercado local como para la exportación”, la apuesta a la economía del hidrógeno verde es una estrategia de desarrollo integrado, “que apunta a un crecimiento territorialmente equilibrado y complementa otras actividades nacionales”.
Aclaró que está política se sostiene en cuatro pilares, el primero es el desarrollo y agregado de valor local. “Por esta razón se está trabajando en impulsar la generación de capacidades, a través de distintas acciones en el territorio”, señaló. “La generación de empleo tanto directo como indirecto será descentralizada de Montevideo”, por lo que generará nuevas oportunidades en el interior del país, agregó.
El segundo pilar es el compromiso con la sostenibilidad ambiental. “Todos los proyectos del hidrógeno deben cumplir con las regulaciones ambientales nacionales y con los estándares internacionales”, explicó. En particular, Kahirós ya cuenta con la autorización ambiental del Ministerio de Ambiente para avanzar en su instalación.
Facio dijo que, como tercer pilar, se encuentra “el rol del Estado es de promoción y supervisión”. “Debemos tener una planificación coordinada con todos los actores nacionales, la academia, la sociedad civil y el sector privado”, lo que incluye aspectos como la infraestructura y “un estricto control del uso de nuestros recursos”, indicó.
Finalmente, el cuarto pilar consiste en “mantener un diálogo ciudadano fluido, de forma de poder incorporar opiniones, preocupaciones y aportes, así como proporcionar adecuada información y conocimiento para aclarar dudas y aportar formación directamente en el lugar”, dijo la secretaria de Estado, que aclaró que el consumo de agua será “insignificante” respecto al de otras actividades productivas y al del consumo doméstico.
Por su parte, los representantes del proyecto destacaron que el proyecto es integral y que es el primero vinculado con el transporte carretero en toda América Latina. Todas las empresas vinculadas en la iniciativa son uruguayas, destacaron.
LONGi ha anunciado el mantenimiento de su calificación AAA en las calificaciones de bancabilidad PV ModuleTech del tercer trimestre de 2024 de PV-Tech, marcando el 19º trimestre consecutivo de la compañía en este nivel superior y subrayando su compromiso a largo plazo con la calidad, la innovación, la estabilidad financiera y el liderazgo en la industria fotovoltaica.
Las calificaciones de financiabilidad de PV ModuleTech se derivan de un exhaustivo proceso de evaluación que examina a los fabricantes en varias dimensiones críticas, como la solidez de la cadena de valor, la capacidad de producción, los perfiles de envíos globales, el gasto de capital (capex), la inversión en I+D y la gestión del flujo de caja. La constante calificación AAA de LONGi refleja no sólo sus sólidas métricas operativas, sino también su dedicación al avance de la tecnología solar.
La empresa no deja de innovar, y recientemente ha presentado productos revolucionarios, como el Hi-MO X10, que incorpora la tecnología de celdas HPBC 2.0, y ha realizado avances significativos en la tecnología de obleas y celdas de silicio. Estos avances ponen de relieve el interés de la empresa por mejorar la eficiencia y confiabilidad de sus productos para satisfacer las necesidades cambiantes de los mercados energéticos mundiales.
El éxito continuado de LONGi es un testimonio de la confianza y el reconocimiento que se ha ganado de las partes interesadas en el panorama fotovoltaico mundial. La empresa sigue esforzándose por adaptarse a los cambios del mercado y ofrecer un valor inigualable a sus clientes y socios.
De cara al futuro, LONGi sigue centrada en su misión de “aprovechar al máximo la energía solar para construir un mundo verde”, redoblando sus esfuerzos en innovación tecnológica y desarrollo de soluciones energéticas sostenibles.
CAF– banco de desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) se complacen en anunciar la firma de un Convenio de Cooperación Técnica de dólares para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo, que consolida la colaboración entre ambas instituciones, tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.
Desafíos actuales y futuros en la región
En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, Argentina y Brasil. El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante.
«La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», señaló Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.
Por su parte, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó: «En OLADE, nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»
El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de superar las barreras históricas y avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.
El trabajo se dividirá en 5 fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.
«Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos», destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.
La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector.
Naturgy ha confirmado que no incursionará en el mercado de instalación de paneles solares, enfocando sus esfuerzos en la mejora del servicio eléctrico. Esta postura fue anunciada a la Cámara Panameña de Energía Solar, que participa activamente en el desarrollo y expansión de la energía solar en el país.
Con 4,400 instalaciones fotovoltaicas registradas a la fecha, de las cuales 2,863 están conectadas a la red a través de Naturgy, Panamá sigue avanzando hacia un futuro energético más limpio.
Naturgy informó que, en lugar de competir en la instalación de sistemas solares, se ha enfocado en un proyecto piloto de medidores inteligentes en Panamá Oeste, destinado a optimizar el control del consumo energético y mejorar la calidad en el servicio eléctrico del país.
Juan Andrés Navarro, Presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, destacó la importancia de que las distribuidoras se mantengan en su rol de facilitadoras y no entren en competencia con las empresas del sector solar.
«La competencia justa es clave para que el sector fotovoltaico continúe creciendo en Panamá,» afirmó Navarro.
Desde el pasado mes de abril, la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (Acodeco) mantiene una investigación por presunta práctica monopolística en el sector energético, por supuestamente dificultar la libre competencia en la instalación de paneles solares por parte de una Distribuidora Eléctrica.
La Cámara Panameña de Energía Solar sigue comprometida en trabajar con las autoridades para asegurar un entorno de competencia equitativa que permita el desarrollo sostenible del sector.
El gobierno nacional oficializó la designación, a partir del 17 de octubre de 2024, de María Carmen Tettamanti en el cargo de Secretaria de Energía del Ministerio de Economía.
Lo hizo a través del decreto 974/2024, que en su artículo primero aceptó la renuncia a dicho cargo presentada por Eduardo Rodriguez Chirillo, quien dirigió la Secretaría de Energía desde el inicio de la gestión presidencial de Javier Milei.
Licenciada en Economía, Tettamanti había sido designada para el cargo hace un par de semanas. Viene de ejercer diversas funciones en empresas privadas del sector energético, en particular del rubro Gas y Petróleo.
La nueva Secretaria de Energía cuenta con el aval del ministro Caputo y de Daniel González, coordinador de la política de Energía y Minería del gobierno.
Tettamanti ha trabajado en compañías del sector, como Camuzzi Gas Pampeana, Metrogas, Total Austral, y el grupo Albanesi. Hasta junio de 2023 fue gerente general de Camuzzi, una de las principales distribuidoras de gas natural del país.
Saavedra Seguridad Industrial es una empresa distribuidora y mayorista oficial de elementos de Protección personal (EPP), indumentaria de trabajo y seguridad ambiental, con 20 años de trayectoria. La compañía se encarga de brindar sus servicios a distintos segmentos productivos de la Argentina como la industria petrolera, minera y de la construcción. En diálogo con EconoJournal, Gisela Gómez Vega, responsable comercial de la firma, explicó: “Nosotros abastecemos a las diferentes industrias, y en especial al sector energético, brindándoles indumentaria de trabajo, calzado de seguridad y herramientas de señalética para garantizar la seguridad en los puestos de trabajo”.
Se trata de una empresa de origen nacional que tiene su casa central en Mendoza. En el último tiempo la compañía decidió expandirse y abrió sucursales en Neuquén, San Juan y Salta para posicionarse como un proveedor clave tanto para la industria minera como la del Oil & Gas.
“Trabajamos con las primeras marcas. Queremos que nos conozcan porque tenemos como meta crecer en Neuquén. Deseamos ampliarnos en la región de Vaca Muerta”, aseguró Gómez Vega.
Posicionarse en Vaca Muerta
La responsable comercial de la compañía aseveró: “La idea es posicionarnos en Vaca Muerta. Queremos ofrecer nuestros servicios. Este sector es muy alentador porque hay muchas oportunidades, mucho para ofrecer, y eso nos da esperanza de poder trabajar a futuro”.
Saavedra Seguridad Industrial ofrece diversos productos tales como absorbentes de hidrocarburos, accesorios de abrigo corporal, bandejas antiderrames, productos ergonómicos, instrumentos de medición (como alcoholímetros y medidores de gases), protección auditiva, protección contra el agua, contra incendios y mangas para protección de brazos, entre otros.
A su vez, brinda elementos de protección craneana, como arneses, cascos y gorras con casquete. También, protección de mano (diferentes tipos de guantes), y protección de piel para los trabajadores de la industria.
Seguridad en las operaciones
Gómez Vega aseveró: “Nosotros no sólo vendemos los elementos de seguridad, sino que también brindamos asesoramiento técnico y capacitamos a las empresas in situ. Nos relacionamos con los higienistas y podemos desarrollar productos con el apoyo de nuestros proveedores. Para nosotros no es un número el cliente, sino que lo que queremos es brindar el servicio y se puedan desarrollar nuevas alternativas de cuidados para los empleados”.
La representante de Saavedra Seguridad Industrial detalló que el objetivo de la compañía es brindar soluciones integrales, de forma inmediata. También que, en Mendoza, a lo largo de los años, han logrado posicionarse y que la idea es ubicarse en Neuquén como una empresa confiable.
“Tratamos de hacer alianzas con los clientes y que ellos no sientan que sólo vienen a comprar, sino que sepan que también puedan venir a asesorarse. No se trata de vender solo un casco, sino que la persona sepa para qué es ese casco, que sepa que tiene un vencimiento, una función específica, Eso es muy importante. Que encuentre una solución en nuestra empresa”, advirtió Gómez Vega.
Por último, la responsable comercial indicó que “está todo dicho sobre los elementos de seguridad, pero muchas veces pasa que las personas no encuentran asesoramiento, sobre todo los jóvenes profesionales. Por eso, nosotros damos la posibilidad de desarrollar muestras y ensayos para los productos”.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), creada en 2019, celebró su quinto aniversario “reafirmando su compromiso con el desarrollo sostenible de la región”, señaló la entidad en un comunicado.
La Fecene agrupa a las principales cámaras empresarias del sector energético de la provincia de Neuquén, representando a más de 550 empresas y generando un espacio de diálogo y colaboración entre los distintos actores de la industria.
«Nuestra provincia se ha consolidado como un referente energético a nivel nacional e internacional. Fecene tiene la misión de fortalecer este posicionamiento, promoviendo un ambiente de crecimiento y desarrollo para todas las empresas regionales», expresó Mauricio Uribe, presidente de la federación.
«Nuestra visión es clara: ser la federación de cámaras energéticas más influyente de la Argentina, liderando la transición hacia un futuro más limpio y eficiente», afirmó añadió Uribe. «Estamos convencidos de que, trabajando en conjunto, podemos construir un futuro energético más próspero y sostenible para Neuquén y para toda la Argentina«, concluyó.
Estos son los ejes centrales que debatió la Fecene:
Inversiones: La federación trabaja activamente para generar las condiciones necesarias para que las empresas inviertan en la provincia, impulsando el desarrollo de proyectos innovadores y generando empleo de calidad.
Participación en la promoción del desarrollo de las áreas hidrocarburíferas de la provincia: Se asiste a las empresas regionales a través de la firma de convenios con entidades financieras que permitan la inversión intensiva.
Promoción de la innovación: Fecene fomenta la investigación y el desarrollo de tecnologías limpias y eficientes, buscando soluciones energéticas que minimicen el impacto ambiental.
Capacitación de recursos humanos: La federación invierte en la formación de profesionales altamente calificados.
Defensa de los intereses del sector: Fecene representa los intereses de las empresas asociadas ante los distintos niveles de gobierno, buscando políticas públicas que promuevan el crecimiento sostenible de la industria.
Desarrollo sostenible: La federación promueve un modelo energético que sea respetuoso con el medio ambiente y las comunidades locales, buscando un equilibrio entre el crecimiento económico y la protección de los recursos naturales.
CAF -banco de desarrollo de América Latina y el Caribe-, y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Convenio de Cooperación Técnica para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.
Desafíos actuales y futuros en la región
En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, Argentina y Brasil.
El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación Vaca Muerta en Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades en el sector energético.
Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile y Brasil para asegurar un suministro energético constante.
El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.
El trabajo se dividirá en 5 fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.
“La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados”, señaló Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.
Por su parte, el secretario ejecutivo de la OLADE destacó: “nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible”.
“Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos”, destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.
La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector.
CAF -banco de desarrollo de América Latina y el Caribe- tiene como misión impulsar el desarrollo sostenible y la integración regional, mediante el financiamiento de proyectos de los sectores público y privado, la provisión de cooperación técnica y otros servicios especializados. Constituido en 1970 y conformado en la actualidad por 21 países -19 de América Latina y el Caribe, junto a España y Portugal- y 13 bancos privados, es una de las principales fuentes de financiamiento multilateral y un importante generador de conocimiento para la región. Más información en www.caf.com
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró en el Consejo Interamericano del Comercio y la Producción (CICYP) que es el momento de que la petrolera venda su participación en Metrogas y lo justificó a raíz de la baja del riesgo país. Sin embargo, fuentes del sector privado consultadas por EconoJournal aseguraron que no se podrá obtener un precio competitivo hasta que no se realicé la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que otorgue previsibilidad sobre los ingresos de Metrogas en los próximos 5 años, la cual se va a demorar luego del cambio de autoridades en la Secretaría de Energía.
«Yo no podía vender Metrogas a 2500 puntos de riesgo país. A 900, sí. No era el momento para hacerlo al inicio de la gestión. Estábamos defendiendo el patrimonio de YPF. Ahora, creo que sí es el momento. La vendemos y agarramos la plata y la ponemos en Vaca Muerta”, aseguró Marín. El ejecutivo busca de este modo aprovechar la revalorización en dólares que han tenido los activos argentinos durante los últimos meses.
Fuentes cercanas a YPF aclararon a este medio que Marín ya planteó en otras ocasiones la necesidad de vender Metrogas, pues considera que la distribuidora no está dentro de las actividades que deben formar parte del foco de la compañía, pero señalaron que no hay que esperar una definición inminente sobre el tema.
Especialistas consultados por este medio advirtieron que al momento de una adquisición los potenciales compradores de una empresa regulada como Metrogas suelen tomar en cuenta cuál es su proyección de ingresos. Si bien el gobierno de Javier Milei autorizó una recomposición acelerada de tarifas en lo que va del año, todavía faltar realizar la RQT para terminar de normalizar el sector.
El ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, venía trabajando junto a su equipo para realizar las revisiones quinquenales de las tarifas de gas natural y electricidad a fines de este año, pero ese proceso se detuvo luego del cambio de autoridades en la Secretaría de Energía porque en el Ministerio de Economía quieren subordinar los aumentos tarifarios al objetivo macroeconómico de política antinflacionaria. Por lo tanto, se decidió sacar el pie del acelerador.
Eso no significa que no vaya a haber aumentos. El secretario Coordinador de Economía y Minería, Daniel González, les adelantó a las empresas que el gobierno no quiere que se genere un nuevo atraso tarifario. Por lo tanto, hasta que se resuelva la RQT lo más probable es que se vayan otorgando incrementos que acompañen a la inflación.
En este contexto, si Metrogas se pone en venta ahora no habrá mayores certezas de cuáles son las tarifas que la compañía va a percibir en los próximos 5 años, situación que afectará su cotización al momento de definir una venta de acciones. Por ahora, YPF no inició el proceso formal de venta ya que todavía no hay un banco designado para comandar la operación ni un cronograma establecido.
La petrolera argentina controla el 70% de las acciones de Metrogas. 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 otro 8,13%; y el restante 12,64% cotiza en la bolsa.
El intento de Aranguren
En enero de 2017, una vez realizada la Revisión Tarifaria Integral que impulsó el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intimó a YPF para que se desprenda de Metrogas cumpliendo de ese modo con la ley 24.076 que regula al sector. La norma no solo prohíbe que un productor controle a una distribuidora sino también que una distribuidora le compre más del 20% del gas a un mismo productor.
El regulador puso como fecha límite para que se concrete la venta el 31 de diciembre de 2017, pero YPF recurrió esa determinación mediante un recurso administrativo en el área de Legales del Enargas porque aseguró que una fecha tope de venta afectaba el valor de la acción de la distribuidora.
Más allá de la discusión sobre el deadline, la petrolera argentina contrató al Citibank para que lidere la desinversión. En 2017 se inició un concurso público internacional donde varias multinacionales mostraron su interés por la firma. Sin embargo, fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que hacia fines de ese año la petrolera dejó trascender que quería mantener un co-control sobre Metrogas, lo cual desalentó a los jugadores extranjeros que se retiraron de la compulsa. Finalmente, el listado de empresas interesadas se redujo a tres grupos locales: Integra de Manzano, CGC de Corporación América y Disvol de Alejandro Macfarlane. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, inicialmente también había mostrado interés en participar, pero no participó del concurso.
En abril de 2018, luego de que no se prorrogara la Ley de Emergencia Pública que frenaba la aplicación de la ley 24.076, Aranguren insistió para que YPF concretara la venta, pero la compañía siguió demorando el proceso y la crisis económica que se desató ese año hizo que fuera virtualmente imposible concretar la operación.
El gobierno designó a María Tettamanti como secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirillo. Lo hizo mediante el decreto 974 que se publicó este viernes en el Boletín Oficial y que lleva la firma del presidente Javier Milei y el ministro de Economía, Luis Caputo. En el mismo decreto el Poder Ejecutivo acepta la renuncia de Chirillo.
El 17 de octubre el gobierno había dado a conocer que Tettamanti era la elegida como nueva titular de la cartera energética. Luego de quince días, el gobierno la designó formalmente. La economista y ex Camuzzi llega a la función pública con más de 25 años de experiencia en la industria de gas natural. Según informó el gobierno, Rodríguez Chirillo será asesor del Ministerio de Economía.
Tettamanti tuvo el respaldo de Luis ´Toto´ Caputo y del coordinador de Energía y Minería dentro del Palacio de Hacienda, Daniel González. El año pasado la nueva secretaria integró el equipo de asesores energéticos de Patricia Bullrich cuando la actual ministra de Seguridad del gobierno libertario era candidata presidencial.
En política, la flamante secretaría de Energía también construyó una relación con José Luis Espert, titular de la comisión de Presupuesto de la Cámara de Diputados, y hombre de confianza de Milei, asesorándolo en los últimos dos años en temas de agenda energética.
Actividad privada
Tettamanti viene de desempeñarse en NRG Energía, un desprendimiento de NRG, una empresa de servicios petroleros y de generación de energía eléctrica. A su vez, combinaba su tiempo con la administración de un proyecto agropecuario que su familia posee en el interior de la provincia de Buenos Aires.
También tiene pasado en Cammuzi, la empresa donde dio sus primeros pasos en el sector de gas natural y de la que fue geranta general hasta 2023. La empresa abastece a más de dos millones de usuarios en siete provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Además, Tettamanti fue durante años directora comercial en Metrogas. Además pasó por empresas como Total y Albanesi. En el plano académico, tiene un máster en economía de la Universidad del Centro de Estudios Macroeconómicos de Argentina (CEMA).
Representantes de algunos de los mayores fondos globales de inversión visitaron recientemente los activos de las compañías GeoPark y Phoenix Global Resources en Vaca Muerta como parte de una misión organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversión del gigante brasilero Bradesco. Se trata de cuatro áreas no convencionales ubicadas en las provincias de Neuquén y Río Negro.
La visita, liderada por los analistas de entidad Vicente Falanga y Murilo Riccini, permitió a los actuales y potenciales inversores de Vaca Muerta analizar la escala y proyección de crecimiento de la formación no convencional de la cuenca Neuquina, “el lugar más atractivo para la exploración y el desarrollo de hidrocarburos tierra adentro en la actualidad”, según señala un comunicado de GeoPark, compañía latinoamericana en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Argentina, Ecuador y Brasil.
Áreas
La visita hizo foco en los activos Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, propiedad de GeoPark y Phoenix Global Resources. Desde 2014 GeoPark cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. En Colombia, es el segundo productor de petróleo con un aporte cercano al 8% de la producción total de ese país.
“Esta primera misión de inversores a Vaca Muerta confirma la solidez de la alianza entre las compañías establecida en mayo pasado y la sinergia que existe entre equipos técnicos y financieros que colectivamente han descubierto y desarrollado varios de los proyectos de hidrocarburos más exitosos de Argentina y Latinoamérica”, agrega el comunicado.
El bloque Mata Mora Norte, en producción desde 2022, promedió 12.621 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) brutos en el tercer trimestre de este año y alcanzó un récord de 15.418 boepd brutos de producción durante agosto, “confirmando el extraordinario potencial que tiene este activo localizado en la ventana de petróleo de Vaca Muerta”.
Misión a bloques petroleros en Neuquén y Río Negro confirma el interés por el extraordinario potencial del área
Representantes de algunos de los mayores fondos globales de inversión visitaron recientemente los activos de las compañías GeoPark y Phoenix Global Resources en Vaca Muerta, como parte de una misión organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversión del gigante brasilero Bradesco. La visita liderada por los analistas de Bradesco BBI Vicente Falanga y Murilo Riccini, permitió a actuales y potenciales inversores de la segunda reserva más grande de shale gas y la cuarta más grande de shale oil del mundo, apreciar la escala y la extraordinaria proyección de crecimiento de la formación Vaca Muerta, el lugar más atractivo para la exploración y el desarrollo de hidrocarburos tierra adentro en la actualidad.
La visita hizo foco en los activos en la cuenca neuquina Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, propiedad de GeoPark y Phoenix Global Resources y operados por el experimentado equipo de Phoenix. Esta primera misión de inversores a Vaca Muerta adelantada en conjunto por GeoPark y Phoenix, confirma la solidez de la alianza entre las compañías establecida en mayo pasado, y la sinergia que existe entre equipos técnicos y financieros que colectivamente han descubierto y desarrollado varios de los proyectos de hidrocarburos más exitosos de Argentina y Latinoamérica.
El bloque Mata Mora Norte, en producción desde 2022, promedió 12.621 boepd brutos en el tercer trimestre de este año y alcanzó un récord de 15.418 boepd brutos de producción durante agosto, confirmando el extraordinario potencial que tiene este activo localizado en la ventana de petróleo de Vaca Muerta.
Acerca de GeoPark
GeoPark es una compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Argentina, Ecuador y Brasil. Desde 2014 cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. En Colombia, es el segundo productor de petróleo con un aporte cercano al 8% de la producción total de ese país. Desde su fundación, GeoPark cuenta con un Sistema Integrado de Valores denominado SPEED, que resume el compromiso de la Compañía en cinco áreas esenciales: Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario. SPEED ha sido la clave de GeoPark para atraer el mejor talento, ser el socio preferido, el mejor vecino y desarrollar una operación exitosa, segura y sostenible
El titular del sindicato petrolero más importante del país, Marcelo Rucci, mantuvo una reunión con petroleras en la Secretaría de Trabajo que le permitió destrabar un reclamo por seguridad y establecer un nuevo diagrama que modifica el régimen laboral en el que se encuadra la explotación no convencional para los operarios de equipos de perforación, que ahora pasarán a trabajar 8 días por 4 de descanso.
El acuerdo fue rubricado por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y, además, contempla la incorporación de más personal en los servicios de cementación.
Si bien las intenciones de Rucci eran lograr un esquema 1×1 para este sector de los operarios (7 días trabajados, por 7 de descanso) finalmente la negociación permitió mantener el 2×1, pero modificándolo a un régimen 8×4, es decir, 8 días de trabajo por 4 de descanso en los servicios de perforación.
El principal argumento del titular del gremio de petroleros privados tiene que ver con que después de los 8 días en operaciones, los trabajadores presentan un nivel de cansancio que pone en jaque su seguridad. Justamente, el reclamo se dio tras los cuatro accidentes fatales que se registraron en lo que va del año en Vaca Muerta.
Rucci logró modificar el diagrama en el servicio de perforación y sumar personal en las cuadrillas de cementación de Vaca Muerta.
De esta forma, se garantizaría “un descanso adecuado y disminuir los excesos de la carga horaria y sus efectos”, afirmaron desde el sindicato. Para las empresas el acuerdo también fue favorable ya que en este punto no implicaría la contratación de nuevo personal sino la rotación del actual.
“Lo único que generaría es el incremento del transporte de personal desde Neuquén a San Patricio del Chañar o Añelo por mayor rotación de los turnos”, aseguraron desde una compañía.
Nuevas cuadrillas
La otra parte del acuerdo establece incorporar más personal a los servicios de cementación en la actividad no convencional. Ahora quedarán constituidos por una cuadrilla de cuatro ayudantes para traslado, armado y montaje, adicionales a los ocho operarios que se utilizan actualmente. Esto permitirá contratar un 50% más de personal en este servicio.
Tanto para la aplicación del nuevo esquema como para la conformación de esta cuadrilla adicional, el convenio firmado establece un plazo de 30 días para asegurar estos cambios y otros 30 para el entrenamiento de los nuevos trabajadores en el campo y que se garantice el cumplimiento de los estándares de seguridad e higiene de la industria.
Además, se ratificó la eliminación de los llamados Contratos On Call –o a demanda-, impulsando contratos continuos salvo en operaciones especiales, algo que ya se había rubricado en un acta de septiembre de 2022.
Otro de los puntos acordados también elimina la multiplicidad de tareas para los trabajadores que solo podrán dedicarse a un rol específico asignado.
Por último, tanto las cámaras empresarias como el sindicato se comprometieron a realizar visitas periódicas al campo para monitorear las condiciones de seguridad y garantizar el cumplimiento de las normas.
Acuerdo salarial
La reunión que mantuvo Rucci junto a las cámaras permitió, además, rubricar un nuevo acuerdo paritario por el que se otorgará una suma no remunerativa del 6% para los salarios de septiembre, octubre y noviembre. Esta cifra pasará a ser remunerativa desde diciembre.
Además, los trabajadores recibirán una bonificación extraordinaria de otro 6% en diciembre, con base a los salarios de abril de 2024. Esta cifra será remunerativa a partir de enero de 2025.
Otro de los beneficios acordados tiene que ver con elevar el valor de la primera vianda de 13.504 a 28.500 pesos desde diciembre para quienes cumplen tareas de al menos ocho horas.
En enero de 2025 las cámaras empresarias y el gremio se reunirán nuevamente para continuar con las negociaciones paritarias.
Según datos de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC), el consumo de energía eléctrica cayó en septiembre por primera vez en tres meses.
Durante el mes de septiembre, la demanda de electricidad se contrajo un 6,6% interanual al registrar unos 10.237,1 GWh. En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que concentró casi un tercio de la demanda total, se verificó un derrumbe del 12,6%respecto de septiembre de 2023. Los registros indican que Edenor tuvo una baja de 13,2%, mientras que en Edesur la demanda descendió un 11,7%.
Asimismo, en el interior de la Provincia de Buenos Aires, que incluye La Plata, la merma fue del 10,2%, mientras que en el sur del país se observó el desplome más pronunciado (-15,2%). Solo en el Noroeste (NOA) se verificó una mejor performance que hace un año (+1,1%).
La demanda residencial explicó la mayor parte de la caída
La demanda residencial, que explicó un 43% del total, fue la más afectado (-11,1%). En paralelo, la comercial y la industrial se redujeron 5,1% y 1,1%, respectivamente.
Vale recordar que en julio y agosto el consumo había mostrado mejoras en términos interanuales. De los últimos 12 meses, en 5 hubo incrementos, mientras que en los otros 7 hubo bajas; de este modo, el año móvil presentó un retroceso del 1,4%.
En los últimos doce meses, la demanda tuvo caídas en siete (noviembre y diciembre de 2023, enero, marzo, abril, junio y septiembre de 2024) y subas en cinco (octubre de 2023, febrero, mayo, julio y agosto de 2024).
En términos absolutos, sin tener en cuenta la estacionalidad, el consumo de septiembre fue el segundo más bajo del último año, solo superando al dato de abril pasado.
Por otra parte, desde FUNDELEC remarcaron que “septiembre de 2024 fue menos frío en comparación con septiembre de 2023” ya que “la temperatura media fue de 17.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 15 °C, y la histórica es de 14.6 °C.”.
La caída fue atribuida por analistas del sector a que septiembre de 2024 fue menos frío que el del año pasado (17.1 °C contra 15 °C) y también al impacto de las subas tarifarias, lo que se reflejó en una caída mucho más pronunciada entre los usuarios residenciales que entre los industriales y comerciales.
YPF formalizó la creación de una nueva sociedad orientada a proyectos de licuefacción de gas natural, una iniciativa que busca capitalizar el potencial gasífero de Argentina y abrir oportunidades en el mercado internacional de gas natural licuado (GNL). Argentina LNG S.A.U. es el nombre de la sociedad que se publica en el Boletín Oficial de hoy miércoles, 30 de octubre.
“Lo único que le digo: hicimos un viaje a Europa y volvimos con 14 acuerdos de confidencialidad firmados con distintos países, con distintas empresas y estamos negociando con dos supermajor, una seguramente va a entrar fuerte para febrero. No van a poder creer, pero todavía no lo puedo decir”, dijo Horacio Marín en el tradicional almuerzo del Rotary Club.
“Estoy convencido que en febrero habrá un cambio impresionante. El barco Hilli que firmó PAE, nosotros lo consideramos dentro de Argentina LNG, porque vamos a hacer el caño más grande que se hizo alguna vez en la Argentina. Cuando decimos Argentina LNG es toda la industria”, precisó.
Marín despejó las dudas respecto de la continuidad de Petronas en el proyecto de la planta de LNG. “No es cierto que Petronas iba a invertir U$S 30.000 millones e iba a financiar a YPF. No está en ninguno de los documentos firmados. Lo que se estaba haciendo es un estudio de factibilidad y Petronas tiene la posibilidad de salirse cuando tengamos la siguiente fase (que es en diciembre). Es una decisión empresarial y no de YPF”.
“Yo tuve la reunión con el CEO de Petronas y me dijo no”, dijo en su presenctación.
Off shore
Consultado sobre la posibilidad de que se explore el off shore aseguró que está en los planes. “Nosotros lo que vamos a hacer, y que una supermajor lo perfore en el año 2026, porque YPF no puede perforar 3.500 metros de agua. Hay que saber lo que uno sabe hacer”.
Marín se expresó optimista de la potencialidad del área. “Namibia produce más de 10.000 millones de barriles, y creo que puede haber una Vaca Muerta adicional. Ahí explota la acción de YPF y no lo paramos más”, aseguró.
Metrogas, YPF Chile, YPF Brasil y Refinor, afuera
Marín confirmó que YPF se va a desprender de su posición en Metrogas pero que eso no es el único negocio del que dejará de formar parte.
En la cartera de ventas está YPF CHILE, YPF Brasil y agregó “Refinor también, afuera”. “Nosotros sabemos hacer pozos, fracturar, producir petróleo, y producir naftas y, lubricantes”, explicó.
Además buscará un socio para YPF AGRO. “Vamos a sacar una licitación, con una preferencia con una empresa de agro que nos ayudó fuertemente a entender cómo hacerlo y que invirtió en know how y seremos una empresa con cincuenta por ciento cada uno y que la opere el que sabe de vender”.
Por otro lado indicó que la firma apostará fuerte a YTEC y a YPF Luz, el brazo de renovables de la firma.
Por otra parte destacó el potencial de Profertil. “ProFertil es una incoherencia que tengo, porque digo que me concentro en energía y esto es urea…pero es tan rentable que no me podría. Entonces encontré la forma para sacar la incoherencia. Es energía en alimento”,
Real Time
Marín anunció además que el 13 de diciembre quedará trasladada toda la operación de los pozos a la torre de Puerto Madero. Será en coincidencia con la celebración del día del petróleo.
Aseguró que es una tecnología que tienen aplicada pocas firmas, “lo tiene Exxon Mobile y no muchas más”.
“A las 6.45 todos los días voy a estar en el piso 23 de la torre viendo lo que se hace en todos los pozos”, prometió.
El Gobierno saldará la deuda correspondiente al Plan Gas.Ar con empresas energéticas con bonos por U$S 3.510.425. Así lo estableció mediante la Resolución Conjunta 60/2024 publicada hoy en el Boletín Oficial.
Lo hará mediante el bono AE38, el mismo que había sido utilizado para el pago de las deudas acumuladas entre diciembre y enero de este año.
Según la última cotización estos bonos operan a una paridad de U$S 61,55, lo que en el valor presente representa una pérdida financiera de casi 40%.
Según precisa el texto de las norma esta operación equivale a un valor efectivo total de $2.481.168.390 que se abonarán al BCRA con fecha de liquidación el 29 de octubre de 2024.
El Plan Gas.Ar es un esquema por el cual se ofrecen incentivos económicos a las empresas productoras de gas para aumentar la extracción.
La norma precisa que los bonos adquiridos se destinarán a las empresas participantes del Plan Gas.Ar que adhirieron a la propuesta de cancelación de deudas. “La entrega de estos títulos permitirá compensar los montos adeudados bajo el esquema de pagos provisorios y ajustes del programa”, concluye.
En el tercer trimestre del año se inauguraron dos parques eólicos y un parque solar en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y La Rioja. Gracias a la habilitación comercial de estos proyectos se añadieron 216,5 MW de potencia instalada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El proceso de incorporación de más energía renovable se realizó entre julio y septiembre, ratificando el aporte de este sector al proceso de diversificación de la matriz energética.
En detalle, se trata del Parque Eólico General Levalle I (Córdoba), que suma 62 MW; del Parque Eólico Pampa Energía VI (Buenos Aires) que aporta 94,5 MW y del Parque Solar 360 Energy La Rioja, que agrega 60 MW.
De esta forma, la Argentina ya cuenta con 225 proyectos operativos que suman 6.206 MW a la matriz energética, y que permiten abastecer la demanda eléctrica de más de 6 millones de hogares.
Cabe aclarar que en este total se incluye el aporte del programa Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al Régimen de Fomento instaurado por la Ley N° 26.190, modificada por la Ley N° 27.191.
En el plano del abastecimiento eléctrico, considerando la participación conjunta de las tecnologías Eólica, Solar, las Bioenergías y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (de hasta 50 MW). En julio el 13,5% de la demanda provino de fuentes renovables (1.790,8 GWh de energía generada), mientras que para agosto el abastecimiento fue equivalente al 14,5% de la demanda (1.763,6 GWh de generación).
Además, el domingo 15 de septiembre de 2024 a las 10.50 se registró el récord instantáneo de abastecimiento de la demanda a partir de energías renovables. Esta marca corresponde a las tecnologías incluidas en el Régimen de Fomento instaurado por la Ley N° 26.190. Al momento del récord el 36,61% de la demanda eléctrica fue provista por estas fuentes, superando la marca anterior lograda el 19 de febrero de 2023, con un 32,2%.
A su vez, si el cálculo se realiza considerando dentro de las renovables a la tecnología Hidroeléctrica (mayor a 50 MW), la generación renovable de julio representó el 38,46% de abastecimiento de la demanda eléctrica (5.087,61 GWh), y la de agosto el 37,43% (4.555,66 GWh). Tampoco está disponible por el momento la información del mes de septiembre.
El total de estas cifras, elaboradas a partir de la información provista por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), muestran la integración del mercado renovable en nuestro país.
Cada nuevo MW que se suma al sistema contribuye a garantizar un servicio eléctrico de calidad y es un incentivo para avanzar en la construcción de una economía moderna, abierta y dinámica.
En la jornada de este martes, el gobernador Claudio Vidal se reunió con el embajador de Alemania en Argentina, Dieter Lamlé, acompañado por diversos representantes de los consulados alemanes en el país. De la reunión participó también el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Horacio Álvarez.
Durante el encuentro, se abordaron distintos temas, entre los que destacó la cooperación en proyectos de hidrógeno verde, una apuesta para que Santa Cruz que apunta a posicionarse como líder en esta forma de energía renovable. En ese contexto, Vidal reafirmó el compromiso de Santa Cruz en construir un futuro sustentable, señalando que la provincia ofrece “seguridad jurídica y reglas claras para que los inversores puedan confiar en nuestra provincia.”
Además, en el diálogo se puso en valor la importancia de sumar alianzas en áreas como la producción y el trabajo, siempre con una visión amplia y sostenible que genere bienestar y oportunidades para los santacruceños.
En palabras del Gobernador, “Santa Cruz necesita un cambio profundo, y estamos decididos a dar un giro que transforme nuestra realidad y traiga nuevas oportunidades de desarrollo”. Prueba de esto, fueron las recientes gestiones en la República Popular China que “nos devuelven esperanza, porque sabemos que con aliados internacionales podemos construir un futuro próspero, con un compromiso renovado en cada paso que damos”, señaló.
Vidal también agradeció el interés del embajador Lamlé en los proyectos de desarrollo de la provincia y expresó su optimismo sobre las oportunidades que esta cooperación internacional puede abrir para los santacruceños. “Sabemos que con aliados internacionales podemos construir un futuro próspero y con un compromiso renovado“, remarcó el gobernador. La reunión con el embajador alemán se suma a los esfuerzos recientes del Gobierno de Santa Cruz por consolidar una red de alianzas estratégicas a nivel internacional, orientadas a impulsar el desarrollo productivo y el crecimiento sostenible de la provincia.
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La petrolera YPF continúa con su plan de vender su participación en activos no estratégicos para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta. Dentro del plan 4×4 que diseñó su presidente y CEO, Horacio Marín, aparece en el mediano plazo su próximo paso: salir de la distribuidora Metrogas, donde tiene una participación accionaria del 70%. La decisión estaba tomada desde principios de año, cuando Marín anunció que YPF se desprendería de sus acciones en las sociedades «participadas» y firmas menores, como los negocios de lubricantes de YPF Brasil e YPF Chile. Pero el anuncio que hizo Marín este martes ante el […]
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La coreana Posco concretó en Salta una inversión de US$ 800 millones y anticipa un incremento de producción para 2025. Al mismo tiempo la francesa Eramet recuperó la total participación en el proyecto Centenario por casi US$ 700 millones. La primera planta comercial de hidróxido de litio en el país ya está en marcha, ubicada en el Parque Industrial de General Güemes de la provincia de Salta, marca un gran avance para el desarrollo de valor agregado en el sector litífero. El desarrollo pertenece al proyecto Sal de Oro de la minera coreana Posco que invirtió unos US$ 800 millones […]
El Gobierno anunció que saldará deuda con empresas energéticas del Plan Gas.Ar mediante bonos AE38 por un total de US$3.510.425. La medida se formalizó en la Resolución Conjunta 60/2024, publicada en el Boletín Oficial. El bono AE38 ya había sido utilizado para liquidar deudas acumuladas entre diciembre y enero de este año. Actualmente, el bono opera a una paridad de US$61,55, lo que representa una pérdida financiera cercana al 40% en su valor presente. La normativa indica que la operación equivale a un valor efectivo total de $2.481.168.390, con fecha de liquidación el 29 de octubre de 2024 en el […]
Se trata de un hito que marcó el desarrollo energético de la región y el inicio de una era de gran crecimiento económico, social y cultural en la provincia. La Provincia del Neuquén celebra hoy el 106° aniversario del descubrimiento de petróleo en su territorio, un acontecimiento histórico que transformó el rumbo de la región y del país, marcando el inicio de una era de desarrollo económico, social y cultural sin precedentes. El 29 de octubre de 1918, en Plaza Huincul, los primeros hallazgos de petróleo en Neuquén abrieron las puertas a una industria que ha crecido y evolucionado durante […]
La firma GeoPark Argentina obtuvo el aval de la Comisión Nacional de Valores. En mayo volvió al país en una alianza con PGR en áreas de la formación shale. A cinco meses haber sellado una alianza estratégica con Phoenix Global Resources (PGR) que marcó su retorno a la Argentina, con participaciones en bloques de Vaca Muerta, la Comisión Nacional de Valores (CNV) autorizó a GeoPark Argentina a emitir hasta 500 millones de dólares en valores de deuda durante los próximos 5 años. La firma dio a conocer la novedad días atrás, cuando informó que la aprobación del regulador de valores […]
La OPEP+ podría retrasar un mes o más la subida de la producción de crudo prevista para diciembre, según dijeron el miércoles a Reuters tres fuentes de la agrupación, citando la preocupación por la débil demanda petrolera y el aumento de la oferta. La OPEP y la oficina de comunicación del Gobierno saudí no respondieron de inmediato a las peticiones de comentarios. Para seguir leyendo haga click aquí Fuente: La Nación
PetroChina podría cerrar su mayor refinería en 2025 ubicada en Dalian., al norte de China. La refinería, de 410.000 barriles diarios, representa alrededor del 3% de la producción total de las refinerías chinas.
El traslado y el cierre de las instalaciones petroquímicas de Dalian forman parte de ese plan tras varios incidentes mortales ocurridos en la última década en la refinería, situada en una zona densamente poblada de la ciudad de Dalian.Como parte del plan de cierre y reubicación, PetroChina ya cerró cerca de la mitad de la capacidad de procesamiento de crudo de la refinería, o 210.000 bpd, según fuentes de Reuters.
La empresa matriz de PetroChina, CNPC, llegó a un acuerdo con las autoridades de Dalian hace dos años para construir una refinería de crudo más pequeña, de 200.000 bpd, en un nuevo emplazamiento de refino y petroquímica en la isla de Changxing.Sin embargo, PetroChina aún no ha tomado una decisión de inversión definitiva sobre el nuevo emplazamiento propuesto, según dijeron las fuentes a ReutersEl cierre de la refinería de 410.000 bpd se produce en un momento en que las refinerías chinas se enfrentan a un exceso de capacidad en medio de una tibia demanda de combustible de carretera, que parece estar siendo sustituida lentamente por vehículos eléctricos y camiones alimentados por GNL.Este año, la demanda de combustible fue menor de lo previsto, lo que provocó un descenso de los márgenes de refino y el endeudamiento de muchas plantas.
La ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio, presentó el plan de hidrógeno verde Kahiros, que se ubicará en un predio de 24 hectáreas en el km 298 de la ruta n.° 2, cerca de Fray Bentos. “Es el primer proyecto concreto de hidrógeno verde para que funcione en el país. Estimamos que para 2040 se exporten 1.300 millones de dólares entre hidrógeno y derivados”, indicó.
“Celebrar el anuncio del primer proyecto concreto de producción y uso de hidrógeno en Uruguay, llamado Kahiros, es un nuevo hito en el desarrollo de la industria y sus derivados. Seguimos con paso firme en la hoja de ruta del hidrógeno verde”, señaló Facio.
La ministra detalló que el proyecto es estratégico, ya que focaliza en descarbonizar áreas en que la reducción de emisiones es muy desafiante, como el transporte pesado, y trabaja con un sector clave para el país, como el forestal y la producción de celulosa.
Datos del proyecto
La fábrica estará operativa en Uruguay en 2026, tras una inversión de 38.600.000 dólares. Se ubicará en el kilómetro 298 de la ruta nacional n.° 2, próxima a la ciudad de Fray Bentos, departamento de Río Negro, en un predio de 24 hectáreas. El área directamente afectada ocupa unas 8,4 hectáreas, incluido el espacio necesario para instalar el parque solar fotovoltaico, la planta de hidrógeno y la hidrolinera.
Comprende la implementación de una planta de hidrógeno modular, de escala reducida, integrada por una fotovoltaica de 4,8 megavatios pico (MWp) de potencia, un electrolizador PEM de 2 megavatios (MW), con una producción anual estimada de 76.700 kilogramos de hidrógeno, y una estación de hidrógeno para el almacenamiento y suministro de seis camiones. La producción diaria estimada es de 245 kilogramos, con un consumo de agua de unos 4,2 metros cúbicos, el equivalente a solo media hora de consumo diario total habilitado para el sitio de toma de agua identificado para el proyecto.
El hidrógeno generado por el proceso será almacenado a alta presión y provisto a los camiones en una estación (HRS) que se prevé instalar junto a la planta de producción. Los referidos vehículos serán utilizados para el transporte de madera de Montes del Plata forestal, con una autonomía de 700 kilómetros y un tiempo de carga de 12 minutos.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió 31 solicitudes de prioridad de despacho en la convocatoria del tercer trimestre 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina.
A pesar de la magra capacidad de transporte disponible, los proyectos presentados solicitaron un mínimo a adjudicar de 821,5 MW hasta 1639,03 MW, pero si se tiene en cuenta toda la potencia de las centrales, la cifra se eleva hasta 2639,03 MW.
Ello se debe a que algunos parques ya poseen un porcentaje de su potencia con prioridad de despacho en otras convocatorias del MATER y se vuelven a presentar para intentar lograr la asignación de la capacidad remanente.
De la totalidad de las solicitudes, 30 participan en el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 25 lo hacen a través del mecanismo Referencial A (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación), dado que algunas compiten en ambos procesos.
Además, casi todos los parques se disputan la adjudicación en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino y seguramente casi todos ellos irán a desempate por factor de mayoración, dado que dicha área sólo posee 45 MW disponibles para el MATER Pleno bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA.
La excepción a la regla es la central eólica Cerro Policía (150 MW totales) presentada para exportar en la región de Comahue, que posee 88 MW disponibles bajo la limitación mencionada.
Dicho proyecto pertenece a la firma Eólica Rionegrina SA, integrada por INVAP y la transportista Transcomahue S.A, y abriría las puertas al plan de hidrógeno verde que tiene la multinacional Fortescue en la provincia de Río Negro en el área cedida por el Estado rionegrino de 34 km2.
¿Cómo se reparten por tecnología?
Al igual que en los últimos llamados de esta índole, los proyectos fotovoltaicos otra vez predominan con 28 solicitudes que totalizan 1586,03 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 733,5 MW).
La particularidad es que sólo uno de esos emprendimientos contempla expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. Puntualmente, Genneia presentó el parque solar Mendoza Sur junto a la construcción de un nuevo transformador 500/220/33 kV en la estación transformadora Río Diamante y la vinculación con la línea de extra alta tensión en 500 kV Embalse – Alma Fuerte.
Mientras que los tres proyectos eólicos que ocuparon las 3 peticiones restantes, pidieron entre 88 MW y 98 MW de prioridad de despacho para abastecer a los grandes usuarios del sistema a través de contratos entre privados, y los mismo se detallan a continuación:
PE Levalle I y II, de YPF Luz, con un máximo asignable 10 MW (los parques suman 155 MW de capacidad total)
PE Cerro Policía, de Eólica Rionegrina, por 88 MW adjudicables (150 MW total)
Próximos pasos
El día jueves 14 de noviembre de 2024, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad de despacho por capacidad de transporte insuficiente, que se hará una semana más tarde (21/11).
Mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA informará los ganadores de este llamado del MATER el lunes 25 de noviembre. Por lo que los titulares de las centrales vencedoras tendrán hasta el 12 de diciembre para abonar la reserva de la adjudicación de prioridad de despacho.
Se acerca el Mercado de Balance de Potencia 2025 (año de producción 2024) y todos los participantes están buscando información que los lleve a tomar la mejor decisión para potenciar sus negocios en la próxima temporada.
De acuerdo con Admonitor, el mercado está “muy álgido” y han aumentado las consultas vinculadas a sus informes del precio de potencia y pronóstico de Horas Críticas para el año entrante. “Es uno de los productos que nos están solicitando con más recurrencia”, confiaron.
Si bien año a año, en estas fechas, los generadores buscan anticiparse aplicando fórmulas conocidas para estimarlos, un factor determinante en el valor neto aún es desconocido. En concreto, analistas de Admonitor advierten que la incertidumbre radica en “las garantías que deben entregar los participantes y que van a afectar sobre el precio neto de potencia”.
La experiencia de años anteriores refleja que el manejo de las garantías puede impactar el mercado de maneras significativas. En conversación con Energía Estratégica, un consultor de Admonitor relató que, el año pasado, un participante incumplió con la entrega de garantías, lo que resultó en una alteración del valor en el mercado.
Para el año en curso, la situación no parece ser más sencilla. Los generadores, al tener altos precios de potencia, habrían elevado sus estimaciones por encima de la realidad, lo cual, según el consultor, implica que los suministradores quedan expuestos al precio de mercado.
Este escenario obliga a los participantes a respaldar su posición con garantías que pueden ascender hasta los 50 millones de pesos, un monto que resulta inviable para algunos actores del mercado.
“Al no poner esas garantías, te sacan de la ejecución del mercado, mueves las curvas y modificas el precio del mercado”, advirtió el especialista.
Impacto en generadoras renovables
El mercado de balance de potencia también tiene implicaciones específicas para las generadoras de energía renovable, las cuales están más expuestas a la volatilidad del mercado debido a su naturaleza intermitente.
Según el analista, “a la generación firme le juega todo a favor”, ya que les permite negociar con seguridad sus capacidades firmes en el mercado, proporcionando certidumbre sobre sus liquidaciones.
Sin embargo, “para los renovables, como tienen una variabilidad a lo largo del año, están completamente expuestos a dónde van a caer las horas críticas”, lo que los deja en una posición vulnerable, especialmente en momentos en los que no cumplen con sus obligaciones en las horas críticas y deben adquirir potencia de generadores firmes para cumplir con compromisos previos.
“Un caso puntual es el caso de las renovables de las subastas de largo plazo, tienen comprometida cierta potencia y si no estuvieron generando en las zonas críticas, tienen que cumplir con ese compromiso comprando potencia a otros generadores firmes”, detalló el consultor.
Esta incertidumbre, especialmente para las generadoras renovables, refuerza la necesidad de contar con asesoría especializada y análisis de mercado detallados, para tomar decisiones informadas y prevenir posibles sanciones o exposiciones financieras inesperadas.
Derivado de ello, ¿cuáles son las opciones para mitigar riesgos? Siguiendo el análisis de Admonitor, una alternativa es protegerse con la comercialización hoy firmando PPAs en lo que queda de este mes y el siguiente; o bien, ir preparando las garantías financieras requeridas por el CENACE para evitar caer en incumplimientos que acarreen sanciones definidas en el marco regulatorio.
La Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) de Chile ultima detalles para el lanzamiento de sus nuevos programas de financiamiento dirigidos a proyectos de hidrógeno verde, con el objetivo de fortalecer el desarrollo de esta industria.
Carlos Berner, gerente de Financiamiento CORFO,detalló que el lanzamiento de estos programas está previsto para diciembre de este año, con la expectativa de que comiencen sus operaciones en enero de 2025.
El programa financiero, también conocido como Facility H2V Chile, se implementa desde hace tiempo en el país está respaldado por una alianza entre CORFO y diversas entidades financieras internacionales, como el BID, WB, BEI, KfW, CAF y la Unión Europea, por las cuales fue posible tomar cerca de USD 1000 millones para su puesta en marcha.
“Hemos mejorado los programas actuales de CORFO hacia hidrógeno verde, sobre todo a segundo piso, de modo que estamos desarrollando los nuevos programas de créditos y cobertura de H2V y esperamos abrirlos en diciembre de este año y pensar sus operaciones a partir de enero 2025”, indicó Berner durante un webinar.
Los objetivos de este programa son claros: reducir los costos y las cargas financieras mediante créditos concesionales, además de mitigar los riesgos inherentes a la industria, sobre todo aquellos relacionados con la tecnología y el rendimiento de los proyectos.
«El principal riesgo es tecnológico, y lo abordamos a través de productos de deuda y cobertura», puntualizó Berner. Y aunque CORFO no puede participar aportando equity, sí utiliza herramientas tradicionales de financiamiento, como los créditos de inversión y las líneas de reserva de deuda.
Además, se han incluido dos elementos centrales para garantizar la viabilidad financiera: una línea de liquidez para cubrir problemas técnicos temporales y otra para abordar problemas estructurales, lo que permite que los emprendimientos reciban financiamiento en caso de dificultades.
«Estamos haciendo créditos de inversión tradicionales y coberturas corporativas, ambas en segundo piso», aseveró el gerente de Financiamiento de la entidad, lo que implica que se presta a intermediarios financieros para solventar la inversión.
“Pensamos en proyectos bastante grandes, de niveles de exposición de hasta USD 100.000.000 por emprendimiento y esperamos abrir nuevos mecanismos en lo que resta del año”, añadió durante el evento organizado por la Asociación Latinoamericana de Instituciones Financieras para el Desarrollo (ALIDE).
De ese modo, la Corporación de Fomento de la Producción también espera mejorar los programas actuales para alinearlos más con las necesidades del sector, lo que incluye el propio lanzamiento de nuevas líneas y mecanismos tal como lo hicieron en anteriores oportunidades.
Y cabe recordar que, a fines de 2021, CORFO adjudicó seis propuestas de las doce presentadas en la primera convocatoria para desarrollar plantas de producción de hidrógeno verde en Chile. Los proyectos seleccionados incluyen a Enel Green Power, Linde GmbH, Engie, Air Liquide, GNL Quintero y CAP SA, con una inversión combinada cercana a los USD 1.000 millones.
Centrales que tenían la intención de producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reduciría en más de 600.000 toneladas las emisiones de CO2 anuales.
Por lo que el próximo paso de CORFO es perfeccionar los programas de créditos y coberturas específicos a partir de la experiencia recabada en los últimos años y que esas convocatorias estén operativos en enero de 2025.
“Hemos mejorado los programas actuales para apoyar el sector del hidrógeno verde, y con los nuevos mecanismos esperamos facilitar aún más el acceso a financiamiento para proyectos de gran escala», subrayó.
El Programa de Acceso a Capital Energético de Puerto Rico (PRECAP), liderado por la Fundación Borincana, hace un nuevo llamado a interesados en estructurar proyectos de energías renovables antes de solicitar fondos del Departamento de la Vivienda en el marco del Programa para la Estabilidad Agroenergética.
Pequeños negocios, agroempresas y agricultores bona fide pueden solicitar asesoramiento gratuito de PRECAP para encaminar su acceso a subvenciones de nuevos sistemas de energía solar y baterías.
Hay muchas oportunidades de adquirir financiamiento. El Programa para la Estabilidad Agroenergética, impulsado por fondos de mitigación CDBG-MIT, dispone de 75 millones de dólares destinados a fomentar la eficiencia energética en el campo.
Los proyectos seleccionados podrán cubrir hasta el 100% del consumo energético anual de las operaciones agrícolas, con subvenciones que oscilan entre $50,000 y $250,000, según las necesidades de cada propuesta.
“Nosotros en PRECAP lo que buscamos es apoyar a pequeños negocios, en este caso a agricultores bona fide, en el proceso de solicitud”, explicó Javier Vélez Roth, asociado de PRECAP, durante un webinar organizado por la Fundación Borincana.
Mentoría personalizada y gratuita
El acceso al programa PRECAP, que opera con fondos CDBG DR, es completamente gratuito. Uno de los aspectos más destacados es la personalización de la mentoría, que ayuda a los participantes a desarrollar un conocimiento profundo sobre su sistema de generación y almacenamiento.
Vélez Roth explicó que “entre los beneficios del programa está conocer y entender su proyecto energético, organizándose con un documento que proveemos que se llama organigrama”. Este organigrama permite a los solicitantes visualizar las diferentes partes interesadas en su proyecto y cómo interactúan para alcanzar los objetivos energéticos.
Además, PRECAP apoya a los participantes con herramientas claves como el registro de riesgos, un documento que permite identificar posibles obstáculos y establecer estrategias para mitigarlos. Otro recurso fundamental es el acta de constitución o Project Charter, que sirve como un resumen detallado del proyecto a largo plazo y ayuda a los participantes a proyectar el progreso de sus iniciativas.
Un enfoque integral para pequeños negocios
La misión de PRECAP va más allá de encaminar a proyectos a un financiamiento, ya que el programa brinda una incubadora integral que incluye mentoría, consultoría y asesoramiento técnico especializado para preparar a los solicitantes.
Según Vélez Roth, el objetivo final es que los participantes puedan “no solamente conseguir esta subvención, sino también la operación correcta del proyecto energético”.
La Fundación Borincana no es un actor nuevo en el ámbito energético. Hasta la fecha, mediante PRECAP ha apoyado a 28 proyectos de pequeños negocios y comunidades a lo largo de Puerto Rico, ayudándolos a obtener acceso al capital necesario para sus planes de infraestructura energética. Pero esto no sería todo.
La Fundación también ofrece análisis energéticos preliminares a través de su programa hermano, Grupo ASI (Analítica Solar Independiente). Este servicio gratuito permite a los participantes visualizar el tamaño de su sistema fotovoltaico, cómo será instalado y estimar los costos. Vélez Roth subrayó la importancia de este servicio, mencionando que “con este análisis lo podemos ayudar a recibir esas tres cotizaciones de instaladores certificados por el Departamento de Vivienda”.
Los interesados en este tipo de asesorías y mentorías pueden completar su solicitud en la web de Fundación Borincana, donde encontrarán los distintos programas que ofrecen y los requisitos para cada cual.
Panamá y Colombia han decidido retomar el proyecto de Interconexión Eléctrica binacional, un paso fundamental para la integración energética de América Latina.
En el marco de la IX Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministro de Energía y Minas de Colombia, Omar Camacho, y el Secretario de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, acordaron realizar en diciembre una reunión binacional que congregará a las entidades clave para reactivar esta conexión estratégica y definir un plan de acción concreto.
Este es un proyecto binacional que involucrará a los Ministerios de Energía, Relaciones Exteriores y Ambiente de ambos países, así como a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) en Panamá y a las Empresas Nacionales responsables de su ejecución: ETESA por Panamá e ISA por Colombia.
La colaboración entre estas entidades y organismos busca asegurar un desarrollo coordinado de la interconexión, estableciendo el marco regulatorio y ambiental necesario para impulsar la conexión energética en la región, con miras a convertirla en un modelo de cooperación y sostenibilidad.
La interconexión representa una oportunidad decisiva para fortalecer el Mercado Energético Panameño y Colombiano, permitiendo a ambos países una mayor seguridad de suministro y facilitando el intercambio energético en ambas direcciones.
Este proyecto, que durante años enfrentó retrasos, ahora se retoma con el objetivo de aprovechar las ventajas de una infraestructura compartida y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y diversificada.
La interconexión no solo promete beneficios bilaterales, sino que es un paso significativo hacia un mercado energético interconectado en América Latina. Con una infraestructura que permita responder a fluctuaciones en la demanda y emergencias, la región podrá optimizar sus recursos energéticos, reduciendo su dependencia de combustibles fósiles y avanzando hacia los compromisos de sostenibilidad.
El relanzamiento de este proyecto responde también a una visión estratégica compartida entre los presidentes Gustavo Petro y José Raúl Mulino, quienes discutieron la importancia de esta interconexión como un pilar para la cooperación energética entre sus naciones durante la toma de posesión de Mulino.
Con el respaldo de OLADE y el compromiso de ambos gobiernos, la Interconexión entre Panamá y Colombia no solo busca mejorar la infraestructura energética de cada país, sino también consolidar una visión de integración que fortalezca el desarrollo y la estabilidad energética en América Latina.
Enel Colombia reafirma su contribución al desarrollo del sector energético, así como de los territorios y las comunidades de las áreas de influencia en los que opera en Colombia y Centroamérica, dándole continuidad al robusto plan de inversiones, que en lo corrido de 2024 ha superado los $1,33 billones de pesos. Además de enfocar los esfuerzos para robustecer y fortalecer las redes de distribución, la Compañía desarrolló proyectos de energías renovables no convencionales como Guayepo1 y 2, que entregan energía en fase de pruebas; y, La Loma y Fundación, declarados en operación comercial, con los que se entregará más energía limpia al Sistema Interconectado Nacional, aportando a la transición energética justa.
Con un EBITDA consolidado en Colombia y Centroamérica de $4,98 billones de pesos y una utilidad neta de $2,24 billones de pesos, Enel Colombia ha mantenido la solidez financiera a pesar de los desafíos marcados por los bajos aportes energéticos hidráulicos que han afectado los niveles de los embalses. Estos resultados le han permitido a la compañía seguir modernizando y desarrollando infraestructura para tener redes más resilientes, flexibles y robustas que estén dispuestas a enfrentar los desafíos del cambio climático que exponen al sistema a vulnerabilidades y estrés con fenómenos como la sequía o el retraso del Fenómeno de La Niña.
En esta línea y con el objetivo de diversificar la matriz energética para tener más fuentes de generación renovable no convencional, en los primeros nueve meses de 2024, Enel Colombia dio inicio a la construcción del parque solar Guayepo III, en Ponedera, Atlántico. Un parque solar que cuenta con una capacidad de 200 MWac, suficiente para abastecer a más de 670,000 personas, y que complementa a Guayepo I y II, el parque solar más grande del país donde se completó la instalación de 820.600 paneles, y que hoy ya está en fase de pruebas, acercándose al 100% de su construcción.
De otro lado, las inversiones también aportaron al mantenimiento de los activos con el fin de garantizar su buen funcionamiento y prevenir cualquier problema que pueda poner en riesgo la generación de energía. Por un lado, en la Central Térmica Termozipa, clave para enfrentar los desafíos del reciente Fenómeno de El Niño en la Sabana de Bogotá, se completó un mantenimiento que tuvo una inversión de un millón de dólares para garantizar la captura del 99,9% del material particulado, que a su vez será reciclado para obras civiles que beneficien a la comunidad de la zona.
Es importante destacar que la Compañía aporta a los territorios de las áreas de influencia en las que opera, con proyectos de valor compartido que promuevan el desarrollo de las comunidades, así como con iniciativas ambientales enmarcadas en el cumplimiento de las obligaciones establecidas en las licencias ambientales de los proyectos.
Adicionalmente, en Centroamérica, Enel Panamá realizó el mantenimiento anual de la Central Hidroeléctrica Fortuna, reforzando la seguridad del túnel y la infraestructura, garantizando el óptimo funcionamiento de la planta, que genera en promedio 1.580 GWh anuales.
Desarrollo de infraestructura de energía: clave para la competitividad de Bogotá-Región
Enel Colombia ha avanzado en proyectos clave que mejoran la calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca. La modernización de la Subestación Eléctrica Techo, al sur de Bogotá, ha alcanzado un 80% de avance, aumentando su capacidad de 90 MVA a 110 MVA, beneficiando a más de 100.000 clientes y 400.000 personas en las localidades de Kennedy, Puente Aranda y Fontibón. Estos trabajos incluyen la actualización tecnológica integral de la infraestructura, la incorporación de transformadores y dispositivos de potencia de última tecnología, así como de protección y control.
Por otro lado, la construcción de la Subestación Eléctrica Tren de Occidente en Facatativá alcanzó un avance del 80% consolidándose como un proyecto estratégico para respaldar el Regiotram de Occidente y el desarrollo industrial de la Sabana Occidente. Con una capacidad de 80 MVA y tecnología 100% digital, esta subestación beneficiará a más de 226.000 habitantes de la región, y su entrada en operación está prevista para diciembre de 2024.
Adicionalmente, Enel Colombia culminó el mantenimiento y repotenciación de cuatro líneas de alta tensión en los tres principales corredores que abastecen de energía a la Sabana Norte de Cundinamarca, beneficiando a más de 500,000 personas con una inversión cercana a $40,000 millones de pesos. Los trabajos, que finalizaron dos meses antes de lo previsto, incluyeron la sustitución de 64,3 kilómetros de cableado por uno de última tecnología, incrementando su capacidad de 800 a 1,200 amperios. Esta intervención busca mitigar la falta de entrada de infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional (STN) para atender la creciente demanda y aportar a mejorar la confiabilidad del Sistema de Transmisión Regional (STR) para asegurar un suministro eléctrico más robusto para usuarios residenciales, comerciales, industriales y oficiales.
Por último, como innovación destacada en el último trimestre, Enel instaló en Bogotá el primer transformador de potencia con aceite vegetal, una tecnología innovadora que reduce los riesgos de contaminación y mejora la seguridad contra incendios.
Desafíos para la generación y distribución de energía
Enel Colombia y Centroamérica siguen impulsando un futuro más sostenible y eficiente enfocándose en proyectos clave que promuevan la transición energética y hagan más confiable a los sistemas de energía. Además del desarrollo de nuevos proyectos, la Compañía ha procurado hacer un uso responsable de sus activos de generación al invertir en el mantenimiento para garantizar el buen funcionamiento., También se han implementado diversos proyectos de Valor Compartido con las comunidades que promuevan el desarrollo social y acompañen los procesos de crecimiento de las regiones en donde la Compañía opera.
Enel Colombia es consciente de los desafíos que hoy significan para la operación de las redes de distribución, los fenómenos climáticos variables y extremos como la sequía con el Fenómeno de El Niño y las condiciones adversas con la ola invernal de transición a un posible Fenómeno de La Niña. Si bien, se han realizado inversiones para robustecer las redes, aún hay retos para hacer que las redes sean más resilientes a las lluvias o las descargas atmosféricas.
La Compañía sigue innovando y fortaleciendo su infraestructura de distribución de energía como un pilar fundamental para la competitividad y para satisfacer la creciente demanda de energía, asegurando un servicio confiable y resiliente para sus usuarios.
Petrobras invertirá 60 millones de reales en una nueva fase de prueba y medición de vientos en el mar, con el lanzamiento de nuevas unidades de boyas Bravo para recolectar, monitorear y evaluar los recursos eólicos marinos.
La tecnología, diseñada de forma inédita para las condiciones del mar brasileño, es el resultado de un exitoso proyecto de I+D+i del Centro de Investigación, Desarrollo e Innovación de Petrobras (Cenpes) en colaboración con el Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables (ISI-ER). ) y el Instituto SENAI de Innovación en Sistemas Embebidos (ISI-SE).
La primera de estas cinco nuevas unidades comienza a operar en diciembre y las demás hasta finales de 2025, continuando el proyecto iniciado con la unidad pionera de Bravo, que acaba de cumplir un año de operaciones ininterrumpidas de medición del viento en el mar de Areia Branca, en la costa de Río Grande del Norte.
“Es otro paso importante en nuestra trayectoria de transición energética. Esta fase del proyecto es necesaria para validar la tecnología y dará como resultado la mayor campaña de mapeo de energía eólica marina en Brasil, fundamental para evaluar la viabilidad técnica de futuras instalaciones de energía eólica marina ”, destaca el director de Transición Energética y Sostenibilidad de Petrobras, MaurícioTolmasquim.
“El equipo registró mediciones ininterrumpidas y sin incidentes este año, lo que representa un hito científico importante para la energía eólica marina en Brasil, ya que los análisis consideran un período climático completo, incluyendo meses del año con vientos más intensos”, dice el coordinador del ISI -ER Investigación y Desarrollo, AntonioMedeiros.
La inversión de Petrobras en la primera versión de Bravo fue de R$ 11,3 millones, a través del Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector de Energía Eléctrica, regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel). La segunda fase de mediciones recibirá recursos destinados a I+D+i de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
“Este proyecto es un gran ejemplo de la estrategia de I+D+i de Petrobras que apoya y fortalece nuestro liderazgo en la transición energética justa. A través de alianzas con importantes instituciones nacionales, impulsamos el desarrollo tecnológico en energías renovables, particularmente en esta investigación, con innovaciones en energía eólica marina «, dice la directora de Ingeniería, Tecnología e Innovación de Petrobras, RenataBaruzzi.
Petrobras es la empresa con mayor potencial en proyectos de generación eólica marina en estudios del país en capacidad registrada en el Ibama e invierte en investigación y desarrollo para viabilizar proyectos innovadores en energía eólica marina .
Tecnología
Bravo es un modelo flotante Lidar ( Light Detección y Rango ), desarrollado, por primera vez, con tecnología nacional. Se trata de un sensor óptico que utiliza rayos láser para medir la velocidad y dirección del viento, generando datos compatibles con el entorno operativo de los aerogeneradores.
También es capaz de capturar variables meteorológicas, como la presión atmosférica, la temperatura del aire y la humedad relativa, así como variables oceanográficas, como el oleaje y las corrientes marinas.
Todos estos datos son fundamentales para determinar el potencial de una zona para la producción de energía eólica. El equipo pesa 7 toneladas, tiene 4 metros de diámetro, 4 metros de alto y cuenta con un sistema energético alimentado por módulos de energía solar fotovoltaica.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, 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”, se comunicó.
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, se describió.
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.
“El Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda”, reiteró Energía.
La energética YPF oficializó la creación de “Argentina LNG S.A.U.” sociedad que se enfocará en el desarrollo de proyectos de infraestructura para la producción de gas natural licuado y derivados y su comercialización en el mercado local, regional e internacional.
La publicación en el Boletín Oficial de la escritura de constitución de la nueva empresa describe que la accionista es “YPF SOCIEDAD ANONIMA”, y que operará con domicilio en Macacha Güemes 515, CABA (Sede central de YPF).
Es objetivo esencial para YPF la producción de Gas Natural Licuado sobre la base del gas producido primordialmente en Vaca Muerta, con vistas a su exportación a terceros mercados. Desde 2021 se exploró una asociación con la malaya Petronas en base a un proyecto de construcción de gasoductos desde V.M. hasta una planta en continente para la conversión en GNL, y su exportación por barcos desde un puerto específico para esta operatoria. Se estimó una inversión no menor a U$S 30.000 millones.
En las últimas semanas trascendió que Petronas estaría desistiendo de participar -corre un plazo hasta diciembre para una definición- por lo cual YPF encaró conversaciones por posibles empresas internacionales sustitutas.
Mientras tanto también mantiene conversaciones con otras productoras locales de gas natural (PAE, Pampa Energía, Total) para una asociación con vistas a la producción de GNL a una escala menor a mediano plazo, utilizando barcos procesadores.
Argentina LNG S.A.U tiene por objeto llevar a cabo por sí, a través de terceros o asociada a terceros, proyectos de licuefacción de gas natural, incluyendo, pero no limitado a la construcción y/o contratación de instalaciones de licuefacción, en etapas consecutivas, que pueden incluir instalaciones de licuefacción nuevas o existentes.
También, la construcción de infraestructura para el transporte de gas natural y/o la contratación de capacidad de transporte, en infraestructura nueva o existente, para asegurar el suministro de gas natural necesario para los proyectos, así como la construcción y/o la contratación de instalaciones midstream complementarias.
Además, la nueva empresa podrá enfocarse en la construcción de instalaciones asociadas al GNL; el procesamiento y licuefacción de gas natural, como así también la prestación de servicios de licuefacción a terceros; la compra de gas natural, y la comercialización de gas natural licuado, de los líquidos derivados del gas natural y de otros hidrocarburos.
Asimismo, Argentina LNG está habilitada para la contratación de fletes marítimos, celebración de contratos de chárter, leasing y/o cualquier otra modalidad asimilable la solicitud de permisos de uso, concesiones, adquisición de inmuebles y/o la celebración y ejecución de contratos de concesión y/o afines con el propósito de asegurar el ámbito territorial necesario para llevar adelante las actividades mencionadas.
La nueva Sociedad se ocupará además de la tramitación y obtención de los permisos y/o autorizaciones necesarias para llevar adelante las actividades mencionadas; la inversión, participación y aporte de capitales en sociedades o empresas o agrupaciones o uniones transitoria, constituidas o a constituirse, en el país y/o en el exterior, tanto sea para negocios en curso o a realizarse, vinculados, pero no limitado, a las actividades mencionadas.
Para el desarrollo de los negocios vinculados a las actividades mencionadas, la Sociedad podrá celebrar todo tipo de contratos y realizar operaciones financieras en general, Project Finance, préstamos, otorgar avales, fianzas y/o toda clase de garantías reales o personales, realizar aportes de capital a empresas y/o financiación de cualquier tipo a personas jurídicas.
Argentina LNG ha sido creada a 99 años, con un capital inicial de $ 30.000.000 representado por 30.000.000 acciones ordinarias, con derecho a un voto por acción suscripta: YPF SOCIEDAD ANONIMA, suscribe 30.000.000 acciones.
La Dirección y administración de Argentina LNG está a cargo de un Directorio integrado por tres directores titulares y hasta tres directores suplentes, con mandato por dos ejercicios. Son sus autoridades principales: Presidente, Gustavo Ernesto DI LUZIO; Vicepresidente: Pablo GASPARUTTI; Directores Titulares: Patricio DA RE; y Directores Suplentes: Agustín REBELLO, Marcelo Adrián NUÑEZ y Marcos CAPDEPONT.
Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, se quedó con los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta por una cifra que supera los US$ 1700 millones, según adelantaron en exclusiva a EconoJournal fuentes privadas al tanto del proceso de venta que la petrolera estadounidense había lanzado hace ya un año.
La petrolera norteamericana se desprenderá de esa manera de las áreas hidrocabruríferas que opera en Vaca Muerta a través de la sociedad ExxonMobil Exploration Argentina, de la cual posee un 70% de las acciones (el 30% restante está en poder de Qatar Energy. El área Sierra Chata, adjudicada a la empresa Mobil S.A., otra de las subsidiarias de Exxon, se negociará por separado tal como había indicado este medio a principios de este mes.
«Se han acordado los términos y condiciones para la venta de ExxonMobil Exploration Argentina a favor de Pluspetrol. continúamos trabajando junto con el comprador y el Gobierno de Neuquén para lograr la alineación de los resultados deseados. Como práctica corporativa, ExxonMobil no comenta sobre los detalles comerciales de sus transacciones», indicaron desde la empresa estadounidense, que de esta manera concreta su salida de la industria petrolera de la Argentina. ExxonMobil seguirá, sin embargo, presente en el país dado que en Buenos Aires controla uno de los principales data center en la región con más de 400 empleados.
Pluspetrol dejó en el camino a otros dos oferentes que participaron del proceso de venta: se trata de Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), que contaba el respaldo de YPF. ExxonMobil ya le comunicó a todos las empresas involucradas su decisión.
Pluspetrol, controlada por accionistas locales que cotiza en la bolsa, se quedará, de este modo, con la operación de Bajo del Choique, una de las áreas con mayor potencial en cuanto al desarrollo de shale oil en Vaca Muerta. Por el monto de la operación y por la inversión que demandará la explotación de los campos que están concesionados a ExxonMobil, la decisión de Pluspetrol implica una apuesta de magnitudes. Se estima que sólo en la construcción de infraestructura para poder evacuar la producción de petrólero, Bajo del Choique requerirá de desembolsos mayores a los US$ 500 millones.
Desde el gobierno de la Provincia de Buenos Aires se activó, a partir de la publicación en el Boletín Oficial de la Resolución 1133/2024, el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio público de distribución de energía eléctrica de las cuatro distribuidoras provinciales de energía: EDELAP, EDES, EDEA, EDEN.
“La Provincia de Buenos Aires tiene por delante el objetivo de llevar a cabo una nueva RTI de características estructurales. Se busca definir un plan de inversiones que garantice un servicio eléctrico de calidad, actualice la infraestructura según la demanda actual, y reafirme el rol activo del Estado provincial en el control de las empresas”, comunicó el gobierno que encabeza Axel Kicillof.
Además de la RTI, el gobierno provincial presentó el «Plan de Verano» para atender la demanda de energía durante el período estival y evitar los cortes de suministro.
Al respecto, el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, explicó que la iniciativa consiste en que la Provincia junto con las distribuidoras y cooperativas de electricidad llevará a cabo un diagnóstico y «en los lugares donde haya problemas de transporte y distribución se contratarán nuevos equipos de refuerzo”.
“Frente a un Gobierno nacional que la única política energética que aplica es la tarifaria y la de quita de subsidios, en la provincia de Buenos Aires lanzamos por tercer año consecutivo este programa que permitirá reforzar el servicio eléctrico en puntos críticos y evitar cortes prolongados por problemáticas de déficit de transporte”, señaló Ghioni durante una conferencia de prensa que encabezó el ministro de Gobierno, Carlos Bianco.
En cuanto a la RTI, se describió que “es un objetivo mejorar los parámetros de calidad del servicio y al mismo tiempo garantizar a los usuarios tarifas asequibles y geográficamente homogéneas. La revisión se propone modificar la estructura tarifaria hacia un modelo más transparente, que garantice la equidad en la asignación de costos y que dé señales claras para la racionalización del consumo”.
“Las distribuidoras deberán aportar toda la información y/o documentación que le sea requerida por la Subsecretaría de Energía en los plazos que para cada caso se determinen”, se puntualizó.
El proceso de RTI se inicia conforme a lo establecido en la Ley 11.769 (marco regulatorio de energía eléctrica), que exige realizar Revisiones Tarifarias cada cinco años.
Sin embargo, debido a la emergencia económica, administrativa y energética provocada por la pandemia en 2020, se implementó una prórroga que culminó con la implementación de una etapa de transición tarifaria que se mantiene hasta la fecha, se explicó.
Y se recordó que “la última RTI se realizó en el año 2017, durante el gobierno de María Eugenia Vidal, en la cual se avalaron aumentos injustificados de las tarifas que no fueron acompañados de responsabilidades de inversión por parte de las empresas”.
“Durante esa gestión se estableció una fórmula anual de ajuste de tarifas pero no se implementó formalmente un procedimiento de actualización de los valores para las inversiones proyectadas, ni se implementaron herramientas de control eficaces”, refirió el gobierno provincial, concluyendo que “existió un crecimiento sostenido de las ganancias de las distribuidoras de electricidad de la Provincia de Buenos Aires, pero no existió una mejora de la calidad del servicio”.
“La Provincia se encuentra ahora ante la oportunidad de proyectar un plan concreto que garantice una verdadera mejora en los servicios públicos de energía eléctrica”, se argumentó al anunciar la puesta en marcha de la RTI.
El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, cerró una emisión por US$ 350 millones en el mercado internacional. Del total, 210 millones corresponden al canje de bonos existentes, y U$S 140 millones a nuevos fondos, indicaron desde la compañía. “Esto representa un fuerte respaldo por parte de los inversores”, destacaron.
Guillermo Brun, director financiero del Grupo, aseguró: “Esta operación es un paso clave para alcanzar el objetivo de contar con un horizonte financiero más ordenado y vigoroso. Al mismo tiempo, extendemos los plazos de las obligaciones financieras y obtenemos fondos frescos para la cancelación de otros compromisos”.
Expansión
El proceso de canje se produce en un contexto de expansión y crecimiento de las operaciones de la empresa, con inversiones cercanas a los U$S 600 millones por medio de tres proyectos.
La compañía llevó a cabo la obra de ampliación y cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, que finalizó en el mes de abril y opera desde entonces al tope de su capacidad.
También, puso en marcha la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en Santa Fe, que ingresó en fase operativa en el mes de octubre. La central permitirá inyectar 100 megawatts de energía y en la segunda etapa de la obra se incorporarán 30 MW adicionales y se generarán 180 toneladas por hora de vapor que serán destinados al complejo industrial de Louis Dreyfus Company.
Además, la compañía realizó la conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande que posee Albanesi en el país, ubicada en la ciudad de Río Cuarto, Córdoba, cuya octava turbina de gas fue incorporada en junio, y que en breve quedará habilitada con el ciclo cerrado.
Armando Losón, presidente del Grupo, expresó: “Nos honra saber que contamos con el respaldo de los agentes del mercado, quienes una vez más han depositado su confianza en nuestra compañía. Hemos alcanzado un resultado notable a través de esta operación, la cual se produce en un marco de puesta en marcha de proyectos que integran un plan de inversiones por U$S 600 millones”.
Por último, el ejecutivo de la compañía aseguró: “Nada de esto habría sido posible sin el acompañamiento de nuestros inversores”.
María Tettamanti fue designada como nueva secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirillo, que dejó el cargo después de una pálida gestión. Tettamanti, es economista y tiene más de 25 años de experiencia en la industria de gas natural.
El ministro de economía, Luis Caputo, le dio la bienvenida a través de un posteo en su cuenta de x, en el que expresa “Bienvenida María Tetamantti a las Fuerzas del Cielo”
La nueva funcionaria llega a la cartera energética del gobierno de Javier Milei con el visto bueno del ministro de Economía, Luis Caputo, y del coordinador de Energía y Minería dentro del Palacio de Hacienda, Daniel González.
María del Carmen Tettamanti es la exdirectora general de la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana. Renunció a este cargo en 2023 y había comenzado a trabajar en la campaña presidencial para Patricia Bullrich, específicamente en el equipo de Energía, en el área de gas natural, con la dirección de Emilio Apud, exsecretario de Energía y Minería de la Nación.
La funcionaria es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y tiene estudios de posgrado en UCEMA.
El CEO de Techint, Paolo Rocca, destacó los resultados del gobierno de Javier Milei, pero pidió la apertura del cepo cambiario para alentar inversiones y alertó sobre el impacto de las importaciones desde China. El dueño de Techint habló hoy en el foro “Alacero2024” que se desarrolló en Buenos Aires.
Rocca subrayó que “lo que está pasando en la Argentina es importante. Muchos de los temas que considero elementos que han frenado la economía hoy están contrastados y atacados en la agenda del nuevo gobierno de Milei”.
Rocca mencionó los “puntos esenciales” de la gestión actual, tales como “la reducción del peso del Estado, la cancelación del déficit del Estado, y la sustancial reducción de la complejidad de las regulaciones y de la economía”.
En este contexto, afirmó que “en la agenda hay un punto de transformación muy profundo para el país”.
El empresario también destacó que “esta agenda les fue planteada a los electores en estos términos. Lo que se está haciendo es lo que se dijo que se iba a hacer”.
En cuanto a los resultados, señaló que “son importantes. La reducción de la inflación, la caída del Riesgo País y la tensión que se está despertando sobre un proyecto de transformación integral son muy importantes”.
Sin embargo, Rocca enfatizó que “falta completar la apertura del mercado cambiario para poder lograr atraer inversiones masivas, que permitan la transformación de la economía”.
Agregó que este tema es “relevante” y podría influir en programas o cambios en la región, planteando cambios en “los paradigmas del rol del Estado que han limitado el crecimiento y no han ayudado en América Latina”.
En ese sentido señaló que la pérdida de competitividad de la región se debe a : “el peso del Estado, la carga tributaria, la complejidad y superposición de impuestos, las normas laborales, fragilidad de infraestructura, inseguridad jurídica, pérdida de capacidad de educación contribuyeron a la pérdida de competitividad.
Finalmente, el CEO de Techint criticó las importaciones provenientes de China, denunciando prácticas de dumping. “China no es una democracia; es un gobierno autoritario”, afirmó.
Según Rocca, aunque “las importaciones de China ayudan a controlar la inflación, pero tienen un poder destructivo sobre la industria”.
La fisonomía del paisaje urbano de la Ciudad de Buenos Aires podría comenzar a cambiar muy pronto debido a que se está especulando con la llegada del Trambús, un moderno tranvía eléctrico que promete cambiar la modalidad del transporte urbano porteño y que uniría dos puntos turísticos muy concurridos de la ciudad.
La propuesta fue lanzada por el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires que pretende adquirir vehículos eléctricos para el denominado corredor costero con electromovilidad uniendo el barrio de Retiro y Ciudad Universitaria, en el barrio de Belgrano.
La avenida Rafael Obligado 6551, en la Comuna 13, con electromovilidad en Buenos Aires será la vía por donde corra la nueva oferta de transporte público porteño y, para ello, el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, sacó a licitación pública nacional e internacional (N° 244/24) para la adquisición de vehículos eléctricos que formarán parte del nuevo Corredor Costero que en su trayecto ofrecerá vistas increíbles del río de La Plata costeando, valga la redundancia, la costanera de Buenos Aires.
La finalidad de la misma es poner en circulación autobuses eléctricos para el transporte público de pasajeros con sus respectivas baterías y cargadores de potencia, y su correspondiente servicio de mantenimiento marca la Licitación Pública.
Cuántas Trambús llegarían a CABA y cuáles son sus características
El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires (GCBA) pretende contar con 60 unidades de equipos especializados para cargar los autobuses eléctricos con sus respectivos cargadores de potencia. Son autobuses eléctricos de tamaño estándar, 59 autobuses de piso bajo con capacidad para entre 70 y 85 pasajeros incluidos los que viajen sentados y parados.
Todos tendrán aire acondicionado y contarán con sus propias baterías para alimentarse. Además, se adquirirán 15 autobuses más con capacidad para 120 pasajeros; son más grandes y conocidos como articulados. También estarán equipados con aire acondicionado y baterías.
Con qué características cuenta el Trambús
Son vehículos eléctricos o híbridos de gran tamaño y capacidad, con un diseño moderno y ecológico que circulan por carriles exclusivos permitiéndoles evitar el tráfico y mantener una velocidad constante y eficiente para llegar a destino en los tiempos estipulados transportando a más personas. Y a diferencia de los tranvías tradicionales no requieren rieles bajando considerablemente el costo de infraestructura.
Expuesto lo propio, con el Trambús la Ciudad busca seguir innovando, ahora en la zona costera utilizando vehículos más limpios y sostenibles, reduciendo emisiones contaminantes y mejorando la calidad de vida en la ciudad. Su plazo de puesta en marcha es, a priori, de 36 meses que pueden extenderse pero que seguramente mejorará la calidad de transportarse de miles de personas que lo utilicen como aquellos que sigan en sus autos particulares, colectivos y taxis que transiten las zonas que limita el recorrido.
En medio de un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, este martes se aprobó un aumento en torno al 8% que impactará en las boletas del servicio energético provincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.
La decisión quedó oficializada en la Resolución 1156 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada en el Boletín Oficial. Ahí se explica que los nuevos valores corresponden a las subas de los precios de la energía y potencia mayorista y transporte aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación.
Efectivamente, los contratos de concesión establecen que cada vez que el Gobierno nacional fija nuevos precios, las distribuidoras deben reflejarlo en las tarifas a través del mecanismo de Pass Through. Este incremento impulsado por Nación es para el período hasta el 31 de octubre y tras la aprobación de la Provincia se verá reflejado en las futuras facturas.
Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 8%, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un 3,9%. También el ajuste llegará a EDEA, EDEN y EDES, lo que impactará en las cooperativas eléctricas del interior bonaerense. En algunos casos, la suba de los cargos fijos llega al 10%.
La petrolera YPF anunció la decisión de vender su participación accionaria en MetroGAS, la principal distribuidora de gas en Argentina, como parte de una estrategia de reorientación de sus recursos hacia el sector petrolero. La declaración fue realizada por el presidente de la empresa, Horacio Marín, durante una exposición en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción, donde subrayó que YPF centrará su foco en la exploración, producción y comercialización de petróleo, actividades que constituyen su núcleo estratégico.
Actualmente, YPF es el accionista mayoritario de MetroGAS, con una participación del 70% a través de Gas Argentina S.A. (GASA), una compañía controlada por YPF. Esta tenencia le otorga el control de la mayor distribuidora de gas natural del país, que abastece a más de dos millones de clientes, principalmente en el área metropolitana de Buenos Aires. La relación entre ambas empresas comenzó cuando YPF incrementó su participación en MetroGAS y desplazó a socios privados, consolidando su posición en el mercado gasífero.
No obstante, esta relación ha sido motivo de debate en el sector, especialmente a raíz de las políticas públicas que buscan evitar la integración vertical en el sector energético. La legislación argentina prohíbe la concentración de actividades de producción, distribución y comercialización de gas en una sola empresa para evitar monopolios y fomentar la competencia. En 2017, el gobierno nacional ya había recomendado a YPF que buscara alternativas para desinvertir en MetroGAS, un llamado que la compañía ha enfrentado con diversas estrategias de optimización.
Factores que Influyen en la Desinversión de YPF en MetroGAS
Uno de los principales factores que han influido en la decisión de YPF es la necesidad de ajustarse a las normativas vigentes, que restringen la integración vertical de compañías energéticas en diferentes etapas del proceso de producción y distribución. Estas leyes reguladoras buscan evitar que una misma empresa controle múltiples fases de la cadena de valor del gas, un marco regulatorio que afecta directamente la relación entre YPF y MetroGAS. Las políticas regulatorias y las presiones para fomentar un mercado gasífero competitivo motivaron a YPF a evaluar, y eventualmente optar, por la venta de su participación.
Además de la presión normativa, YPF ha señalado la importancia de reorientar sus recursos y concentrarse en el sector del petróleo y gas no convencional, especialmente en la región de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de shale en el mundo. Vaca Muerta se ha convertido en un eje clave de la estrategia de YPF, que busca optimizar su producción de hidrocarburos no convencionales y consolidarse como líder en el mercado energético latinoamericano.
El desarrollo de Vaca Muerta requiere inversiones significativas y especializadas, un factor que refuerza la necesidad de que YPF centre sus esfuerzos y capital en la producción de petróleo y gas.
Los combustibles aumentarán hasta 4% a partir del próximo viernes 1° de noviembre. Como ocurrió en oportunidades anteriores, el aumento implementado inicialmente por YPF podría impulsar a sus competidoras, como Shell, Axion y Puma, a subir también los precios de sus combustibles.
Según se indicó, el incremento responde a la devaluación del tipo de cambio oficial, un nuevo diferimiento en el impuesto a los combustibles líquidos (ICL), el alza de los biocombustibles y la dinámica del barril de crudo. De todos modos, está alineada con el objetivo del Gobierno de no afectar la desaceleración de la inflación.
Luego de la leve baja que se dio en octubre, por la caída del precio internacional del crudo, se esperaba que en noviembre regresaran los aumentos por la evolución del barril de crudo Brent, que comenzó el mes en U$s 71 y por estos días se encuentra en el rango de los U$s76 (7% de suba).
El presidente de YPF, Horacio Marín, había anunciado en septiembre un “pacto con los consumidores” por el que las variaciones del barril tendrían impacto a nivel loca l. “Quiero realizar un acuerdo justo con los consumidores. Nadie tiene que subsidiar a nadie. Ni nosotros a los consumidores ni los consumidores a nosotros. En consecuencia, si el precio del crudo internacional sube, el precio de los combustibles localmente va a subir. Si el precio baja, vamos a bajar”, había explicado el titular de YPF.
Según los precios registrados en el portal Surtidores, la nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Ares cuesta $1.048 desde el primero de octubre y la premium $1.296 por litro.
Mientras que el gasoil súper tiene un precio de $1.062, mientras que el diesel premium, $1.307 por litro. Desde el viernes habrá nuevas referencias.
Así lo expresó su CEO, Horacio Marín durante una presentación en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción. Este martes 28 de octubre, YPF confirmó que venderá su participación en MetroGAS para centrarse en el sector petrolero. Así lo expresó su CEO, Horacio Marín, durante una presentación en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción. Marín reveló que venderá su participación accionaria en la principal distribuidora de gas en Argentina. En tanto, reveló que la empresa se centrará en sus actividades centrales: la exploración, producción y comercialización de petróleo. Cabe recordar que actualmente, YPF posee el 70% de MetroGAS a […]
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