El miércoles 4 de diciembre en la ciudad rionegrina de San Antonio Este se realizará la primera audiencia pública en la que se debatirá el impacto ambiental de cara a la puesta en marcha del proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) en el Golfo San Matías. La iniciativa, impulsada por la firma Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, y Golar LNG, cuenta con una inversión prevista de US$300 millones y se abastecerá con el gas proveniente de Vaca Muerta. Cómo es el buque El buque de licuefacción -denominado Hilli Episeyo- producirá gas […]
La empresa está colaborando con dos de las petroleras más importantes de la cuenca de la cuenca neuquina. El objetivo es ayudar a eliminar las emisiones en los equipos y procesos de producción, así como en el transporte de productos. Gustavo Anbinder, Director de Negocios y Desarrollo de Genneia, destacó los esfuerzos de la compañía para acompañar a la industria del oil and gas en la producción de barriles de exportación con bajas emisiones al medio ambiente. Según replicó el sitio Vaca Muerta News, este enfoque responde a las crecientes exigencias de los mercados internacionales, especialmente en Europa y Estados […]
Se necesitan unos U$S 800 mil millones de dólares de inversión en minería para lograr un camino a un escenario de 1,5 °C hasta 2040, reveló la Agencia Internacional de Energía. Los mercados de minerales críticos, de rápido crecimiento, siguen turbulentos. Los precios cayeron bruscamente en 2023, en tanto los precios spot del litio se desplomaron un 75% al igual que el cobalto, y el níquel. A la vez los precios del grafito cayeron entre un 30% y un 45%. Según el informe de la AIE, el crecimiento de la demanda de minerales críticos se ha mantenido sólido. Los vehículos […]
Daniel González adelantó que en las próximas días se publicará la reglamentación del nuevo artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, un apartado esperado desde hace tiempo por las empresas que generó un profundo debate hacia dentro de la industria petrolera que escaló también internamente en el seno del gobierno. El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes que en las próximas horas se publicará la reglamentación del capítulo de la Ley Bases referido a energía. El funcionario, hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, señaló que el Estado no podrá intervenir de manera discrecional sobre […]
En la mañana del miércoles, en el Salón Gregores de Casa de Gobierno el Jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez recibió al embajador de Suecia en Argentina, Torsten Ericsson, junto con la Cámara de Comercio Sueco Argentina que arribaron a Santa Cruz con el objetivo de conocer el potencial santacruceño y abrir nuevas posibilidades de inversión. Se trata de una misión comercial en la que más de diez destacados empresarios suecos eligieron a la provincia como lugar a explorar por las oportunidades que posee Santa Cruz, con la meta de fortalecer los lazos económicos entre Argentina y Suecia, explorando […]
Se llevó a cabo una jornada interna en la Base Naval, a cargo de la Dirección de Interés Marítimos de la Armada. Se destacó el rol de la fuerza en la preservación, el control y la explotación sostenible de los recursos marítimos. La prospección se hará a unos 200 kilómetros de la costa. De cara al inminente inicio de una nueva exploración sísmica en busca de petróleo frente a las costas marplatenses, la Armada Argentina reafirmó su rol en la protección y gestión de los intereses marítimos nacionales durante una jornada recientemente celebrada en la Base Naval Mar del Plata. […]
Future Energy Summit (FES) vive hoy su segunda jornada en el Hotel Intercontinental de Santiago, consolidándose como el epicentro de la discusión energética en América Latina. Este día 28 de noviembre comienza con el panel inaugural, “La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur”, reunirá a importantes figuras como Ronald Alberto Veizaga Baqueros, viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia; Enith Patricia Carrión, experta energética internacional de Ecuador; y Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía de Uruguay. Moderado por Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE, este debate abordará las políticas públicas que están marcando la pauta en el desarrollo energético de la región.
La agenda del día, junto a su transmisión en vivo, continuará con paneles enfocados en las políticas públicas chilenas para alcanzar una matriz energética 100% renovable y las estrategias de innovación constructiva y normativa necesarias para consolidar los avances tecnológicos en el sector. Líderes como Ernesto Huber, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad; y Macarena Martínez, coordinadora de la Unidad de Coordinación Regulatoria del Ministerio de Energía, serán protagonistas de estas sesiones.
El cierre del evento estará marcado por un panel sobre los retos y soluciones para toda la cadena de valor de los proyectos en el Cono Sur, seguido de espacios exclusivos de networking patrocinados por Huawei, diseñados para fortalecer alianzas estratégicas entre los asistentes.
Lo que dejó el Día 1
La jornada inaugural de FES Chile, el 27 de noviembre, fue testigo de una intensa agenda que abordó temas clave para el desarrollo de las energías renovables en el Cono Sur. Entre los paneles destacados, Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile; Joselyn González, de Sungrow; y Alfredo Solar, de Atlas Renewable Energy, discutieron los desarrollos estratégicos en proyectos de energía.
El debate sobre las tendencias solares contó con expertos como Susana Morales, de Atlas Renewable Energy, y Samir Moura, de Canadian Solar, quienes destacaron los avances tecnológicos en este sector. Además, figuras como Marta Cabeza, de la Superintendencia de Electricidad y Combustible de Chile, lideraron el análisis sobre la evolución del almacenamiento energético.
La jornada cerró con un panel sobre hidrógeno verde, con la participación de Ángela Castillo, de Black and Veatch, y Angel Caviedes Cabezas, del Ministerio de Energía, quienes exploraron cómo esta tecnología está transformando la industria.
FES Chile: el epicentro del debate energético
Con más de 500 líderes y ejecutivos del sector energético, FES Chile 2024 está marcando la pauta en la discusión sobre el futuro de la energía en América Latina. Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #FESChile y acompaña la transmisión en vivo para no perderte ningún detalle de esta jornada clave.
Alemania obtuvo una financiación de más de US$ 25 mil millones del banco estatal KfW, para financiar el desarrollo de una red nacional de H2 para sustituir el gas natural, reducir emisiones de carbono y aprovechar mejor las energías renovables.
El proyecto contempla la creación de una red troncal de 9.040 kilómetros, diseñada específicamente para transportar hidrógeno a partir de 2032. Para optimizar costos y recursos, alrededor del 60% de la red aprovechará gasoductos existentes, que serán adaptados para manejar hidrógeno
KfW creará una cuenta de amortización que compensará a los operadores y evitar que los costos se trasladen a las tarifas.. Los ingresos generados por las tarifas de uso de la red se destinarán a esta cuenta, permitiendo el pago gradual del préstamo hasta 2055.
En el caso que los ingresos no cubran los costos totales, el gobierno alemán asumirá el 76% del riesgo financiero, mientras que el 24% restante será responsabilidad de los operadores. Este esquema busca asegurar el desarrollo del proyecto sin cargar excesivamente a las empresas involucradas ni a los consumidores.
En la apertura del FES Chile 2024, celebrado ayer, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), presentó las 10 tendencias principales para 2025 que transformarán el mercado eléctrico de renovables y almacenamiento en Chile. Frente a más de 500 ejecutivos del sector, Rojas destacó avances clave y los retos que enfrenta la industria para consolidar una matriz energética descarbonizada.
“Estamos en la industria correcta”, afirmó Rojas, subrayando el rol del sector renovable como promotor del cambio global hacia economías más sostenibles. Aquí están las 10 tendencias clave según lo expuesto por la directora de ACERA.
Día 1 de FES Chile 2024
El almacenamiento como pilar fundamental
Rojas identificó al almacenamiento como el eje principal de las renovables en 2025. “Es la palabra que se repetirá más durante el 2025”, afirmó, aludiendo a la tendencia de instalar sistemas de almacenamiento en conjunto con solar fotovoltaico, un esquema que ha crecido exponencialmente. Según las cifras, 5.600 MW están en calificación, 3.300 MW aprobados y 1.500 MW en construcción, lo que refleja el impacto de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad de 2022.
Además, destacó el auge de los proyectos standalone (almacenamiento independiente), que están cambiando la dinámica del sector. Rojas señaló que estas iniciativas no solo responden a la necesidad de gestionar vertimientos, sino también a la urgencia de estabilizar la red frente a una generación cada vez más intermitente.
Avances en descarbonización
Rojas celebró los avances en el retiro de generación a carbón en Chile, con 1,6 GW ya desconectados y 3,9 GW aún operativos. Sin embargo, lo más significativo sería el retiro de 1 GW adicional en 2025, sujeto a condiciones de estabilidad de la red. “Ningún otro país en la región puede dar cuenta de un retiro tan masivo en un solo año”, enfatizó.
También mencionó los esfuerzos de reconversión mediante licitaciones para la instalación de condensadores síncronos, destacando la necesidad de evaluar la eficiencia de las tecnologías que reemplazarán las actuales plantas de carbón.
Precios de la electricidad y desafíos regulatorios
La discusión sobre precios eléctricos sigue siendo un tema crítico. Rojas recordó que, tras cuatro años de tarifas congeladas, las generadoras han comenzado a normalizar sus cobros, lo que ha llevado a un debate en el Congreso sobre políticas para apoyar a los consumidores más vulnerables. Ayer mismo, se estaba votando parte del proyecto de ley en la Comisión de Minería y Energía.
Rojas cuestionó la efectividad de las licitaciones actuales como mecanismo de inversión en renovables. “Las últimas licitaciones han tenido saltos significativos en precios, y cada vez menos agentes participan”, comentó. Mencionó que, a pesar de las mejoras en las bases de licitación, los resultados recientes no han sido alentadores, con un precio adjudicado que fue 20 USD/MWh más caro que el año anterior.
Vertimientos de energía: un desafío urgente
Rojas calificó como preocupante la pérdida de 4,5 a 5 TWh de energía renovable al año debido a vertimientos, equivalentes a 1,5 meses de generación renovable. “Esto es incómodo para un sector que busca descarbonizar la matriz”, dijo. Como solución, propuso la creación de un mercado de transferencias de vertimientos, donde agentes con intereses comunes puedan negociar compensaciones, reduciendo así el impacto económico y operacional.
Además, mencionó que el almacenamiento jugará un papel crucial en la gestión de vertimientos, pero destacó que la falta de demanda y el crecimiento insuficiente de la electrificación son barreras que deben superarse.
Electrónica de potencia y tecnologías grid forming
La implementación de tecnologías como grid forming es esencial para garantizar la estabilidad de la red sin depender de máquinas rotatorias, explicó Rojas. Aplaudió los pilotos desarrollados por empresas como Huawei y SMA, pero señaló que la falta de un esquema de remuneración adecuado para estas tecnologías sigue siendo un obstáculo.
“Necesitamos un marco regulatorio que reconozca los atributos de estas tecnologías, como control de frecuencia e inercia sintética, para que sean remuneradas de manera justa”, puntualizó.
Obstáculos en permisos y terrenos
Los retrasos en permisos y la falta de terrenos adecuados para almacenamiento representan un cuello de botella para el desarrollo del sector. “Varios proyectos están parados porque las concesiones de terrenos no se han aprobado”, indicó. Entre las instituciones mencionadas como críticas, citó al Consejo de Monumentos Nacionales y al Ministerio de Bienes Nacionales. Propuso un mecanismo de fast track para agilizar las aprobaciones y garantizar la viabilidad de proyectos estratégicos.
Costos sistémicos: una deuda pendiente
Rojas abordó el tema de los costos sistémicos, que afectan directamente a la competitividad del sector. “Hoy día estos costos están cargados a la demanda, lo que penaliza a los consumidores finales y reduce los ingresos de los generadores”, explicó. Subrayó que el 2025 será clave para redefinir cómo se distribuyen estos costos, especialmente en el contexto de las tarifas reguladas.
Retrasos en obras de transmisión
Con un 80% de las ampliaciones y un 60% de las obras nuevas atrasadas, Rojas hizo un llamado a fortalecer la capacidad del Coordinador Eléctrico Nacional para garantizar el cumplimiento de los plazos. Los retrasos en transmisión, dijo, afectan directamente la integración de renovables en la matriz y limitan el crecimiento del sector.
Reformas estructurales
Chile enfrenta el reto de implementar dos reformas clave en 2025: una en distribución y otra en el mercado mayorista. Sin embargo, Rojas advirtió sobre las limitaciones del sector público y privado para abordar ambas simultáneamente. “El desafío será priorizar cuál de las reformas abordaremos primero”, señaló.
El papel de Chile en la transición energética global
Aunque Chile ha logrado descarbonizar el 22% de su matriz eléctrica, el 64% restante sigue dependiendo de combustibles fósiles, lo que implica un costo anual de 6 a 8 puntos del PIB en importaciones. Rojas destacó la importancia de acelerar la electrificación y reducir la dependencia de fuentes contaminantes. “Hemos sido exitosos en descarbonizar una parte de la matriz, pero debemos avanzar más rápido en el resto”, concluyó.
Un sector en constante transformación
El discurso de Rojas no solo ofreció un análisis detallado de las tendencias, sino que también planteó un llamado a la acción. “Estamos en un momento crucial para el mercado eléctrico. Chile tiene todas las herramientas para ser un referente global, pero necesitamos decisiones claras y colaboración público-privada”, afirmó en su cierre.
Con su exposición, la ejecutiva de ACERA marcó el inicio de un evento que reafirmó el compromiso de Chile con la transición energética, poniendo en el centro a las energías renovables y el almacenamiento como los pilares del futuro energético.
Día 2: Apertura del ministro Diego Pardow y visión de los gobiernos
Mañana jueves 28 de noviembre comenzará con las palabras de apertura del Ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, quien ofrecerá señales clave sobre el futuro del mercado energético, con un énfasis en energías renovables y almacenamiento. Esta intervención será el punto de partida de un día centrado en las políticas públicas y su impacto en el desarrollo del sector.
Panel de apertura: La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur
A las 9:15 am, líderes como Ronald Alberto Veizaga Baqueros, viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia; Enith Patricia Carrión, experta energética de Ecuador; y Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía de Uruguay, debatirán junto a Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE, sobre las estrategias gubernamentales para impulsar la transición energética en la región.
Paneles de innovación y normativas
A lo largo del día, expertos como Ernesto Huber, del Coordinador Eléctrico Nacional; Macarena Martínez, del Ministerio de Energía de Chile; y Javier Salinas, de Nextracker, analizarán las tendencias tecnológicas y regulatorias que definirán el futuro energético del Cono Sur.
El evento cerrará con un espacio de networking drinks patrocinado por Huawei, permitiendo a los asistentes reforzar alianzas estratégicas y compartir conclusiones sobre los debates del evento.
FES Chile: un evento estratégico para la región
Con más de 500 asistentes y un enfoque en innovación, políticas públicas y tecnología, FES Chile 2024 se consolida como un espacio imprescindible para quienes lideran la transición energética en América Latina. Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #FESChile y mantente al tanto de las discusiones clave a través de la transmisión en vivo.
Yingli Solar, pionero en la fabricación de paneles solares, considera que la tecnología N-Type TOPCon es el primer escalón de un roadmap tecnológico que se extiende a 10-12 años, con productos que combinan eficiencia, durabilidad y adaptación a condiciones climáticas variables.
«Nuestro objetivo es ofrecer productos con más potencia en el mismo espacio, menor degradación, mayor durabilidad y mejor desempeño en baja irradiancia y altas temperaturas», explicó.
Esta tecnología se adaptaría perfectamente a las particularidades de Colombia, donde la variada topografía y las condiciones climáticas presentan retos únicos. “Trabajamos a diario para optimizar la cadena de suministro, estabilizar los costos y mejorar las prestaciones de nuestros productos”, detalló Contreras, aludiendo a la importancia de ofrecer soluciones competitivas en mercados emergentes.
De acuerdo con el director ejecutivo de Yingli Solar para Europa y Latinoamérica, la generación distribuida, en particular la fotovoltaica, es un pilar inherente en la transformación de la matriz energética. «No hay una manera más rápida, modular y adaptable en cuanto al acercamiento de generación y demanda que la fotovoltaica», afirmó.
Y añadió: «Todo lo que va a venir a partir de ahora en el mercado va a estar basado en la célula N-Type, en sus distintas variaciones, en sus distintos conceptos».
Entre los beneficios que mencionó vinculados a la generación distribuida, incluyó la mejora en la gestión de la red, la reducción de pérdidas de transmisión y el acceso a energía en zonas no interconectadas. Según Contreras, estas ventajas no solo tienen un impacto económico, sino también social, al crear oportunidades de desarrollo y estructuras empresariales en áreas previamente desatendidas.
Durante su participación en el panel “La Generación Distribuida y el almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética” en el Future Energy Summit Colombia, Luis Contreras añadió que el almacenamiento es un complemento clave para la generación distribuida, ya que proporciona flexibilidad y fiabilidad al sistema energético. Explicó que las baterías permiten desplazar la demanda a diferentes momentos del día, mejorar los costos operativos de la red y evitar que las puntas de demanda dependan exclusivamente de generación convencional. “La batería puede cubrir esas demandas puntuales, comercializar energía en momentos críticos y, en consecuencia, optimizar la red”, puntualizó.
Elementos que hacen atractivo un mercado para generación distribuida
Luis Contreras enfatizó que la regulación, la estabilidad de la demanda y el desarrollo de infraestructuras eléctricas son los pilares para el éxito de un mercado de generación distribuida. Según su análisis, una regulación flexible y estable es fundamental para estimular la participación del sector privado. «No hay una regulación ideal, pero debe existir un interés por parte de la administración en lograr lo mejor posible», señaló.
Asimismo, mencionó que el crecimiento de la demanda y el desarrollo de la red deben estar alineados con los objetivos energéticos del país, generando oportunidades tanto para los fabricantes como para los consumidores. Entre las modalidades más prometedoras mencionó el autoconsumo, los contratos PPA de pequeña escala y las comunidades energéticas, donde empresas y ciudadanos generan y comparten energía renovable.
También analizó los desafíos que enfrenta el sector, como la variabilidad regulatoria, los cambios en la demanda y las limitaciones de infraestructura eléctrica. “Nuestro trabajo diario está en equilibrar el cociente peso/vatio-pico, mejorando procesos productivos y optimizando la tecnología para atender la demanda del mercado”, aseguró.
Finalmente, subrayó que la formación y la información son esenciales para que los consumidores comprendan las ventajas de la generación distribuida. Contreras destacó la importancia de la diferenciación como clave para que los fabricantes puedan ofrecer valor añadido a los mercados. “La estabilidad regulatoria es imprescindible para que la generación distribuida crezca de manera realista y con una planificación coherente”, concluyó.
Durante su intervención en el panel “La Generación Distribuida y el almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética” en Future Energy Summit Colombia, Jorge Iván Ospina Canencio destacó la relevancia del segmento Comercial e Industrial (C&I) en la transformación de la matriz energética. El ejecutivo señaló que el almacenamiento behind the meter desempeña un papel crucial en la optimización de la red y en la sostenibilidad de los proyectos.
“Es fundamental estimular el uso del almacenamiento en el segmento comercial e industrial, no solo para mejorar los indicadores de estos negocios, sino también para ayudar a la red a ser más eficiente”, manifestó Ospina, enfatizando la importancia de reducir la presión sobre el sistema energético mediante la planeación eficiente y la disminución de problemas como el atrapamiento de energía.
Solis, reconocida como fabricante líder de inversores fotovoltaicos, ha consolidado su presencia en el mercado con soluciones innovadoras. Según su gerente de Servicio y Producto en Colombia, la empresa ha enfocado sus esfuerzos en ofrecer tecnologías que combinen flexibilidad, adaptabilidad y calidad. En este sentido, Ospina destacó el lanzamiento de sus inversores trifásicos híbridos de alta potencia, disponibles en modelos IEC y próximamente en UL, que han sido diseñados específicamente para satisfacer las necesidades técnicas y regulatorias de los mercados locales.
El ejecutivo resaltó que Solis ha acumulado una valiosa experiencia en el uso de tecnologías híbridas en Latinoamérica, especialmente en México y Colombia. “En Colombia ya hemos trabajado con potencias que van desde los 3.8 hasta los 11.4 kilovatios, lo cual nos ha permitido enriquecer nuestra oferta técnica y profesionalizar el sector,” puntualizó. Esta trayectoria, añadió, ha demostrado la capacidad de competir con el LCOE (costo nivelado de la energía) de la red en mercados regulados, gracias a la flexibilidad de operación que ofrecen los sistemas híbridos.
“Nuestra apuesta es generar confianza en el sector residencial y C&I, proporcionando tecnologías que permitan al cliente elegir entre diversas marcas de baterías y brindar respaldo técnico de calidad”, explicó. Este enfoque se refuerza con el acompañamiento constante al cliente final, garantizando la implementación exitosa de proyectos mediante la profesionalización de los instaladores, instalaciones correctamente ejecutadas y precios competitivos.
Ospina Canencio también abordó los retos asociados al cierre financiero de proyectos de almacenamiento. Según el ejecutivo, aunque el costo del storage ha disminuido, aún se requiere dinamizar este mercado a través de inversores y baterías que ofrezcan precios óptimos y funcionalidades avanzadas. Este desafío, destacó, implica adaptarse a las normativas locales y fomentar la confianza en el sector comercial e industrial.
En el panel, donde también participaron portavoces de empresas como Sungrow, Yingli Solar, Goodwe, Trina Solar y Huawei, Ospina Canencio subrayó que el almacenamiento behind the meter no solo mejora la eficiencia energética, sino que también impulsa la transición hacia una matriz energética más limpia y sostenible.
En el cierre de su participación, el ejecutivo señaló que Solis seguirá apostando por innovaciones que respondan a las necesidades del mercado colombiano, incluyendo desarrollos en bajo voltaje para baterías de litio y plomo-ácido. “Nos adaptamos a las necesidades regulatorias y técnicas de cada mercado, ofreciendo soluciones flexibles y de alta calidad,” concluyó.
Del 11 al 22 de noviembre se celebró en Bakú, capital de Azerbaiyán, la 29ª Conferencia de las Partes (COP29) de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. LONGi, junto con la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN), dio a conocer la “Iniciativa de fomento de la acción por el clima y la conservación de la biodiversidad con energía fotovoltaica”. El Vicepresidente y Director de Sostenibilidad de LONGi, Zhang Haimeng, el Director General Adjunto de la UICN, Stewart Maginnis, y el Director de Desarrollo Sostenible del Grupo Ant, Wang Xiaoying, asistieron y presenciaron el acto.
El Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) publicó un informe en el que destacaba que el cambio climático, la pérdida de biodiversidad y la contaminación ambiental son los tres principales retos medioambientales mundiales. Como empresa líder mundial en energía solar, LONGi reconoce que la innovación y el desarrollo de tecnologías de energías renovables como la energía solar no sólo son cruciales para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino también vitales para la protección de los ecosistemas y la biodiversidad. Después de publicar sus Libros Blancos de Acción Climática en la conferencia COP durante tres años consecutivos a partir de 2021, LONGi, en colaboración con la UICN en la COP29 de este año, ha llevado la acción climática corporativa a un nuevo nivel al integrarla con los esfuerzos de conservación de la biodiversidad.
La iniciativa incluye llamamientos a las empresas para que desarrollen y apliquen medidas de protección del clima y la biodiversidad de conformidad con los acuerdos multilaterales internacionales sobre medio ambiente (AMMA) y las normas mundiales, incluidos el Convenio sobre la Diversidad Biológica, la Convención de las Naciones Unidas de Lucha contra la Desertificación, la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y el Marco Mundial de Biodiversidad de Kunming-Montreal. También anima a seguir las mejores prácticas mundiales para garantizar que todas las actividades cumplen los requisitos mundiales de protección del clima y la biodiversidad, adoptando métodos respetuosos con el medio ambiente en el diseño, la construcción y el funcionamiento de los proyectos de energías renovables, mejorando la eficiencia energética y aumentando la proporción de uso de energías limpias. La iniciativa aboga por que las empresas establezcan una cultura corporativa para la conservación de la biodiversidad y promuevan la cooperación internacional, el intercambio y la difusión de las mejores prácticas mundiales a través de asociaciones.
El Director General Adjunto de la UICN, Stewart Maginnis, declaró en su discurso que LONGi, como empresa líder de la industria fotovoltaica, responde activamente a las directrices de la UICN sobre el impacto en la biodiversidad de los proyectos de energía solar lanzando esta iniciativa. Creemos que esta puede inspirar acciones más amplias de la industria y la sociedad, y animará a más empresas y organizaciones a participar en el desarrollo y la aplicación de energías renovables, adoptando al mismo tiempo medidas para mitigar su impacto en el entorno natural.
El 15 de noviembre de 2024, Stewart Maginnis, Director General Adjunto de la UICN, presentó los avances en la conservación de la biodiversidad en la COP29.
A medida que la biodiversidad se convierte en una preocupación cada vez más global, LONGi se ha centrado continuamente en cómo utilizar la tecnología fotovoltaica para promover la conservación de la biodiversidad desde la 15ª Conferencia de las Partes (COP15) del Convenio de las Naciones Unidas sobre la Diversidad Biológica, que comenzó en Kunming, Yunnan, en 2021, y lo ha puesto en práctica activamente. Durante la conferencia COP28, LONGi anunció su Zero-Carbon Life Plan for Pandas, donando una central fotovoltaica distribuida a la Base de Investigación de Conservación y Cría del Panda Gigante de Qinling en Foping, adoptando un panda gigante de Qinling de por vida, y proporcionando productos fotovoltaicos y tecnología sin conexión a la red para apoyar el equipo de monitoreo de la vida silvestre en el área protegida. Anteriormente, en 2022, LONGi donó módulos fotovoltaicos a la Base de Conservación de la Vida Silvestre de Acquila, en Sudáfrica, que no sólo proporcionaron electricidad diaria a la reserva, sino también fuentes de agua limpia para la vida silvestre, dando a Acquila más posibilidades de operaciones ecológicas sostenibles.
En la ciudad de Duyun, provincia china de Guizhou, se estableció un “Proyecto complementario Solar + Té” de 500 kW utilizando productos fotovoltaicos de LONGi, explorando los escenarios de aplicación de la tecnología fotovoltaica en las plantaciones tradicionales de té; el modelo del “Proyecto complementario Solar + Té” también se reprodujo en la ciudad de Pu’er, provincia de Yunnan. En el mundialmente famoso desierto de Kubuqi, en Mongolia Interior, se construyeron dos centrales fotovoltaicas de 336 kW y 338 kW, y los productos de LONGi ayudaron a las zonas áridas a lograr un desarrollo ecológico verde con “generación de electricidad en los módulos, plantación bajo los módulos y cría entre los módulos”.
El 15 de noviembre de 2024, Zhang Haimeng, Vicepresidente y Director de Sostenibilidad de LONGi, presentó en la COP29 la labor de la empresa en la conservación de la biodiversidad.
Zhang Haimeng señaló que, como organización líder mundial en conservación de la naturaleza, la UICN posee amplios conocimientos profesionales, una extensa red internacional y experiencias de éxito a escala mundial. Esta colaboración entre LONGi y la UICN para lanzar la iniciativa de conservación de la biodiversidad perfecciona y acelera aún más las prácticas de LONGi en materia de biodiversidad. A través de acciones conjuntas con la UICN, LONGi espera promover de forma más eficaz la comprensión de la importancia de la conservación de la biodiversidad por parte de los socios mundiales, los responsables políticos y el público, y aprender de excelentes proyectos de protección de la biodiversidad como el “Bosque de Hormigas” del Grupo Ant, adoptando activamente medidas eficaces para abordar juntos los retos ecológicos mundiales. Al mismo tiempo, como proveedor líder mundial de soluciones de energía verde, la tecnología y las soluciones fotovoltaicas que posee LONGi pueden proporcionar un apoyo eficaz a las acciones de conservación de la UICN.
“Todas las cosas crecen, y la vida es continua. Hacemos un llamamiento a la humanidad para que una sus manos en la protección de la biodiversidad de la Tierra y logre una coexistencia armoniosa entre los seres humanos y la naturaleza. Esto no es sólo una iniciativa, sino una llamada a la acción, esperando que todos contribuyan a la protección de la biodiversidad y al mantenimiento del equilibrio ecológico”, dijo Zhang Haimeng.
Sobre LONGi
Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.
Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com
En las baterías de fosfato de hierro y litio (LFP), los iones de litio se mueven entre el ánodo y el cátodo durante su funcionamiento.
Durante la carga, los iones salen del ánodo (compuesto de fosfato de hierro y litio) y viajan a través del electrolito hacia el cátodo (grafito), integrándose en su estructura en capas.
Durante la descarga, ocurre el proceso inverso, permitiendo el almacenamiento y la liberación de energía a través del movimiento de electrones en el circuito externo.
Prácticas comunes que conducen a sobrecarga y sobretensión
La sobrecarga puede ocurrir debido a:
Configurar el voltaje/corriente de carga por encima de los niveles recomendados.
Cargar a altas corrientes (>0.5C) en condiciones de frío (<0°C).
Los peligros de la sobrecarga
Cuando las baterías LFP se sobrecargan y experimentan sobretensión frecuente, pueden ocurrir varias reacciones adversas.
La más crítica es la deposición de litio, una forma de degradación donde el litio se deposita en la superficie del ánodo de grafito como litio metálico (ver Figura 1). Esto puede causar hinchazón de la batería y una pérdida rápida de capacidad, y en casos graves, cortocircuitos internos y fuga térmica.
Figura 1
¿Cómo causa la sobretensión la deposición de litio?
Normalmente, durante la carga, los iones de litio se integran en la estructura en capas del grafito. El potencial del cátodo disminuye gradualmente de 200 mV (frente a Li+/Li) a aproximadamente 65 mV (frente a Li+/Li). Si la carga continúa más allá de este punto, el potencial puede caer por debajo de 0 V (frente a Li+/Li), lo que provoca la deposición de litio en la superficie del grafito, como se muestra en la Figura 1.
Mecanismo detrás de la hinchazón de las baterías
El litio metálico es altamente reactivo. Reacciona con el electrolito para formar una interfaz de electrolito sólido (SEI), que envuelve la superficie del litio (ver Figura 2a). Este proceso libera gases inflamables como CO, CH4 y C2H6, razón por la cual no se recomienda perforar una batería hinchada. Durante descargas subsecuentes, el litio se separa del cátodo, dejando restos de SEI. En cada ciclo de sobrecarga, se forma un nuevo SEI, generando gas y, con el tiempo, causando hinchazón significativa debido a la acumulación de presión interna.
Figura 2
En resumen, la sobrecarga frecuente conduce a una cascada de reacciones: deposición de litio, formación de SEI y generación de gas, que generan presión dentro de la batería, provocando hinchazón y riesgos de seguridad. Establecer el voltaje de carga correcto es crucial para prevenir estos problemas y garantizar la seguridad y el rendimiento de la batería.
Referencias
Uhlmann C, Illig J, Ender M, et al. «In situ detection of lithium metal plating on graphite in experimental cells.» Journal of Power Sources, 2015.
Lin X, Khosravinia K, Hu X, et al. «Lithium plating mechanism, detection, and mitigation in lithium-ion batteries.» Progress in Energy and Combustion Science, 2021.
Liu J, Bao Z, Cui Y, et al. «Pathways for practical high-energy long-cycling lithium metal batteries.» Nature Energy, 2019.
Growatt ha sido reconocida entre las 30 Marcas Globales en la Selección de Innovadores Globales de Forbes China. Este prestigioso reconocimiento celebra a las empresas que han demostrado logros excepcionales en expansión global e innovación.
El proceso de selección de Forbes China implicó una evaluación integral basada en la expansión en mercados internacionales, influencia de marca, capacidades de innovación y desempeño financiero. Este reconocimiento reafirma la posición de Growatt como referente de empresas chinas en su camino hacia el crecimiento internacional.
“Estamos honrados de recibir este reconocimiento de Forbes China,” comentó Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. “Nuestro éxito se debe a nuestra profunda comprensión de las necesidades de los mercados diversos y nuestra capacidad para ofrecer soluciones energéticas innovadoras y confiables en diferentes regiones», remarcó.
En 2024, Growatt logró avances significativos en la expansión de su presencia global, con éxitos notables en mercados emergentes en Asia-Pacífico, Medio Oriente y África. La empresa ha demostrado una capacidad excepcional para adaptar sus soluciones energéticas a las necesidades específicas de cada región, contribuyendo a infraestructuras energéticas sostenibles y resilientes en todo el mundo. Su planta de manufactura en Haiphong, Vietnam, con una capacidad de producción anual de 500,000 inversores y 100,000 baterías, fortalece la cadena de suministro global de la empresa y garantiza la calidad constante de sus productos para clientes en todo el mundo.
El fabricante ha establecido una estrategia de negocio de globalización y localización mediante una red de ventas local, almacenes y servicios postventa en todo el mundo. Al desplegar equipos de ventas locales que trabajan directamente con instaladores y integradores de sistemas enfocados en los usuarios finales, Growatt conecta eficazmente los canales de venta, mejora la eficiencia de mercadeo y comprende con precisión las necesidades de los usuarios finales.
La empresa opera 58 centros de servicio postventa en 24 países, respaldados por más de 300 especialistas en servicio postventa. Comprometida con sus socios y clientes, Growatt realizó más de 80 eventos globales en 2024, ofreciendo capacitación integral sobre productos y soporte técnico en diversas regiones.
En el corazón del éxito de Growatt está su dedicación a la innovación, destinando un 4.6% de sus ingresos anuales a investigación y desarrollo. La empresa cuenta con múltiples centros profesionales de I+D con más de 1,100 ingenieros, incluyendo doctores y especialistas sénior.
Este compromiso ha resultado en numerosas patentes en su gama de productos, que incluye inversores fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento de energía, cargadores para vehículos eléctricos y soluciones de gestión energética inteligente. Una innovación destacada es la serie híbrida WIT, diseñada para aplicaciones de almacenamiento de energía comercial e industrial, compatible con los sistemas de baterías modulares de la compañía.
Además, Growatt ha avanzado significativamente en la tecnología de microinversores, facilitando el acceso a la energía solar para residentes urbanos mediante instalaciones en balcones.
El liderazgo de mercado de la empresa es evidente en su posición como el segundo proveedor global de inversores residenciales, entre los cinco principales proveedores de inversores fotovoltaicos, y su fuerte presencia en varios segmentos del mercado de inversores solares. En 2024, Growatt recibió 14 premios Top PV Brand y dos SolarProsumer Awards de EUPD Research, confirmando la fortaleza de su marca en el sector energético global. Con una amplia red de distribución que abarca más de 180 países y 65 oficinas representativas en todo el mundo, Growatt brinda soporte y servicios localizados a clientes en diversos mercados.
A medida que el sector de energías renovables continúa expandiéndose globalmente, Growatt mantiene su enfoque en la innovación y el desarrollo de mercados mientras avanza en iniciativas de sostenibilidad. La visión estratégica de la compañía se alinea con la transición global hacia soluciones energéticas más limpias, posicionándola como un actor clave en la construcción de un futuro energético sostenible.
Más de dos mil estudiantes y académicos de la región de Coquimbo tendrán la oportunidad de conocer y profundizar sobre la integración de la tecnología de corriente continua para la transmisión eléctrica de Chile. Esto gracias a una alianza entre el Centro de Educación y Capacitación de la Universidad Católica del Norte (CFT CEDUC UCN) y Conexión Kimal-Lo Aguirre, empresa encargada del desarrollo, construcción y operación de la línea de transmisión que permitirá reforzar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y facilitar el mayor flujo de energías renovables hacia todo el país.
El convenio promueve el traspaso de conocimiento, el acceso a información recíproca y que, tanto profesionales como estudiantes, puedan participar en actividades de formación y transferencia tecnológica, profundizando la investigación y desarrollo académico en torno al uso de corriente continua, transmisión energética, redes inteligentes, y en materias relacionadas con seguridad, construcción y mantención de obras de transmisión.
Un ejemplo de ello es el trabajo conjunto que se impulsará en el avance formativo de futuros “Linieros o Linieras”, iniciativa que promueve Conexión con miras al fortalecimiento de capital humano especializado y donde CEDUC UCN apoyará mediante capacitaciones, la elaboración de mallas curriculares, desarrollo de perfiles, uso de tecnología de punta y otras herramientas de vanguardia para el rubro.
Durante la ceremonia, realizada ante más de 200 alumnos y académicos de CEDUC UCN, representantes de la empresa dieron a conocer más detalles del proyecto de transmisión de corriente continua HVDC, destacando los conocimientos técnicos y preventivos que requiere la construcción, además de resaltar la cultura de seguridad definida por la empresa.
“En Conexión queremos fomentar el conocimiento especializado y la innovación en torno a la energía, como también generar los espacios dónde el mundo académico pueda compartir experiencias de la mano de protagonistas y especialistas nacionales e internacionales, en torno a la construcción y operación de una línea de transmisión, la cual es clave para transición energética del país”, reforzó Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Kimal – Lo Aguirre.
“Para el proyecto educativo de CEDUC UCN, es clave la vinculación con las organizaciones productivas y sociales que demandan técnicos para sus labores, motivo por el cual el desafío de atender el entrenamiento de Linieros o Linieras desde las carreras existentes en el área eléctrica se constituye como una gran oportunidad para nuestros titulados y estudiantes regulares “, afirmó Carlos Sainz, Director Ejecutivo de CEDUC UCN.
Por su parte, el Seremi de Energía de Coquimbo, Eduardo Lara, destacó que “es muy importante que las empresas y la comunidad estudiantil colaboren conjuntamente en el aprendizaje y los desafíos que demandará un proyecto como éste, muy importante para la región de Coquimbo y el país. Como gobierno estamos contentos de colaborar y esperamos que el proyecto pronto vea la luz e inicie su construcción”.
Sobre CEDUC UCN
Centro de Formación Técnica de la Universidad Católica del Norte con 25 años de experiencia en educación superior de calidad. Contribuimos al desarrollo de las personas, formando y perfeccionando técnicos altamente calificados para las diversas actividades económicas del país, con un fuerte componente valórico. Se fundó en 1998 por iniciativa de la Universidad Católica del Norte, con el objeto de formar técnicos de nivel superior y capacitar a personas en áreas del mismo nivel.
Sobre Conexión Kimal-Lo Aguirre
Compañía formada para desarrollar, construir y operar la primera línea de transmisión eléctrica de corriente continua: Kimal-Lo Aguirre. Se trata de una línea de transmisión de 1.346 kilómetros que funcionará en corriente continua y permitirá reforzar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), junto con habilitar importantes flujos de energía renovable al permitir transportar hasta 3.000 MW de potencia, equivalentes a un cuarto de la demanda diaria del SEN.
Luego de cuatro días de manifestaciones, que impedían el libre acceso a las Centrales Hidroeléctricas Paraíso y Darío Valencia, ubicadas en el municipio El Colegio, se levantó el bloqueo que adelantaban algunas personas de la comunidad.
Con la voluntad de las partes y el acompañamiento del Ministerio de Minas y Energía, Ministerio de Interior, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Procuraduría Delegada Preventiva y de Control Territorial, Defensoría del Pueblo Regional de Cundinamarca, la Gobernación de Cundinamarca, Policía de Cundinamarca, entre otras instituciones, se adelantaron los diálogos que permitieron buscar soluciones de trabajo mancomunado en las líneas de interés de las comunidades y restablecer el libre acceso a las instalaciones de los centros de producción.
En este sentido, las Plantas, que habían declarado indisponibles 400MW, debido a la imposibilidad de realizar los mantenimientos requeridos, comenzará su proceso para reestablecer la operación normal. Si bien, este proceso podrá tomar alrededor de dos días, se retomará la totalidad de la capacidad instalada de la cadena de generación Paraíso Guaca, referente a 600 Megavatios (MW) para el Sistema Interconectado Nacional.
Enel Colombia reitera su compromiso con el sistema eléctrico del país y con la comunidad del El Colegio, municipio en el que se ubican tres de sus plantas de generación.
PCR, empresa líder en energías renovables con más de 100 años de trayectoria y amplia experiencia en la industria del petróleo & gas y cemento, firmó un convenio con Molino Cañuelas para el abastecimiento de energía renovable para sus plantas de Buenos Aires (Pilar, Cañuelas, Chacabuco, Pigüé, Tres Arroyos), Córdoba (Adelia María y Laboulaye), La Pampa (Realico), Chaco (Resistencia) y Salta (Salta).
El acuerdo, es efectivo a partir del 1 noviembre de 2024 y se extiende por 5 años, hasta el 31 de octubre de 2029. El suministro provendrá del parque de generación de energía eléctrica renovable San Luis Norte que la empresa Generación de Energías Renovables S.A. (GEAR), subsidiaria de PCR, dispone en la provincia de San Luis en la localidad de Toro Negro, y que cuenta con una capacidad de 112,5 MW.
Molino Cañuelas consumirá así energía renovable eólica y solar en sus plantas de producción dedicadas a la molienda de trigo, producción de harinas y sus derivados.
Durante el primer año de contrato, GEAR abastecerá entre el 25 % y el 30 % de la demanda según las necesidades de energía eléctrica y de consumos estimados por Molino Cañuelas. En esa línea, el contrato prevé un aumento progresivo del consumo de energía renovable hasta llegar a tener una participación de entre el 60 % y el 75 % de su consumo total para mediados de 2027.
Martín Federico Brandi, CEO de PCR, destacó: “Este contrato firmado con Molino Cañuelas es un paso más de PCR como proveedor confiable de energía renovable para empresas de la agroindustria que están comprometidas con reducir sus emisiones y descarbonizar las operaciones de sus plantas de procesamiento. Se trata de un caso más que refleja el éxito del esquema de contratación entre privados MATER (Mercado A Término de Energías Renovables), demostrando que la energía renovable es hoy competitiva y, al mismo tiempo, una solución ambiental para que la industria cumpla con las metas de abastecimiento limpio de energía para lograr un desarrollo más sostenible”.
Por su parte, desde Molino Cañuelas remarcaron que “con este acuerdo redoblamos nuestros esfuerzos en materia de compromiso y sustentabilidad ambiental.
“Logramos que las políticas de cuidado del medio ambiente, las personas y los productos se vean materializados en certificaciones en nuestras plantas basadas en las Normas de desempeño sobre sostenibilidad ambiental y social de la Corporación Financiera Internacional (IFC) y los Objetivos de desarrollo sostenible de la Iniciativa de Reporte Global (GRI)”. “Nos encontramos desarrollando un plan de implementación de un sistema de gestión ambiental basado en normas ISO 14001, ISO 150001 y las guías sobre medio ambiente, salud y seguridad de la IFC” destacó la empresa.
Acerca de PCR Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción de cemento en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas dee xploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día.
Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
Acerca de Molino Cañuelas
Molino Cañuelas es el principal productor y exportador de harina de la región y un referente de la industria alimenticia argentina. Este liderazgo, construido a lo largo de más de 90 años, esta sostenido en los pilares de calidad e innovación y se ve reflejado en los alimentos ricos, prácticos y sanos que todos los días se fabrican en sus plantas.
Como parte del compromiso con una alimentación más saludable, que se adapte a las cambiantes necesidades de la sociedad, la empresa apuesta de forma constante al desarrollo de nuevos productos, pioneros e innovadores, como la línea recientemente lanzada al mercado de pastas, arroces, purés, pasteles y polentas BOX, alimentos instantáneos, de rápida cocción, rico sabor y alta calidad nutricional.
En el marco de la octava edición del evento «Mujer Destacada en el Ámbito Empresarial«, organizado por Women Corporate Directors (WCD), Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación, ha sido reconocida con una mención especial por su Labor en Equidad de Género en el Ámbito Empresarial 2024. “Esta distinción subraya su destacado liderazgo en el sector empresarial y pone en valor el compromiso y trabajo continuo de Mariana liderando y participando de diferentes espacios empresariales e institucionales, y su incansable actividad para el empoderamiento de las mujeres”, remarcaron desde la compañía.
“Estoy muy emocionada y honrada de haber recibido este reconocimiento. Nuestro rol como líderes empresariales, va más allá de ocupar un lugar en una organización. Se trata de poder transferir y compartir el conocimiento adquirido y la experiencia con las personas con las que trabajamos e interactuamos diariamente, en la búsqueda y formación de nuevos y mejores líderes empresariales, porque ello redundará en más y mejores oportunidades para el desarrollo de la comunidad”, señaló Schoua tras recibir su mención.
A su vez, la ejecutiva expresó: “También, quiero felicitar al resto de las empresarias que fueron distinguidas porque el trabajo que realizan, en sus diferentes ámbitos, contribuye a tener instituciones empresariales más sólidas y sustentables”, concluyó la ejecutiva.
Reconocimientos
En esta nueva edición, se otorgaron otras menciones y reconocimientos especiales que reflejan el compromiso con la equidad, la innovación y el liderazgo. El Reconocimiento a la Mujer destacada en el Ámbito Empresarial 2024 fue para Verónica Marcelo; por otra parte, la Mención Especial a la Revelación en Innovación 2024 fue otorgada a Anna Cohen; mientras que el Reconocimiento a la Trayectoria 2024 distinguió a Gabriela Renaudo. El evento contó con la participación de figuras influyentes del mundo corporativo y ya se convirtió en un espacio de intercambio y reflexión sobre el futuro del liderazgo femenino en los negocios.
WCD, una organización global que conecta a más de 8.500 empresas en todo el mundo, tiene como objetivo promover la representación femenina en puestos de liderazgo en los directorios. En Argentina, el capítulo local de WCD se lanzó en 2017 con el apoyo institucional de KPMG y ha sido un motor clave en la visibilización de mujeres líderes. En esta ocasión, la edición 2024 contó con un panel destacado de disertantes quienes compartieron sus visiones sobre el futuro de los negocios y el rol esencial de las mujeres en las decisiones estratégicas.
Tras ocho meses de cursada, residentes de Rincón de los Sauces se capacitaron en aspectos clave de la operación para poder ingresar al mercado laboral. La iniciativa contó el apoyo de Chevron Argentina y de la Municipalidad de Rincón de los Sauces.
Chevron Argentina anunció hoy que ochenta jóvenes completaron la Diplomatura de Operador Jr. en Petróleo y Gas. Los graduados son habitantes de Rincón de los Sauces y alrededores.
La diplomatura consistió en cinco módulos, uno introductorio y cuatro específicos con contenidos en Mecánica Básica, Electricidad de Baja y Media Tensión, Automatización y Mecánica de Fluidos. En cada uno de los módulos, técnicos de Chevron Argentina compartieron sus experiencias laborales con los alumnos.
Este proyecto nació con el objetivo de capacitar a los jóvenes de la localidad en herramientas técnicas clave para la industria del gas y el petróleo, un sector estratégico y de alta demanda en la provincia de Neuquén, donde las competencias técnicas son cada vez más necesarias.
El diseño del programa estuvo a cargo de académicos de la Universidad Patagonia Argentina, con la participación de técnicos de Chevron Argentina, quienes aportaron una visión clara sobre los perfiles necesarios para la industria. Como parte de la semana de cierre, los estudiantes participaron en una charla sobre herramientas básicas de empleabilidad.
La entrega de diplomas se realizará el 19 de diciembre, en el marco del aniversario de la localidad de Rincón de los Sauces.
Sobre la Universidad Patagonia Argentina
La Universidad Patagonia Argentina, con autorización para su funcionamiento a partir del decreto del PEN 750/22, es la primera universidad privada sin fines de lucro de la Patagonia. Del proyecto de su creación son parte fundamental figuras reconocidas de la educación universitaria pública y privada del país y de nuestra región. Desde sus dos Facultades, de Ingeniería y de Humanidades y Ciencias Sociales y del fuerte compromiso que asume la universidad con el desarrollo regional, el diseño y puesta en marcha de programas de formación en las áreas de Energía y Tecnología resultan una prioridad.
Sobre Chevron
Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron Argentina opera y posee los bloques El Trapial – Curamched (concesión convencional) y El Trapial – Este (concesión no convencional). Chevron también tiene una participación no operada del 50 por ciento en la concesión de Loma Campana y en el bloque de Narambuena. Chevron también se ha asociado con YPF en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Chevron Argentina apoya programas enfocados en promover la educación, la salud y el desarrollo económico en las comunidades donde opera.
Desde H2LAC invitan a su próximo webinar a realizarse el 10 de diciembre de 2024. Alli se podrá conocer las distintas experiencias en el ámbito de regulación del hidrógeno y profundizar en las lecciones, desafíos y buenas prácticas compartidas entre los distintos países de la región, la Unión Europea y EE.UU.
El encuentro es organizado junto al International Power-to-X Hub y el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética, CEARE, de la Universidad de Buenos Aires, Argentina.
Para convertir el potencial del hidrógeno de bajas emisiones en realidad, es esencial contar con un marco regulatorio adecuado que permita su desarrollo e implementación. En América Latina, varios países ya están adoptando normativas y estrategias para fomentar esta industria. En este contexto, un marco regulatorio claro es fundamental para definir competencias, crear incentivos y establecer reglas, así como para facilitar el acceso a financiamiento innovador y políticas de incentivos que aceleren la producción y uso del hidrógeno.
En este evento, expertos de Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Uruguay participarán en un panel virtual para compartir experiencias nacionales, destacar lecciones aprendidas y analizar los desafíos clave para avanzar en la creación de un entorno regulatorio que impulse el hidrógeno como vector energético. Asimismo, se presentarán los avances regulatorios en la Unión Europea y EE.UU. a modo de contexto.
El meet permitirá conocer las distintas experiencias en el ámbito de regulación del hidrógeno y profundiza en las lecciones, desafíos y buenas prácticas compartidas entre los distintos países de la región, la Unión Europea y EE.UU.
Coordenadas:
11:00 AM (GMT-3) Argentina / Uruguay / Brasil / Chile
10:00 AM (GMT-4) Bolivia / Rep. Dominicana
09:00 AM (GMT-5) Perú / Colombia / Ecuador / Panamá
08:00 AM (GMT-6) Costa Rica / México (CDMX) / El Salvador / Honduras /
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes que en las próximas horas se publicarán la reglamentación del capítulo de la Ley Basesreferido a energía. El funcionario, hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, señaló que el Estado no podrá intervenir de manera discrecional sobre el precio de los combustibles y el petróleo. «Será un Estado atado de manos. Tendremos un Estado que se correrá del intervencionismo. El gobierno dejará de decirle a los privados si pueden o no exportar. El libre mercado es lo mejor para que las inversiones se puedan dar”, aseguró González este martes en un evento organizado por el CIPPEC en la Embajada de Francia.
González hizo referencia tácita al artículo 6 de la vieja Ley 17.319 (sancionada en 1967), que fue re-redactado por el gobierno de Javier Milei en la Ley Bases, pero que aún no fue reglamentado. El Ejecutivo tiene pendiente desde hace meses la publicación de ese texto, que generó un debate interno en el seno del gobierno y de la industria petrolera, entre aquellos que defienden una versión que siga permitiendo una mayor intervención del Estado sobre los precios doméstico del petróleo y los que aspiran a una apertura total del mercado local de crudo. Con la reglamentación que se conocerá en las próximas horas, el Ejecutivo buscará hacer equilibrio entre esos extremos.
Lo que está claro y se desprender de los dichos del secretario coordinador de Energía y Minería es que la el texto de reglamentación del nuevo artículo 6 implicará la eliminación de los cruces discrecionales de buques de exportación de petróleo que autoriza la resolución 241/2017, que aún está vigente. El objetivo del gobierno es que las empresas productoras de crudo en Vaca Muerta puedan vender su producción al mercado externo sin restricciones, modificando el esquema fijado por esa norma que establecía que las refinadoras tenían prioridad para limitar el comercio exterior.
Secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González
Impacto
En la Ley bases se estableció que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno”. Sin embargo, también se determinó que “los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
En términos reales, la liberación total del mercado de petróleo implicaría que el precio local del crudo se acople sin distorsiones con el valor del barril a nivel internacional. Si ese fuese el caso, frente a un eventual fuerte salto del precio del petróleo a nivel mundial -como consecuencia de alguna situación extraordinaria o un conflicto bélico-, el importe doméstico del crudo debería reaccionar en la misma dirección, provocando una presión adicional sobre los precios de los combustibles.
Fuentes gubernamentales consultadas por EconoJournal explicaron, sin embargo, que la reglamentación del artículo 6 reservará herramientas en poder delEstado que le permitirán atemperar el impacto de una escalada del precio del petróleo. “Se establecerá que el Poder Ejecutivo no podrá intervenir en los precios, pero que tendrá la posibilidad de objetar si está en riesgo la seguridad del suministro local. En este momento no hay inconvenientes porque el precio local y el internacional están prácticamente igual”, explicó una de las fuentes consultadas.
Otra de las fuentes afirmó que “la reglamentación no está a favor de nadie, pero es un paso enorme que da el Estado». «Si el precio del Brent llegase por algún motivo de manera repentina a los US$ 100, la nafta no subirá un 50%. En esa situación, se garantizará que el suministro local esté abastecido. Lo que se reglamentará es que para objetar una exportación de petróleo de Vaca Muerta se necesitará de un dictamen, de elementos probatorios y razonabilidad”, agregó.
Vaca Muerta y el potencial exportador
Durante el evento de Cippec, González se refirió al potencial exportador de Vaca Muerta y afirmó: “Cuando uno mira las estimaciones algunos dicen que la demanda de petróleo va a empezar a caer en 2030, y otros que será en 2045 o 2050. Hoy producimos el 0,5% del petróleo del mundo. Tenemos el recurso y por eso debemos crear las condiciones para que esto se desarrolle rápidamente. Vamos a solucionar los cuellos de botella para abastecer la demanda de gas. Debemos exportar a países limítrofes”.
En esa línea, se refirió a los cupos de exportación y sostuvo que “la forma de maximizar las exportaciones no es con cupos. Debemos hacer una transición con petróleo. El proyecto de Pan American Energy y Golar es un perfecto primer paso para aprovechar la oportunidad que tenemos. Debemos tener incentivos hacia las compañías privadas”.
El funcionario también se refirió al rol del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) y destacó el ingreso de diferentes proyectos vinculados a las energías renovables, GNL y minería. “No estamos generando beneficios para unos u otros, son para todos. Son incentivos naturales. El sector privado va a seguir invirtiendo”, consideró.
En junio, la transportistapresentó al Ministerio de Economía un proyecto de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión de US$ 700 millones. El plan tiene como fin ejecutar una obra en el tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte del primer tramo del ducto y que el gas de Vaca Muerta llegué a la región Norte y Litoral del país.
Se trata de un proyecto complementario al segundo tramo del gasoducto que no excluye la posibilidad de avanzar en la construcción de esta iniciativa, y que se llevará a cabo aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP). La idea es aprovechar la infraestructura existente, disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, que significarán unos 14 millones de metros cúbicos adicionales durante el pico invernal provenientes de Vaca Muerta.
En base a esto, González remarcó que se trata de una obra que hará un privado y no el Estado. “Estas obras las harán los privados con otros privados. El sector privado está preparado para este cambio. Tenemos que crear las condiciones para que el sector privado pueda desarrollarse”, concluyó.
La petrolera estatal brasileña Petrobras invertirá 111.000 millones de dólares en los próximos cinco años, un 9 por ciento más que lo previsto para el quinquenio 2024-2028, con la intención de mantenerse como responsable de una tercera parte de la energía primaria consumida por Brasil, informó hoy la compañía.
En una rueda de prensa, la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, aseguró que el aumento de las inversiones se producirá principalmente en el sector de exploración y explotación de petróleo y gas para poder atender la demanda por energía interna, teniendo en cuenta que las previsiones indican un crecimiento medio anual de entre el 2,5 y el 3 por ciento los próximos años.
“Somos responsables por el 31 por ciento de toda la energía primaria consumida por Brasil y no podemos quedarnos parados porque el país seguirá creciendo. Para 2050 queremos seguir siendo los responsables por el 31 por ciento de la energía consumida por un país que entonces estará consumiendo un 60 por ciento más de energía”, afirmó la presidenta de la estatal.
Según el Plan de Inversiones de la empresa, se invertirán 77.000 millones de dólares en exploración y explotación de petróleo entre 2025 y 2029; 20.000 millones de dólares en refino y transporte, y 11.000 millones en energías de bajo carbono. Con ello, Petrobras elevará su producción de petróleo de 2,8 millones de barriles diarios en 2025 hasta 3,2 millones en 2029.
Chambriard también señaló que las inversiones de Petrobras en captura de carbono, transición energética y energías renovables aumentarán un 42 por ciento, hasta 16.300 millones de dólares en los próximos cinco años, con lo que la participación de la descarbonización en las inversiones de la empresa saltará del 11 por ciento en el quinquenio 2024-2028, hasta el 15 por ciento en el quinquenio 2025-2029.
La presidenta de Petrobras aseguró que producir crudo es compatible con la transición energética.
“Con el plan que estamos presentando mantendremos nuestra participación en la oferta de energía del país, contribuiremos con la seguridad energética de Brasil y reduciremos las emisiones. En cinco años tendremos, relativamente, menos petróleo y más renovables”, concluyó.
La industria china de la infraestructura de recarga y reemplazo ha continuado creciendo a alta velocidad, convirtiéndose en un sólido impulsor del rápido desarrollo del mercado de los vehículos de nueva energía, según un artículo publicado hoy lunes por el Diario de Ciencia y Tecnología.
La Alianza para la Promoción de Infraestructura de Recarga de Vehículos Eléctricos de China dio a conocer un informe sobre el desarrollo del país en términos de infraestructura de recarga de vehículos eléctricos, durante una conferencia ecológica centrada en ese tema celebrada la semana pasada en Taiyuan, la capital de la provincia septentrional china de Shanxi.
El informe muestra que, hasta octubre de este año, la infraestructura de recarga en el país había superado los 11,88 millones de unidades, lo que constituye un incremento interanual del 49,4 por ciento.
La infraestructura de recarga pública totalizó 3,39 millones de unidades, con un aumento del 34,3 por ciento, al tiempo que la privada se situó en 8,49 millones de unidades, creciendo un 56,4 por ciento.
El alto y continuo crecimiento de la infraestructura de recarga no puede separarse de los motores gemelos de las políticas y el mercado, señala el informe, que subraya que China ha completado la construcción inicial de una red sólida de servicio de recarga y reemplazo.
El documento agrega que China actualizará la calidad de los equipos de recarga, fortalecerá la gestión de las operaciones de recarga locales y mejorará la experiencia de recarga para los usuarios, con el fin de promover estándares más altos en esta industria.
China está intensificando activamente la innovación en relación con la tecnología de recarga y los modelos de negocios, con ejemplos que incluyen la recarga rápida, la recarga de alta potencia, la inteligente, la inalámbrica y la móvil.
Mientras tanto, el país ha emitido regulaciones pertinentes destinadas a intensificar las medidas de protección a la seguridad de la infraestructura de recarga.
Desde 2016 se han publicado siete ediciones de este informe, cubriendo temas como la situación de la industria, sistemas de políticas, estándares técnicos, modelos de negocios, sistemas de seguridad, plataformas de información de recarga y perspectivas de desarrollo.
Gustavo Anbinder, Director de Negocios y Desarrollo de Genneia, destacó los esfuerzos de la compañía para acompañar a la industria del oil and gas en la producción de barriles de exportación con bajas emisiones al medio ambiente.
Según replicó el sitio Vaca Muerta News, este enfoque responde a las crecientes exigencias de los mercados internacionales, especialmente en Europa y Estados Unidos.
“Estamos trabajando en la producción de barriles de exportación con bajas emisiones. Los mercados ya están implementando normativas que miden el contenido de emisiones de CO2 en los productos que entran por sus fronteras. Para el año 2030, tanto el petróleo crudo como sus derivados deberán cumplir con estos protocolos”, explicó Anbinder.
Genneia ya está colaborando con dos de las petroleras más importantes de la cuenca de Vaca Muerta, ayudándolas a reducir su impacto ambiental. “La industria petrolera emite CO2 en la producción y el consumo. Nuestra tarea es ayudar a eliminar las emisiones en los equipos y procesos de producción, así como en el transporte de productos”, añadió Anbinder.
La clave para lograrlo radica en la electrificación de los campos de producción y la incorporación de energía renovable. “Estamos electrificando los campos de producción y utilizando cada vez más equipos eléctricos en lugar de combustibles fósiles. Dos de nuestras petroleras están consumiendo energía 100% renovable, provista por Genneia, en sus operaciones”, destacó.
Genneia genera energía eólica y solar en seis provincias diferentes, y este mix de energía renovable es el que alimenta las operaciones de sus clientes en Vaca Muerta. “Nuestros proyectos en Neuquén están en desarrollo y esperamos tener las torres de perforación con aerogeneradores en un futuro cercano”, comentó Anbinder.
La importancia de estas iniciativas no solo radica en la competitividad en mercados exigentes como Japón, sino también en el financiamiento de proyectos. “Las agencias calificadoras de crédito ahora incluyen criterios de cambio climático en sus decisiones. Las operaciones con menores emisiones tienen acceso a financiamiento y seguros más baratos, lo que aumenta la rentabilidad y competitividad de los proyectos”, explicó.
En conclusión, Genneia está liderando el camino hacia una producción más sostenible en Vaca Muerta, ayudando a sus clientes a cumplir con las normativas internacionales y a ser más competitivos en el mercado global. “Hay un largo camino por recorrer, pero estamos comprometidos en hacer de Vaca Muerta un ejemplo de sostenibilidad en la industria petrolera”, concluyó Anbinder.
Los productores bonaerenses de biodiesel, reunidos en la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), aceptaron por primera vez discutir una nueva ley para regular el funcionamiento del sector, pero a la vez advirtieron al gobierno nacional por la crisis que atraviesan.
“Celebramos la voluntad del gobierno nacional de debatir cambios en la Ley de Biocombustibles incluyendo a todos los miembros de esta industria y manifestamos nuestra voluntad de aportar los elementos necesarios para que la misma además de potenciar el crecimiento del sector garantice la seguridad jurídica de quienes ya invirtieron con el marco legal vigente y llevan adelante una actividad productiva de alto impacto positivo para el país, su industria, el empleo, el desarrollo regional y el medioambiente”, indicó la CEPREP en un comunicado.
Los productores de la provincia explicaron que consideran “que cualquier modificación a la Ley 27.640 de Biocombustibles debe considerar el interés de todos los actores de la cadena de valor y de las provincias productoras de biocombustibles; y debe garantizar los mecanismos para el crecimiento del sector sin producir asimetrías en favor de los grupos concentrados en detrimento de la supervivencia de las pymes”.
A la vez, advirtieron que “es muy importante que mientras se discuten las modificaciones y como señal fundamental para los empresarios que han invertido y que invertirán en nuestro país se cumpla con la Ley de Biocombustibles 27.640 actualmente vigente y que por ende se publique un precio de comercialización del biodiesel acorde a los costos de producción que permita retomar la actividad y el abastecimiento normal de biodiesel”.
Desde CEPREB explicaron que “el precio no solo no cumple con lo establecido por la ley vigente sino que no cubre los costos de producción y por ende empuja a la parálisis del sector que viene y no puede continuar produciendo a pérdida para seguir abasteciendo el mercado local. La incidencia del precio del Biodiesel en el valor del surtidor es mínima y más aún contemplando los aumentos que los combustibles fósiles han experimentado a lo largo del año.”
Finalmente, la Cámara, que nuclea a más del 60% del Biodiesel doméstico de la Argentina, recordaron que “estamos solicitando hace un tiempo la posibilidad de tener una reunión con las autoridades para manifestar nuestro interés en colaborar de forma activa con el proyecto de modificación de la ley de Biocombustibles y buscar soluciones a la problemática del precio regulado actual que paraliza la actividad”.
El Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires Jorge Macri adelantó este miércoles que el distrito implementará un sistema de colectivos eléctricos a partir de 2025.
“Mas sustentabilidad. En sintonía con lo que se esta haciendo en el mundo y donde nuestra ciudad todavía tiene una deuda importante vamos a implementar buses 100% eléctricos en la línea nueva que estamos implementando desde plaza San Martín hasta Parque Lezama, probablemente después se extienda ese servicio hasta la boca” expresó Macri.
En detalle, el funcionario sumó que los mismos “son buses de mediano porte que van a poder recorrer nuestro centro histórico”. El anuncio fue hecho en una conferencia de prensa en donde también se dieron a conocer cambios en seguridad, antigüedad y sistema de pago para las 31 líneas de colectivos del territorio porteño.
Las medidas para que el transporte sea más seguro, tecnológico y eficiente son:
Más seguridad: dentro de los próximos tres meses, todos los colectivos contarán con cámaras en su interior conectadas al Centro de Monitoreo. Y se van a intensificar los controles de alcoholemia y narcotest a los choferes, para mejorar su seguridad laboral, la de los pasajeros y de la vía pública en general.
Más tecnología: para facilitar el acceso y uso del transporte, se implementa el sistema multipago, como en los subtes. Los vecinos o turistas que no tengan una tarjeta SUBE, van a poder abonar con el celular, tarjetas de crédito o débito.
Más calidad y confort: para mejorar la experiencia del viaje y el servicio, a partir del 1° de enero de 2025, solo podrán circular colectivos con una antigüedad menor a 10 años. Esto significa la renovación de 241 vehículos hoy excedidos de esa antigüedad. Cuando se cumpla el objetivo, la antigüedad promedio de las flotas será 4,5 años.
Conducción inteligente: el año pasado, por incidentes de tránsito, murieron más de 100 personas. Para reducir esa cifra, se suma en todas las líneas el ADAS (Advanced Driver Assistance Systems), que utiliza sensores e Inteligencia Artificial para informar diferentes riesgos que pueden surgir durante el recorrido.
Más Sustentabilidad: En sintonía con las grandes ciudades del mundo, se incorporará una nueva línea de Buses eléctricos. Los vecinos y turistas van a poder recorrer, desde Retiro a Parque Lezama, el casco histórico y el microcentro porteño en un medio de transporte sustentable y cómodo.
Identidad porteña: Y para recuperar una imagen que identifica a todos los porteños, y que es un patrimonio artístico y cultural de la Humanidad, se van a plotear todos los colectivos con el arte del fileteado.
La petrolera Shell se posiciona como principal inversor en la planta de GNL de Punta Colorada. La inversión total alcanzará los $30.000 millones. YPF también avanza en un oleoducto estratégico que unirá Vaca Muerta Sur con un nuevo puerto exportador. El proyecto busca potenciar la exportación de hidrocarburos desde Argentina. Shell será el nuevo inversor principal en la planta de GNL de Punta Colorada, Río Negro. Esto implicará una inversión de $30.000 millones. Petronas mantendrá un rol menor en el proyecto, aportando su experiencia técnica en licuefacción. Exxon Mobil también se sumará como inversor clave, según fuentes cercanas a las […]
El Gobierno declarará de “interés público” el proyecto la empresa Transportadora de Gas del Sur para expandir la capacidad del Gasoducto Perito Moreno, con una inversión de USD 700 millones. La obra permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios al sistema, lo que reduciría la cantidad de importaciones. El Gobierno nacional declarará de “interés público” el proyecto presentado por Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno, antes conocido como Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. Con una inversión estimada en 700 millones de dólares, esta iniciativa privada busca incrementar en 14 millones de metros cúbicos […]
Lo adelantó el secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, en un foro organizado por CIPPEC. «Será un Estado que se ata de manos, se corre del intervencionismo y deja de decirle al privado a quién le puede exportar», aseguró. El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anunció la inminente reglamentación del capítulo energético de la ley Bases. Se espera que modifiquen el Artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos -en línea con el pedido de la industria- para evitar interrupciones en las exportaciones de petróleo y gas. «Será un Estado que se ata de manos, no […]
La cámara de los productores de hidrocarburos contratará en las próximas semanas a una consultora para diseñar un plan de obras de infraestructura en Neuquén para el período 2025-2030. La gobernación provincial intenta avanzar con un instrumento público-privado, solventado con fondos de las petroleras, para financiar la construcción de rutas en Vaca Muerta. Sin embargo, tras meses de conversaciones, aún no hay avances concretos. Cuáles son las opciones que se barajan para mejorar la infraestructura neuquina. La Ceph, la cámara que nuclea a las empresas productoras de hidrocarburos, lanzó un proceso interno para contratar a una consultora que diseñe un […]
El país trasandino se mantiene como el destino más redituable para el petróleo argentino, por encima de la potencia mundial. Qué otros países están entre los principales compradores, a la espera de que los nuevo ductos generan un salto en la salida de crudo por el Atlántico. En agosto, Chile se consolidó como el principal destino de las exportaciones de petróleo argentino, una tendencia que probablemente se mantendrá hasta fin de año. Junto con Estados Unidos, estos dos países concentraron, durante los 10 meses de este año, más del 70% de los ingresos generados por las exportaciones de crudo en […]
YPFB, TotalEnergies y Grupo Matrix Energia de Brasil acordaron el transporte de gas argentino a través de los gasoductos bolivianos. La compañía TotalEnergies firmó un acuerdo con para exportar gas a Brasil a través de Bolivia, lo que significa el puntapié inicial de un cambio histórico para la Argentina, que este año deja de importar ese tipo de combustible desde el país presidido por Luis Arce, para empezar a utilizar su infraestructura para vender producción de Vaca Muerta. La compañía francesa fue autorizada por el gobierno argentino a venderle gas a la empresa comercializadora Matrix Energy en modalidad interrumpible por […]
En Jujuy «más del 70% es mano de obra de comunidades». Funcionarios de las provincias lítiferas y del Ministerio de Economía de la Nación debatieron en Argentina & LATAM Lithium Summit sobre la hoja de ruta que debe transitar la Argentina para convertirse en uno de los actores clave del mercado de litio a nivel global. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue destacado como una de las principales herramientas para dinamizar los proyectos. José Gabriel Gómez, secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy, aseguró que desde la provincia se encuentran trabajando en el cambio de la […]
El grupo logístico Andreani creó un vertical de negocio para dedicarse exclusivamente a la minería y el oil&gas. Recientemente, compró dos plantas en Salta y Neuquén para crear una propuesta innovadora para las empresas del sector. Andreani desembarcó fuerte en la minería y el petróleo. El grupo logístico compró una planta en Neuquén y otra en Salta con el fin de crear hubs estratégicos para la distribución y el almacenamiento de insumos y materiales, y, así, ampliar su participación en dos de las industrias más relevantes en materia económica de la Argentina. Las proyecciones de crecimiento para las industrias del […]
El 28 y 29 de noviembre, Fortaleza será el epicentro mundial de la transición energética con la realización de la Cumbre Mundial sobre la Transición Energética (WSoET). Este evento, considerado el más importante de Brasil en la materia en 2024, reunirá a expertos, inversores y líderes globales en el Centro de Eventos de Ceará para abordar estrategias innovadoras frente al cambio climático. Organizada por Winds for Future, la Advanced Leadership Foundation y el Global Institute for the Future of Tourism, la Cumbre destacará el liderazgo de Ceará en el ámbito de las energías renovables. Durante las últimas tres décadas, este […]
Puma Energy, la empresa líder en el mercado global de energía, será una vez más el combustible oficial de las 1000 Millas Sport Argentina 2024 que se correrá desde mañana, miércoles 27 hasta el al 30 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro. Con los mejores 150 autos sports de todos los tiempos, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 35ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS) y contará con el apoyo de Puma Energy como combustible oficial. “Para Puma Energy […]
Future Energy Summit (FES) abre sus puertas hoy, 27 de noviembre, en el Hotel Intercontinental de Santiago, reuniendo a más de 500 líderes y ejecutivos de empresas para debatir las principales tendencias y desafíos del sector energético en América Latina. Durante dos jornadas, destacados expertos y representantes del ámbito público y privado participarán en paneles clave que marcarán el futuro de la transición energética.
Día 1: Innovación y liderazgo en energías renovables
La primera jornada comienza con una conversación inaugural liderada por Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, moderada por Gastón Fenés, fundador de Energía Estratégica. Este espacio introducirá las 10 claves que marcarán el sector eléctrico en 2025, estableciendo el tono estratégico del evento.
Panel 1: Desarrollos para proyectos de energías renovables en el Cono Sur
A las 9:00 am, figuras como Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile; Joselyn González, Key Account Manager de Sungrow; Fabián González Candía, Senior Business Director of LATAM BESS de Huawei; Alfredo Solar, Regional Manager Chile y Cono Sur de Atlas Renewable Energy; y Ana Lía Rojas debatirán sobre las oportunidades y desafíos para nuevos proyectos en la región.
Panel 2: Visión de los grandes inversionistas del sector energético
A las 10:00 am, líderes como Fernando Meza, Head de Business Development Chile de Enel Américas; Enrique de Ramón, vicepresidente de desarrollo de negocios de AES International; Daniel Camac, presidente de H2 Perú; y Miguel Arrarás Paños, Country Manager de Acciona, compartirán su perspectiva sobre el crecimiento del sector en el Cono Sur y el impacto de las tecnologías emergentes.
Panel 3: Tendencias solares en el Cono Sur
A las 11:10 am, expertos como Susana Morales, de Atlas Renewable Energy; José Luis Blesa González, de Seraphim; y Samir Moura, de Canadian Solar, discutirán cómo las tecnologías solares están transformando el panorama energético de la región.
Por la tarde, los paneles abordarán temas como la evolución del almacenamiento energético, liderado por Marta Cabeza, superintendenta de la Superintendencia de Electricidad y Combustible de Chile, y el potencial del hidrógeno verde como un aliado clave en el sector, con participantes como Ángela Castillo, de Black and Veatch, y Angel Caviedes Cabezas, del Ministerio de Energía de Chile.
La jornada cerrará con un cocktail exclusivo para socios y VIP, promoviendo conexiones estratégicas entre los asistentes.
Día 2: Apertura del ministro Diego Pardow y visión de los gobiernos
El jueves 28 de noviembre comenzará con las palabras de apertura del Ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, quien ofrecerá señales clave sobre el futuro del mercado energético, con un énfasis en energías renovables y almacenamiento. Esta intervención será el punto de partida de un día centrado en las políticas públicas y su impacto en el desarrollo del sector.
Panel de apertura: La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur
A las 9:15 am, líderes como Ronald Alberto Veizaga Baqueros, viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia; Enith Patricia Carrión, experta energética de Ecuador; y Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía de Uruguay, debatirán junto a Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE, sobre las estrategias gubernamentales para impulsar la transición energética en la región.
Paneles de innovación y normativas
A lo largo del día, expertos como Ernesto Huber, del Coordinador Eléctrico Nacional; Macarena Martínez, del Ministerio de Energía de Chile; y Javier Salinas, de Nextracker, analizarán las tendencias tecnológicas y regulatorias que definirán el futuro energético del Cono Sur.
El evento cerrará con un espacio de networking drinks patrocinado por Huawei, permitiendo a los asistentes reforzar alianzas estratégicas y compartir conclusiones sobre los debates del evento.
FES Chile: un evento estratégico para la región
Con más de 500 asistentes y un enfoque en innovación, políticas públicas y tecnología, FES Chile 2024 se consolida como un espacio imprescindible para quienes lideran la transición energética en América Latina. Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #FESChile y mantente al tanto de las discusiones clave a través de la transmisión en vivo.
El gobierno declarará de interés público el proyecto de Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad de transporte de gas proveniente de Vaca Muerta. El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes en un evento organizado por Cippec que el Decreto que oficializa esa decisión se publicará en las próximas horas, muy probablemente mañana. El próximo paso es que el Estado convoque a una licitación para darle una oportunidad a todas aquellas empresas que quieran competir con la transportista controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki para quedarse con la obra.
TGS ya hizo un testeo hace un par de meses entre grandes usuarios industriales, distribuidoras y comercializadoras de gas natural para conocer si estaban interesados en demandar el gas adicional que aportara el proyecto y confirmó el interés de varios jugadores clave del mercado.
La obra
El proyecto busca disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral (14 MMm3/d) en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región. La inversión total prevista —contemplando inversiones de transporte y en la producción de gas natural— asciende a unos US$ 700 millones.
La obra busca aprovechar al máximo la infraestructura de transporte existente para reducir los plazos de construcción y abaratar los costos. El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.
Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno, ex Néstor Kirchner, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada. Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló acceda Gran Buenos Aires, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.
La obra en el Gasoducto Perito Moreno contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 millones, mientras que en el sistema regulado de TGS abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 millones que TGS financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
Por qué se licita
El Régimen de Iniciativa Privada es un mecanismo que le permite a empresas privadas o particulares proponer proyectos de interés público al Estado Nacional. Si la iniciativa es de interés público y resulta técnica y económicamente viable se emite una resolución declarando de interés público el proyecto y se convoca a licitación pública para garantizar transparencia y competitividad.
A la empresa que presentó la iniciativa se le otorga un derecho de preferencia previsto en el artículo 12 del anexo III del decreto 713/2024. Allí dice que “cuando las ofertas presentadas fueran de conveniencia equivalente, será preferida la del promotor de la Iniciativa Privada”. Luego agrega que “se entenderá que existe equivalencia de ofertas cuando la diferencia entre la oferta del promotor de la Iniciativa Privada y la mejor oferta según el orden de prelación establecido por la Comisión Evaluadora no supere el 10%”.
También se aclara que la oferta del promotor de la iniciativa privada no podrá contemplar un monto de inversión que supere en más de un 20% el que hubiera estimado al momento de presentar el plan, actualizado por el índice de la Cámara Argentina de la Construcción.
Por último, en el artículo 14 se aclara que, si al promotor de la iniciativa privada declarada de interés público no se le adjudica la obra, tiene derecho a percibir, de quien resulte adjudicatario, en concepto de honorarios y gastos reembolsables, un 1% del monto de la oferta adjudicada. “Excepcionalmente, la autoridad licitante, previo al llamado a licitación pública, podrá incrementarlo hasta un máximo del 3% del monto de la oferta adjudicada, en función de las características del proyecto y de los trabajos llevados a cabo por el promotor”, se agrega en la norma.
El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anticipó que la reglamentación del capítulo de energía de la Ley Bases, que se conocerá en los próximos días, contemplará la libre exportación de petróleo y gas natural. También será declarado “de interés público” el proyecto presentado por tgs para la expansión de la capacidad de transporte de gas.
“Básicamente lo que estamos teniendo es un Estado que casi se ata las manos, que se corre del intervencionismo que hemos visto durante tantos años”, afirmó el funcionario. Y agregó “el Gobierno deja de decirle al privado a quién le tiene que vender, si puede exportar, o cuánto. Nosotros creemos que el libre mercado, el respeto a la propiedad privada, es el mejor incentivo para la inversión en infraestructura que todos dicen que necesitamos”.
González realizó una presentación en el evento “El futuro de la Energía en la Argentina” que realizó Cippec (Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento) en la Embajada de Francia.
La reglamentación es esperada por la industria hidrocarburífera para avanzar con proyectos de inversión en infraestructura (por caso transporte de petróleo y de gas) alentados por el Regimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
En este contexto, González anunció que el gobierno declarará “de interés público” el proyecto que recientemente presentó TGS para ampliar la capacidad de transporte de gas natural por hasta 14 millones de metros cúbicos día. Implica una inversión del orden de los U$S 700 millones y permitiría sustituir millonarias importaciones de GNL y gasoil al país.
La compañía de energía, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó hace cinco meses al Ministerio de Economía el proyecto de ejecución y financiamiento de las obras.
Su principal propósito es disponer de volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, estimados en 14 MMm3/día, en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil (100 días al año), con gas de Vaca Muerta además de potenciar los saldos exportables a la región.
tgs aclaró en su momento que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK (ahora Gasoducto Perito Moreno) y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas, solicitadas por CAMMESA, para la provisión de gas natural a usinas generadoras en el mes de diciembre. El volumen ofrecido totalizó 41.850.000 m3/día.
En la habitual subasta mensual para el abasto interrumpible de gas natural para diciembre 2024, en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, se recibieron 21 ofertas por un volumen total de 15.350.000 metros cúbicos día con Precios Promedio Ponderados de 2,03 dólares el Millón de BTU en el PIST y U$S 2,87 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
En esta instancia productores en Neuquén realizaron 6 ofertas, por 3.650.000 m3/día con PPP de entre 1,79 y 2,30 dólares el MBTU en el PIST, y de U$S 2,38 y U$S 2,91 el MBTU en el GBA.
Desde Tierra del Fuego se realizaron 5 ofertas por 5.300.000 m3/día con precios PIST de entre U$S 1,77 y 2,03 y entre U$S 2,35 y 3,04 puesto en el GBA.
Desde Santa Cruz se realizaron 4 ofertas por 3.500.000 m3/día y precios de entre U$S 1,88 y 2,06 PIST, y de entre U$S 2,80 y 3,00 en el GBA.
Desde Chubut fueron 3 las ofertas 1.900.000 m3/día con precios de entre U$S 2,18 y 2,19 PIST y de entre U$S 2,86 y 2,87 en GBA.
Desde la cuenca Noroeste llegaron 3 ofertas por un total de 1.000.000 m3/día con precios PIST de entre U$S 2,16 y 2,17, y de U$S 3,05 puesto en el GBA.
Con posterioridad, se realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales, donde cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
Se concretaron 14 ofertas por un volumen total de 26.500.000 m3/día a un PPP de U$S 2,83 el MBTU.
Desde Neuquén llegaron 9 ofertas por 16.000.000 m3/día y precios de entre U$S 2,04 y 3,00 el MBTU.
Otras 3 ofertas fueron de productores en TDF por un volumen total de 7.500.000 m3/día y precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81 el MBTU.
Desde Santa Cruz se realizó 1 oferta por 1.000.000 m3/día a U$S 2,83 el MBTU, y desde Chubut 1 oferta por 2.000.000 m3/día a U$S 2,88 el MBTU.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Grupo Corven, Leandro Iraola, firmaron una alianza a fin de capitalizar la sinergia entre las líneas de lubricantes de la petrolera: YPF RÖD para motos e YPF EXTRAVIDA para pesados, y las emblemáticas marcas de motos del grupo: KAWASAKI, CORVEN, MONDIAL y KYMCO, y de camiones: FOTON y ZANELLA TRUCKS.
Al respecto, Horacio Marín expresó “Para nosotros es muy importante hacer alianzas de este tipo, como hoy con el Grupo Corven, que es una de las compañías más importantes de la industria de la movilidad. Hemos sacado recientemente lubricantes para motos ROD y ellos son unos de los primeros que lo están usando. Estamos muy contentos de generar este valor para toda la industria automotriz y de motos”.
El acuerdo que rige a partir de 2025, y por tres años, entre estas dos empresas líderes en el país, incluye también la provisión de lubricantes de primer llenado en plantas de producción del Grupo Corven y busca avanzar en una agenda conjunta enfocada en la electromovilidad, de la mano de las marcas de vehículos eléctricos pesados del grupo, y de la red de carga YPF PUNTO ELÉCTRICO.
Por su parte, Leandro Iraola agradeció “a YPF Argentina su acompañamiento al suscribir esta alianza que sin dudas nos abrirá un camino de oportunidades para seguir desarrollando juntos”.
La firma de la alianza se llevó a cabo en la estación del futuro, YPF Alcorta. El encuentro contó también con la participación de Joaquín Poli, piloto santafecino del equipo, ahora llamado KAWASAKI YPF RÖD, con quien tendrá presencia el galardonado deportista, a partir de 2025, en las categorías de Superbike, Enduro argentino y Motocross, categoría de la que ya es 7 veces ganador.
Grupo Corven es un grupo empresario orientado al mundo de la movilidad, con 55 años de trayectoria y líder de mercado en cada uno de los segmentos donde opera.
YPF es empresa de energía líder del país con operaciones en toda la cadena de valor del petróleo y el gas. Su producción, su industrialización en sus tres Complejos Industriales, y su comercialización en la red de estaciones de servicio más amplia del país.
El desarrollo de la energía eólica en Colombia tiene un eje prioritario: La Guajira, que se posiciona como una de las regiones con mayor potencial para el despliegue de proyectos onshore.
Albert Sunyer, Managing Director México y Colombia de Nordex Group, destaca que los vientos excepcionales en esta zona, con velocidades que superan los 12, 13 y hasta 14 metros por segundo, que permiten factores de planta únicos no es lo único que genera atractivo.
“Es donde vamos a encontrar los precios más competitivos”, asegura el directivo. Y añade: “Sería un error desaprovechar esta oportunidad”.
El ejecutivo enfatiza que la región no solo permite optimizar los costos de capital (CAPEX), sino que también establece una base sólida para el crecimiento del sector energético renovable en el norte del país.
En este sentido, el Proyecto de la línea de transmisión Colectora juega un papel esencial. De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, esta infraestructura permitirá la entrada de 6 GW de energía renovable al Sistema Interconectado Nacional; de los cuales, 1.050 MW provendrán de siete parques eólicos en La Guajira, aunque el potencial identificado por Nordex Group es aún mayor.
Eso va a viabilizar por lo menos los primeros 2.000 MW o 2 GW que ya están en diferentes fases de desarrollo con unos proyectos de alta calidad de recursos”, explica Albert Sunyer, Managing Director México y Colombia de Nordex Group, quien participó en el Future Energy Summit (FES) Colombia 2024.
“Tenemos que priorizar el avance de esta línea de transmisión porque además es donde vamos a encontrar los precios más competitivos”, resalta Sunyer. Agrega que concentrarse en el onshore representa una oportunidad única en términos de costos y recursos, en comparación con el desarrollo offshore, que implica mayores inversiones y no sería una necesidad inmediata para la región.
Factores clave para viabilizar el desarrollo eólico
Para que los proyectos eólicos en mercados como el colombiano sean exitosos, Albert Sunyer identifica cuatro factores esenciales: Agilidad en la tramitología, certidumbre jurídica, integración social e interconexión eléctrica.
Al respecto, Sunyer destaca que los largos procesos para obtener permisos son una barrera crítica. “No puede ser que se eternicen, que no se logre el objetivo final, porque es desesperante y atrasa los proyectos innecesariamente”, enfatiza.
Así mismo, el manejo de políticas a largo plazo los considera como indispensables para evitar cambios abruptos en las reglas del juego. “Son proyectos que están más de 30 años en operación, y no pueden depender de decisiones de corto plazo que cambian con cada administración”, argumenta, citando como ejemplo negativo el caso de México, donde la incertidumbre regulatoria ha frenado dramáticamente las inversiones en los últimos años.
De allí que observe que la participación activa del gobierno en las primeras etapas de los proyectos es clave para garantizar su viabilidad. “Es importante que los gobiernos se involucren en las etapas más previas para que los proyectos lleguen con una prefactibilidad social adecuada”, sugiere el referente de Nordex.
Por otro lado, subraya que el avance de la red colectora es una prioridad absoluta para garantizar el éxito de los proyectos eólicos en La Guajira. Sunyer insiste en que es fundamental que se cumplan los plazos programados y no haya retrasos. “No podemos huir de la situación de la red colectora, que es troncal para conectar todos estos proyectos que se están desarrollando en la Guajira”, manifiesta.
Compromiso del fabricante y el futuro del sector
Nordex, con más de 52 GW instalados a nivel global, ha consolidado una fuerte presencia en América Latina, con cerca de 10 GW en operación o en construcción en países como México, Chile y Perú. Este compromiso se refleja en el apoyo a clientes como EDP, AES y ENEL para superar desafíos regulatorios y operativos.
“Desde nuestra posición como fabricantes, apoyamos a nuestros clientes con trámites y soluciones locales, incluso estableciendo operaciones para fabricar componentes y beneficiar a las comunidades”, detalla Sunyer.
El futuro del sector eólico en Colombia es prometedor, pero Sunyer insiste en que el éxito dependerá de la coordinación entre gobierno, fabricantes y desarrolladores para abordar los retos identificados.
“Dar certidumbre y confianza a la inversión es clave para que esta industria avance de manera sostenida”, concluye.
¿Qué retos identifica ante la obligatoriedad de incorporar porcentajes de almacenamiento en nuevos proyectos fotovoltaicos utility scale en mercados de Centroamérica y el Caribe?
Este requerimiento supone varios retos, algunos de los cuales son comunes a nivel internacional, más allá de la región de Centroamérica y Caribe.
Por un lado, los gastos iniciales de la implementación de los sistemas de almacenamiento (Battery Energy Storage Systems o BESS, por sus siglas en inglés), que incluyen tanto el precio de las baterías como los desembolsos asociados a la instalación, integración y mantenimiento, son significativos. Por esta razón, es necesario desarrollar modelos de negocio adecuados para estos activos, que permitan que los inversores logren el retorno esperado. En el caso de algunos mercados de la región, quizá aún falta claridad con respecto a los modelos retributivos y usos esperados de estos sistemas de almacenamiento.
Además, en relación con la financiación de los proyectos BESS, aún existe poco track record y conocimiento sobre el funcionamiento a largo plazo de estos sistemas, lo que puede incrementar la percepción de riesgo de las entidades financieras.
Por otro lado, la infraestructura existente de la red debe acometer de forma eficiente la integración de los proyectos BESS a gran escala, que requieren sistemas de gestión que permitan la monitorización y el control en tiempo real de los ciclos de carga y descarga de las baterías.
Asimismo, la escasez de personal capacitado y conocimiento de las tecnologías de almacenamiento puede ser un obstáculo a corto y medio plazo. En este sentido, es esencial desarrollar programas de transferencia de conocimiento para que los trabajadores locales puedan entender, operar y mantener estos sistemas.
¿Qué principales recomendaciones en la ingeniería y construcción realiza para este tipo de proyectos híbridos?
Una de las principales recomendaciones que les transmitimos a nuestros clientes es la importancia de llevar a cabo una correcta evaluación inicial del proyecto de hibridación de tecnologías renovables con sistemas BESS en función de sus necesidades específicas y de las condiciones del mercado de interés, para considerar la solución que mejor se ajuste a cada caso.
Es importante, además, conocer las principales soluciones disponibles en el mercado y llevar a cabo una correcta evaluación de aspectos tales como especificaciones técnicas, tipo de conexionado, expectativas de degradación, estrategia de aumentos futuros y espacio disponible, o esquema de garantías y contratos de servicio a largo plazo, entre otros.
¿Qué experiencia tiene Enertis Applus+ en estos proyectos?
En Enertis Applus+, hemos prestado servicios de consultoría e ingeniería para 300 GW de proyectos renovables y 30 GWh de proyectos de almacenamiento de energía en baterías en todo el mundo y contamos con un equipo de ingenieros y consultores altamente especializado. Estos valores diferenciales nos permiten proporcionar apoyo integral a nuestros clientes a lo largo de las principales etapas de los proyectos BESS, desde su desarrollo hasta la operación.
¿Qué servicios y soluciones ofrece?
Nuestra oferta incluye servicios de ingeniería en etapas tempranas de desarrollo, asesoramiento en selección y compra de los equipos, y posterior inspección del proceso de fabricación en los centros productivos, así como informes de ingeniería independiente para la compra y financiación de proyectos stand alone o híbridos. Asimismo, acompañamos a los clientes en la fase de pre-construcción para la licitación de contratistas y nos encargamos de llevar a cabo la supervisión de la construcción y puesta en marcha, además de la revisión periódica del rendimiento y la realización de ensayos especializados para los activos en operación.
Además, gracias a nuestro software SIMUBATT+ Enertis, desarrollamos estudios conceptuales de la viabilidad técnico-económica de la hibridación de diferentes tecnologías renovables y sistemas BESS. Nuestro equipo realiza simulaciones detalladas de las diversas combinaciones posibles, adaptándose a las necesidades específicas de los clientes y a las condiciones del emplazamiento y del mercado, impulsando la toma de decisiones estratégicas.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha presentado su Agenda Regulatoria Indicativa 2025 (DESCARGAR), un documento estratégico que define los principales proyectos regulatorios para el próximo año. Actualmente en consulta pública hasta el 9 de diciembre, este plan invita a los actores del sector energético y a la ciudadanía a participar en la construcción de normativas clave que impactarán la matriz energética del país.
La agenda está en consulta pública hasta el 9 de diciembre, y los interesados pueden enviar comentarios al correo creg@creg.gov.co, utilizando el formato disponible en la página oficial de la entidad.
Las medidas que definirán el futuro energético de Colombia
El documento, organizado por etapas que van desde diagnósticos iniciales hasta resoluciones definitivas, aborda temas estratégicos para el desarrollo del sector energético. Aquí un repaso de las principales iniciativas:
Generación y mercado mayorista
Modernización del reglamento del mercado mayorista
En el tercer trimestre, se abrirá a consulta pública una propuesta para introducir un despacho vinculante y un mercado intradiario, marcando un paso hacia una operación más flexible y eficiente.
Remuneración de plantas en pruebas
Durante el tercer trimestre, se presentará un diagnóstico avanzado que redefinirá las condiciones económicas de las plantas en etapa de pruebas, facilitando su incorporación al sistema.
Ajuste de desviaciones en plantas solares y eólicas
En el primer trimestre, se publicará la resolución definitiva que establecerá límites de desviación para estas tecnologías, protegiendo su viabilidad financiera y técnica.
Subasta de expansión para el periodo 2028-2029
Un mecanismo que prioriza nuevas fuentes de generación firme se abrirá a consulta pública en el primer trimestre, mientras que la resolución final estará lista en el segundo trimestre.
Transmisión y distribución
Conexiones compartidas para generación renovable
Esta medida, que busca optimizar la infraestructura compartida entre proyectos solares y eólicos, tendrá su resolución definitiva en el segundo trimestre.
Infraestructura de Medición Avanzada (AMI)
La consulta pública sobre esta tecnología clave para modernizar la red eléctrica se realizará en el primer trimestre, y la resolución definitiva estará disponible en el segundo trimestre.
Revisión de la metodología de distribución eléctrica
Un diagnóstico avanzado sobre las tarifas de distribución se presentará en el tercer trimestre, con el objetivo de mejorar su equidad y eficiencia.
Sostenibilidad y tecnologías avanzadas
Reglamento para Zonas No Interconectadas (ZNI)
La consulta pública para esta normativa, enfocada en garantizar acceso sostenible a electricidad en regiones apartadas, se realizará en el tercer trimestre, mientras que la resolución definitiva llegará en el cuarto trimestre.
Valoración económica de vertimientos y caudales ambientales
En el cuarto trimestre, se publicará una normativa definitiva que valorará económicamente los impactos de vertimientos, alineándolos con criterios ambientales.
Regulación del hidrógeno verde
Esta iniciativa, crucial para diversificar la matriz energética, se presentará como un diagnóstico inicial en el primer trimestre, sentando las bases para incorporar al hidrógeno como un vector energético clave en el país.
Consulta pública: una invitación a la participación
La consulta pública de la agenda estará abierta hasta el 9 de diciembre de 2024. Empresas, gremios y ciudadanos están invitados a contribuir con sus observaciones, ayudando a construir normativas que respondan a las necesidades del sector y a las demandas de la transición energética.
DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, participó en PV ModuleTech Europe en Málaga, España. Como un evento influyente para aquellos que navegan por el panorama energético en constante evolución, reúne a líderes de la industria y partes interesadas para explorar los principales desafíos y oportunidades en el suministro de módulos en Europa.
El Sr. Leo Chang, Director de Soporte Técnico de DAS Solar, ofreció una conferencia titulada «Elección de módulos probados y calificados para implementación en sitios fotovoltaicos europeos». Su presentación destacó la hoja de ruta de la tecnología de tipo N de DAS Solar y cómo los módulos de tipo N de la compañía se diferencian en un mercado con tantas opciones, demostrando sus ventajas innovadoras y tecnológicas desde la fabricación hasta la aplicación.
Desde su fundación en 2018, DAS Solar ha ascendido rápidamente para convertirse en una de las principales empresas fotovoltaicas del mundo a través de iniciativas estratégicas como la fabricación descentralizada y la expansión de sus equipos de I+D. Chang se centró en las innovaciones tecnológicas de la serie de módulos de tipo N de DAS Solar, destacando su integración con la última tecnología TOPCon 4.0 Plus de la compañía.
Estos módulos ofrecen alta eficiencia, excelente fiabilidad y una destacada adaptabilidad, con la última generación logrando una eficiencia media de producción en masa superior al 26,7% y avanzando hacia objetivos de eficiencia aún mayores.
Impulsados por una búsqueda inquebrantable de la excelencia, la serie de módulos de tipo N de DAS Solar ha logrado un rendimiento sobresaliente en pruebas y certificaciones rigurosas. Chang señaló que los módulos han superado pruebas críticas, incluyendo las pruebas tripartitas de los estándares IEC, pruebas IEC63209, pruebas de carga de nieve desigual y pruebas en túnel de viento, obteniendo el reconocimiento “PQP Top Performer” otorgado por Kiwa PVEL. Estos módulos, que cumplen con los estándares de calidad de módulos de la VDE de Alemania, se destacan como una opción confiable y para todo tipo de escenarios para clientes globales con necesidades diversificadas.
Como líder y defensor de la energía renovable, DAS Solar ha asegurado que el valor fundamental de la sostenibilidad esté integrado en el tejido de sus operaciones a través de la innovación tecnológica, la protección ambiental y la responsabilidad social corporativa. La compañía presentó el primer concepto de desarrollo sostenible de la industria: DASGREEN, reflejando su dedicación al desarrollo sostenible y a la transición limpia global.
En el contexto de su expansión estratégica global, DAS Solar ha demostrado un crecimiento impresionante en el mercado europeo, consolidándose como un participante clave y motor en la región. La compañía ha establecido una filial en Alemania para fortalecer su presencia en el mercado europeo y ha forjado alianzas estratégicas con empresas europeas líderes.
Atendiendo a las demandas específicas del mercado solar distribuido europeo, DAS Solar ha lanzado la serie DAS Black y módulos con marco negro y diseños rectangulares, fusionando la tecnología TOPCon de tipo N con una apariencia estética para el sector solar residencial.
Con su amplia experiencia y avances tecnológicos continuos, DAS Solar ofrece soluciones eficientes, estables y ecológicas a los clientes europeos, mientras colabora activamente en proyectos fotovoltaicos locales para apoyar las transiciones energéticas y los objetivos de neutralidad de carbono. DAS Solar ya ha desarrollado plantas de energía en Francia, los Países Bajos, Alemania, Grecia y otros países europeos. Su rendimiento excepcional y calidad han logrado un amplio reconocimiento y confianza en todo el mundo.
De cara al futuro, DAS Solar sigue comprometido en proporcionar soluciones de módulos más eficientes, más confiables y más ecológicas a los clientes globales. Juntos, buscamos impulsar el desarrollo sostenible de la industria solar y acelerar la transición energética global hacia un planeta más verde.
Desde el 24 de noviembre, las centrales hidroeléctricas Paraíso y Darío Valencia, operadas por Enel Colombia en Mesitas del Colegio, Cundinamarca, enfrentan bloqueos que han dejado 400 MW de energía indisponibles, lo que corresponde a dos tercios de su capacidad instalada. Esta situación pone en peligro la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional y la seguridad de comunidades cercanas al río Bogotá.
Enel Colombia advierte que la falta de acceso técnico para realizar mantenimientos afecta también al sistema biológico de control de olores, esencial para las comunidades aledañas. «Si este sistema supera cinco días sin supervisión, no podrá operar», subraya la compañía, alertando sobre los impactos adicionales para la población.
El aumento de los caudales del río Bogotá, exacerbado por fuertes lluvias que han incrementado el flujo en un 320% sobre la media histórica, genera un riesgo de inundación en zonas como la Inspección de Charquito (Soacha). Según el Comité Hidrológico, la operación normal de las centrales sería clave para mitigar esta amenaza. Sin embargo, los bloqueos impiden el funcionamiento a máxima capacidad, elevando la vulnerabilidad de estas comunidades.
La Gobernación de Cundinamarca, en coordinación con la Corporación Autónoma Regional (CAR) y otros organismos, activó un Puesto de Mando Unificado (PMU). Este mecanismo busca garantizar el libre acceso a las centrales, respetando los derechos de los trabajadores e implementando medidas preventivas para evitar emergencias mayores.
Compromisos sociales y causas del bloqueo
Desde 2021, Enel Colombia ha liderado iniciativas de mejora en la región. En octubre, la empresa destinó 3.000 millones de pesos al mejoramiento de vías terciarias mediante un Fondo de Inversión Colectiva, en alianza con el Instituto de Infraestructura y Concesiones de Cundinamarca (ICCU). Asimismo, ha implementado medidas para fortalecer la infraestructura ante emergencias climáticas recientes.
Pese a ello, las comunidades manifestantes demandan mayor atención, lo que ha llevado al bloqueo de las operaciones. Enel reafirma su respeto al derecho a la protesta, pero condena «las vías de hecho que afectan los derechos de los trabajadores y el suministro energético nacional».
El Gobierno responde con diálogo y estrategias integrales
Por su parte, el Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Andrés Camacho Morales, recalca la importancia del diálogo social para resolver la crisis. «El diálogo social es el pilar de la transición energética justa y sostenible que estamos construyendo en Colombia», asegura el ministro, quien ha llamado a valorar a las comunidades como aliados estratégicos en el desarrollo energético.
En colaboración con la Gobernación de Cundinamarca y entidades como la Unidad Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres (UNGRD), se establecieron mesas de trabajo en el PMU para coordinar soluciones. El Gobierno también destaca que la seguridad de las comunidades y el respeto por sus derechos son prioridades en el manejo de esta crisis.
El Ministerio subraya su compromiso con garantizar el suministro energético y atender las necesidades de las comunidades, trabajando de manera articulada con todos los actores para promover un desarrollo sostenible y equitativo.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), Alberto Lamagna, anunció que la empresa esta negociando con la Corporación Andina de Fomento (CAF) un desembolso por US$ 210 millones para el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. Lamagna también se explayó sobre la posibilidad de formar una joint venture con la francesa Framatome para producir radioisotopos médicos, en una exposición realizada en la reunión anual de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN).
La empresa estatal operadora de las centrales nucleares comenzó en septiembre la parada prolongada de extensión de vida operativa de Atucha I. Este proyecto y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II demandarán una inversión global cercana a los US$ 700 millones.
El presidente de la compañía afirmó que estan en conversaciones con la CAF para obtener un financiamiento por US$ 210 millones para la extensión de Atucha I y que estos fondos probablemente estarán disponibles ya en 2025.
«Con el apoyo y el seguimiento técnico del Organismo Internacional de Energía Atómica y de su director general Rafael Grossi iniciamos un posible financiamiento de la CAF», dijo Lamagna en el evento llevado a cabo en el Palacio Libertad (ex CCK) al que asistió EconoJournal.
También hay conversaciones con el banco BPI por un financiamiento por US$ 120 millones, aunque el presidente de NA-SA destacó que cuentan con los aportes del Tesoro nacional garantizados para este año y 2025. Por otro lado, la empresa lanzó en 2022 el fideicomiso NASA IV, con el que consiguió un fondeo total de US$ 180 millones.
El gobierno nacional liberó este mes una partida para gastos de capital para Nucleolectrica por 104.659 millones de pesos. Un segundo desembolso ocurriría en los primeros meses del próximo año.
Lamagna exponiendo en la reunión anual de la AATN.
Joint Venture con Framatome
Lamagna también se explayó sobre el acuerdo al que arrimaron con Framatome para avanzar en la producción de radioisótopos medicinales. Este acuerdo podría derivar en la conformación de una joint venture con la empresa francesa.
Nucleoeléctrica anunció ayer la firma con Framatome de un acuerdo para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad sobre la instalación de sistemas para la producción de radioisótopos de vida corta, como Lutecio-177, en las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Framatome cuenta con esta tecnología y ya esta siendo utilizada en una central CANDU en Canadá.
Lamagna explicó que Nucleoectrica analiza proyectos de joint ventures con otras compañías de diversa índole. En ese sentido, explicó que el acuerdo con Framatome podría derivar «en una empresa spin off de NA-SA o formar (el proyecto) parte de NA-SA». «Hay una primavera nuclear en el mundo y hay posibilidades de hacer joint ventures con más compañías», concluyó.
La Ceph, la cámara que nuclea a las empresas productoras de hidrocarburos, lanzó un proceso interno para contratar a una consultora que diseñe un plan de obras de infraestructura en Neuquén para el período 2025-2030. La entidad, que agrupa a los principales jugadores de la industria petrolera como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa, entre otros, recibió en los últimos 10 días las propuestas de tres consultoras diferentes. Deberá seleccionar a una de ellas durante la primera quincena de diciembre.
La iniciativa de la Ceph apunta a que generar consenso entre todas sus compañíassocias acerca de qué proyectos de infraestructura son prioritarios para el desarrollo de la producción no convencional de Neuquén. Sobre la necesidad de concreción de algunas obras —como por ejemplo el bypass de rutas que rodean Añelo, que está colapsado por la cantidad de camiones que día a día ingresan a los yacimientos hidrocarburíferos— existe un acuerdo casi natural, pero sobre otras secundarias o de largo plazo existen posiciones disímiles que, en buena medida, se explican por la falta de información o de un estudio detallado del impacto que tendrá el desarrollo a futuro de Vaca Muerta en la infraestructura neuquina.
Fuente privadas indicaron a EconoJournal que el estudio que contratará la cámara petrolera estará listo en los próximo 90 días, es decir, hacia fines del primer trimestre del año que viene. De alguna manera, las empresas buscan anticiparse al planteo de la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, que este año advirtió en varias ocasiones que la explotación de Vaca Muerta debe estar acompañadas por medidas que garanticen la sustentabilidad social que necesita la provincia. Bajo ese lema, el gobernador reclama desde el inicio de su gestión de un mayor compromiso de las petroleras que están en la Cuenca Neuquina para financiar obras de infraestructura. Sin embargo, hasta ahora, casi un año después de empezar el mandato, se avanzó poco en esa dirección. Por eso, las empresas prevén que las próximas semanas la administración neuquina insistirá para retomar esa agenda con más fuerza.
La ampliación de las rutas que acceden a Vaca Muerta, que dependen de Nación, es una cuenta pendiente desde hace años.
Esquema inicial
En marzo de este año, la gobernación convocó a la Mesa Sectorial Vaca Muerta para pedirle a las operadoras solventar obras de infraestructura mediante la creación de un fideicomiso —particularmente en el área vial— por la suspensión de la obra pública por parte del gobierno nacional. «Esto no es simplemente plantear proyectos sino generar un espacio de trabajo para cooperar entre todos los actores», señaló en ese momento el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, a los referentes de las empresas .
Tiempo después, la administración patagónica propuso que seis empresas financiaran en partes iguales la pavimentación de la Ruta 17, adjudicándoles 10 kilómetros a cada una. Sin embargo, una de las primeras dificultades que encontró la propuesta fue el hecho de proponer un esquema lineal en el que cada operadora aportara los fondos por igual, independientemente de su nivel de producción o zona geográfica.
“La provincia primero planteó el concepto general de financiar infraestructura porque no tenía recursos y necesitaba colaboración de los productores. Adelantándose a un pedido específico incluso se presentó una iniciativa privada de algunas constructoras que propusieron realizar el bypass de rutas en Añelo”, comentó a EconoJournal una importante fuente de la industria.
Atentos al trastorno que provocaba el paso de camiones en esa zona, las empresas Vista y Pan American Energy (PAE) fueron las primeras en levantar la mano para sumarse al proyecto. La intención de la provincia fue luego sumar al resto de las operadoras para que se involucren en el financiamiento, como usuarias de esa traza. Sin embargo, el plan avanzó poco desde entonces.
Las petroleras aducen la necesidad de diseñar un instrumento que sea proporcional al peso específico de cada operadora y a la capacidad de cada una para luego determinar quién administraría ese fideicomiso: si la provincia, las empresas o una sociedad mixta.
“La lógica del sistema indica que las obras deberían ejecutarse en base a las regalías, pero acá hay un tema de timing (tiempos) entre una cosa y otra y se necesita contar con una respuesta creativa que junte las dos cosas: si la necesidad está, probablemente haya interés en una solución”, aseguró otra fuente privada.
Master Plan
Transcurridos seis meses de esa primer iniciativa, ahora las operadoras avanzan en el diseño de un master plan donde queden de manifiesto cuáles son las obras prioritarias —no solo figurarían rutas sino también redes de electricidad o tendidos de agua— que debería abordar la industria para evitar un nuevo cuello de botella en el área de infraestructura.
Figueroa insiste en que el desarrollo de Vaca Muerta debe traccionar una mejor sustentabilidad social en Neuquén.
“Hay que pensar en una solución más integrada y partir de allí en criterios basados en los niveles de producción, algo que no fue discutido. Si se arma algo, además deberá ser cooperativo entre empresas y provincia”, planteo una fuente de la industria.
El segundo criterio que buscarán abordar desde las operadoras es el geográfico, es decir, que las empresas que aporten al plan de obras lo hagan de acuerdo a un impacto directo que los beneficie.
“Son obras que la industria va a necesitar. Después habrá otra cantidad de necesidades asociadas con el mayor nivel de población como infraestructura de agua, gas natural, escuelas o sanatorios que tendrá que ser atendida por la provincia con los mayores ingresos que le va a proveer la industria. Nosotros tendremos que identificar qué se necesita, segundo prorizarlo y luego ver cómo estructuran esos proyectosen términos de inversión”, afirmaron.
El objetivo de las compañías es terminar este trabajo para febrero o marzo de 2025 y, a partir de allí, empezar a trabajar en la creación de un sistema de financiamiento como un fideicomiso u otro instrumento similar para empezar a ejecutarlas. La demanda probablemente incluya también la necesidad de nuevas redes eléctricas, conexión de agua y sistemas de transporte de cargas, entre los que analizan la viabilidad de un ferrocarril.
La provincia avanza en paralelo en el desarrollo de su propio plan y según informaron, en estos 11 meses lograron iniciar los trabajos en 16 rutas clave con el trabajo de la Unidad Provincial de Enlace y Ejecución de Proyectos con Financiamiento Externo (Upefe) y el financiamiento internacional que aportó un crédito el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF). En Vaca Muerta incluyen el pavimento y empalmes en rutas 5, 6, 7 y 17.
Entre los expertos del sector energético hay una premisa de las tres R a cumplir para convertir a la Argentina en un exportador neto del gas que atesora la formación de Vaca Muerta: recursos, reglas y redes. De esas tres condiciones necesarias, la primera es la única que está largamente probada y presente en abundancia, las otras dos dependen del país para aprovechar las oportunidades de un mercado regional y global complejo, pero abierto al desafío.
Tres actores del mercado del gas natural en la Argentina analizaron en la quinta edición del Forbes Energy Summit la nueva etapa que el desarrollo de este hidrocarburo experimenta con la disponibilidad de los recursos no convencionales. Gabriela Aguilar, GM Argentina & Brazil y Vice President LATAM en Excelerate Energy; Daniel Ridelener, Director General de TGN, y Diego Calvetti, Socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG Argentina, desplegaron la hoja de ruta ideal para convertir al gas en uno de los grandes productos de exportación.
La charla se dio a pocas horas de que la Argentina y Brasil firmaron en el marco de la reunión de líderes del G20, en Río de Janeiro, un memorándum de entendimiento para conformar un equipo de trabajo binacional que explore las mejores condiciones para llevar el gas de Vaca Muerta a la demanda del vecino país, ya sea por redes como a través de Gas Natural Licuado.
“La firma de este acuerdo bilateral para la exportación de gas natural es un cambio de paradigma. Durante décadas vimos que el hub de gas natural era Bolivia y hoy la Argentina tiene la posibilidad de convertirse en el nuevo hub de la región, pero es clave discutir una política de largo plazo”, afirmó Aguilar, la titular de la filial regional de la empresa estadounidense -que participó del diseño de las terminales de regasificación de Escobar y Bahía Blanca-, en la apertura de la jornada.
Al referirse al tema que dominará la agenda energética inmediata, la experta anticipó que queda un largo camino por recorrer en el que se incluya la necesidad de contar con “una mirada integral de la demanda doméstica que permita sostener las exportaciones de largo plazo, porque el país difícilmente se pueda abastecer en el pico de invierno exclusivamente con gasoductos locales. La importación va a tener que continuar como en muchos países como complemento del sistema”.
A partir de la experiencia de Excelerate en el negocio del GNL, Aguilar explicó que la exportación de este energético requiere planificación de largo plazo, de infraestructura, de midstream, y adecuar la política y regulación para ser creíbles ante la demanda global. A pesar del trabajo pendiente, “la buena noticia es que del 2030 al 2040 la demanda de GNL se va a duplicar, y genera una ventana de oportunidad de formar parte de un club selecto de exportadores.
Esa posibilidad no está exenta de una creciente competencia, más aún si se considera que el regreso de Donal Trump a la presidencia de los Estados Unidos va a levantar las limitaciones a la producción y exportación de hidrocarburos, y va a liberar para exportación los proyectos ya existentes que estaban siendo relegados en el marco de una política de transición energética.
En esa desafío de tener que competir con los grandes players globales, Calvetti afirmó que la Argentina tiene que “concentrarse en sacar regulaciones que entorpecen, limpiando el sendero con el norte de planificación estratégica, y en la medida que el país vaya mostrando seriedad en el mercado las puertas de la financiación se van a ir abriendo para que las empresas puedan concretar sus proyectos”. Es el momento de “aprovechar que Vaca Muerta está en un sistema de factoreo y con una capacidad de producción que se asemeja al Permian estadounidense, para potenciar la actividad y duplicar su volumen de producción”.
Pero a la vez la macroeconomía está en un proceso de reordenamiento que es de esperar termine con el cepo cambiario, algo que en el analista anticipó “va a permitir una apertura de inversiones importante que junto al RIGI permitirá generar proyectos muy interesantes en una industria que es intensiva en capital, que requiere reglas claras y un horizonte de recupero de esa inversión”.
A la vez, el directivo de KPMG alertó con tener “ciertos cuidados con el costo en dólares incremental derivado de la realidad económica porque tiene impacto en la rentabilidad al final del camino”. No obstante, Calvetti reafirmó que hay una “muy interesante ventana de oportunidad en el negocio y están brindando instrumentos para generar ese flujo de inversión que se requiere, pero es necesario seguir demostrando en el mercado que Argentina es un país serio”.
Finalmente, Ridelener se refirió en detalle a la obra de reversión del Gasoducto del Norte que tras su inauguración afronta “otras etapas en la medida que se pueda atender la demanda de las generadoras de energía, de las empresas mineras en la Puna, y las oportunidades de exportación. En particular con Brasil es necesario sentar a los actores relevantes de ese mercado para firmar contratos de largo plazo a través de cualquiera de las alternativas de transporte que se están analizando”.
En ese sentido, el director de TGN estimó que la continuidad de las obras de la reversión permitirá “pasar de los 19 MMm3 actuales a 29 MMm3, es decir un incremental que se podrá ir alcanzando en la medida en que se vayan cerrando los contratos de largo plazo y se puedan ir superando revisiones tarifarias pendientes, normas regulatorias del sector eléctrico y otros aspectos que también son cuellos de botella a tener en cuenta”.
Para Ridelener, el próximo verano la Argentina logrará una exportación de gas interrumpible a Brasil que “va a ser simbólica, no económica”, pero afirmó que hay que trabajar para concretar envíos en firme que para el mercado industrial puede representar en tres o cuatro años una demanda de hasta 15 MMm3/día. Ese volumen justifica la construcción de un gasoducto que puede variar en extensión y costo según la traza que se elija, pero que en principio recurrirá a la infraestructura existente en Bolivia.
El principal propósito de la iniciativa privada es sumar 14 millones de metros cúbicos diarios de gas natural a la zona del Litoral a partir de junio de 2026. Las obras permitirían sustituir importaciones y exportar saldos.
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El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anunció que el Gobierno declarará de interés público el proyecto de TGS para ampliar el transporte de gas. Lo hizo este martes durante un evento en la embajada de Francia.
Meses atrás, Transportadora Gas del Sur (TGS) propuso al Gobierno nacional utilizar el aggiornado Régimen de Incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) para realizar obras de infraestructura de transporte de gas natural por u$s700 millones, que permitirán en 2026 un ahorro al Estado por similar monto, con la sustitución de importaciones de GNL y gasoil para cubrir los picos de demanda en invierno.
Se trata de la Iniciativa Privada de Ampliación del Sistema de Transporte de Gas Argentino (IPASTGA), que la compañía controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki ya presentó al Ministerio de Economía de Luis Caputo, y según pudo saber este medio, fue bien recibida.
Según el detalle del proyecto al que accedió Energy Report, el principal propósito de la iniciativa privada es disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en la zona del Litoral, con 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) adicionales a partir de junio de 2026.
Cómo es la Iniciativa Privada de Ampliación del Sistema de Transporte de Gas Argentino (IPASTGA)
El proyecto de ejecución y financiamiento de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes tendrá una inversión asociada total de u$s700 millones, de los cuales unos u$s500 millones podrían ingresar al RIGI si finalmente la Cámara de Diputados sanciona la ley Bases.
“El proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura de transporte existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en un menor costo para el usuario final, además de los menores plazos constructivos”, subrayaron desde TGS.
Los impulsores del IPASTGA aseguran que con estas obras se buscar dar “confiabilidad” al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil con gas de Vaca Muerta por al menos 100 días al año, al mismo tiempo que permitiría exportar saldos a la región, vía Uruguay o Brasil.
Los cálculos de TGS indican que al aprovechar el gas de Vaca Muerta para cubrir el déficit de gas se evitaría el pago de las importaciones de GNL y gasoil actuales, con precios de entre u$s11 y u$s18 por millón de BTU, que son entre tres y cinco veces superiores a los precios que se comercializan desde la Cuenca Neuquina.
Aunque TGS aclaró que el proyecto es complementario y de “ninguna manera excluye” la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del Gasoducto Néstor Kirchner, el trazado de la IPASTGA refleja un virtual reemplazo de esa obra ya en marcha, que cotiza unos u$s2.500 millones totales y llevaría más tiempo de concreción. “Esta iniciativa es mucho más barata, eficiente y con menores costos y tiempos, porque permite disponer del gas en el invierno del 2026”, detalló una fuente vinculada al proyecto.
Es más, casi al mismo tiempo que TGS ventiló su iniciativa, Enarsa informó que el 15 de junio comenzaron las pruebas en la Planta Compresora Tratayén, tal como fuera reprogramado, para el Apto de funcionamiento Temprano (APF).
El plan de obras de ampliación está diseñado en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados, y según TGS, serían complementarias con cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.
Sin embargo, fuentes del sector ya expresaron su preocupación por la posible caída en el ostracismo del Tramo II del GPNK si esta iniciativa avanza. Una de las dudas es cómo se llegaría a conectar con la Reversión del Gasoducto Norte para llegar a las provincias del NOA con gas de Vaca Muerta.
Obras de Ampliación de la capacidad sobre el Tramo I del GPNK (Ley 17.319)
Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén–Salliqueló del Gasoducto Néstor Kirchner, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el RIGI, lo que requiere un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas que presenten los interesados en su ejecución.
Esta primera parte de la obra en el GPNK contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los u$s500 millones.
Obras de Ampliación Complementarias en los Tramos Finales del Sistema Regulado de TGS (Ley 24.076)
Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia, y que permitirá que el gas natural incremental que llega a Salliqueló por el GPNK acceda al área del Gran Buenos Aires, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.
La obra en el sistema regulado de TGS abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en u$s200 millones que TGS financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del GPNK.
Cuáles son los beneficios de la iniciativa de TGS para ampliar el transporte de gas
Este proyecto es superador a cualquier otra alternativa por el monto de inversión eficiente, al aprovechar el uso de la infraestructura existente.
Los beneficios en la balanza comercial de Argentina ascenderán a más de u$s700 millones por año y, en términos de ahorros fiscales, en el orden de u$s500 anuales, por la sustitución de estas importaciones a partir de la habilitación del proyecto.
Al disminuir la demanda de gas del mercado interno, los saldos podrán exportarse a países de la región en el período estival.
El proyecto reactivará el crecimiento de diversos sectores económico. Por ejemplo, en el upstream, para alcanzar el desarrollo de 14 MMm3/d de producción incremental de gas natural se necesitará la perforación y completamiento de aproximadamente 20 pozos en la etapa inicial en Vaca Muerta, con una inversión estimada de u$s400 millones.
Pero además, las inversiones requeridas en el midstream que agregarían otros u$s450 millones en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.
Etapas necesarias para la habilitación del proyecto IPASTGA
Análisis y aprobación de la propuesta por parte del Poder Ejecutivo Nacional.
Preparación de Pliegos del Concurso por parte del Poder Ejecutivo Nacional.
Análisis de Ofertas recibidas.
Adjudicación, que incluya el otorgamiento de la cesión parcial de la Concesión de Transporte antes del primero de noviembre de 2024, para poder tener habilitación obra invierno 2026.
Qué dijeron los directivos de TGS, Pampa Energía y Grupo Sielecki
Oscar Sardi, CEO de TGS, reciordó que las reservas de Vaca Muerta son “equivalentes a más de 120 años de consumo interno” y agregó que “resulta imperioso que Argentina cuente con la infraestructura necesaria que le permita capitalizar estos recursos durante la transición energética”.
“Estamos convencidos que es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Su gran contribución al suministro y su menor plazo constructivo permitirá a Argentina a partir del 2026 priorizar los recursos propios, dejando de erogar u$s700 millones por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de u$s200 millones, generando un importante ahorro y garantizando el abastecimiento interno en cada invierno”, subrayó Sardi.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, aseguró que “de aprobarse la ley Bases, el encuadramiento de la inversión privada dentro del RIGI redundará en menores tarifas de transporte de gas para los usuarios”.
Luis Fallo, director ejecutivo del Grupo Sielecki, destacó que desde 2019 la empresa TGS “viene invirtiendo más de u$s700 millones en instalaciones midstream para acompañar el desarrollo que impulsan los productores de gas en Vaca Muerta” y que este proyecto, que agrega otros u$s700 milones, “refuerza la vocación de TGS y sus accionistas de confiar y apostar al crecimiento económico y social del país”.
Leonardo Katz, director de planeamiento Estratégico de Central Puerto; Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia; y Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; debatieron sobre las diferentes alternativas que evalúan desde las empresas para poder abastecer a la demanda minera y contribuir al desarrollo de la industria de minerales críticos de cara a la transición energética. A su vez, en el marco de la tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, los directivos advirtieron sobre la necesidad de aglutinar la demanda para poder asistir a los diferentes proyectos de la Puna.
Central Puerto, la principal generadora privada del país, posee un proyecto para abastecer la demanda minera que consiste en llevar a cabo una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. En esa línea, Katz aseguró: “Hoy somos partícipes del proyecto de oro y plata Diablillos. Ahora nos encontramos analizando los proyectos de litio. Creemos que en breve vamos a ser parte de ese ecosistema. Hay que lograr ser competitivos”.
“El aglutinamiento de la demanda se va a tener que dar para que nosotros podamos llevar adelante los proyectos. Las líneas de alta tensión sin eso no van a aparecer. Debemos tener un opex competitivo. Hay que agilizar los tiempos. Las zonas en las que se ubican los principales proyectos tienen el desafío de la altura, pero eso se resuelve con los proveedores tecnológicos que tenemos en la Argentina”, puntualizó Katz.
Impacto
Anbinder destacó que desde Genneia -la primera generadora local en superar los 1000 MW de potencia instalada- diseñaron proyectos en sitio para poder abastecer un 30% de las obras con energía renovable, pero que decidieron dar un giro y evaluar la alternativa de llevar la energía a través de una línea de transmisión. “Firmamos acuerdos de entendimiento con bancos para poder tener proyectos de transmisión, abastecerlos con contratos de energía a largo plazo y disminuir la cantidad de gasoil que se utiliza en los proyectos mineros y la cantidad de camiones que pasan por las rutas porque todo eso tiene un impacto en el ambiente y en las poblaciones cercanas. No podemos hacer ese desastre”, aseveró.
El referente de Genneia también destacó la importancia de reducir la huella de carbono y contar con energía renovable en los proyectos mineros puesto que explicó que el litio irá a mercados que no están dispuestos a comprar productos que tengan altas emisiones. Además, remarcó: “Los proyectos mineros necesitan financiamiento internacional y los que tienen una alta huella de carbono no consiguen dinero. Todo esto influye en la rentabilidad del proyecto”.
Anbinder también afirmó que es primordial el papel de las compañías de renovables para el sector minero y poder lograr una colaboración. “Las provincias están entendiendo que si no colaboramos no hay regalías ni impacto positivo. Son las viabilizadoras de los proyectos y están actuando a favor. Algunas compañías mineras se miran el propio ombligo y quieren sus propias líneas. Pero debemos ponernos de acuerdo y poder concentrar la demanda. Tenemos todo para hacerlo. Tenemos la capacidad técnica, los recursos”, expresó.
Alternativas
Bottega, de YPF Luz -la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado-, al igual que Katz, informó que desde la empresa se encuentran trabajando en un proyecto sobre una línea de transmisión para conectar distintos proyectos de litio en el NOA. “Uno de los problemas que tiene el sector energético y las compañías mineras de litio es su acercamiento con el sistema eléctrico para poder abastecerse con energías renovables. Por eso, nosotros queremos vincular esa demanda con el sistema”, marcó.
El ejecutivo de YPF Luz detalló que se encuentran trabajando con distintas compañías mineras para llevar a cabo proyectos de generación dado que argumentó que las iniciativas de litio y cobre necesitan energía eléctrica y verde.
“Hay muchas soluciones que se han estudiado como son los gasoductos virtuales. Nosotros estudiamos todo el abanico de soluciones in situ. Hay que entender que hay proyectos que están en una misma zona y que el aglutinamiento de esa demanda es lo que va a dar resultados positivos”, indicó Bottega.
Por último, el jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz, puntualizó que uno de los principales desafíos tiene que ver con el esquema normativo y el acompañamiento de la demanda para acelerar los tiempos. “Los proyectos llevan varios años de construcción. Se trata de una logística importante. Un acercamiento por parte de la demanda puede ayudar. Los precios que se ven en energía solar permiten rendimientos mucho mayores en una zona como la Puna. La innovación viene por la madurez tecnológica con proyectos in situ”, concluyó.
YPF se sumará a Pan American Energy (PAE) y a la noruega Golar LNG en su proyecto para comenzar a producir desde 2027 Gas Natural Licuado (GNL) con fluido de Vaca Muerta, por el cual la Argentina puede ingresar al selecto grupo de países exportadores de este combustible. Así lo confirmó este domingo el presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, a través de un posteo en su cuenta de la red social Linkedin.
La noticia se conoce en medio de las dudas sobre la continuidad de Petronas en el megaproyecto para construir una planta de GNL en el país, que se definirá antes de que finalice el año, y la búsqueda de otras majors que quieran acompañar la iniciativa.
“Desde YPF nos vamos a unir a esta iniciativa que marca un hito en la industria energética de nuestro país y que representa un gran paso para poder llevar adelante nuestro proyecto Argentina LNG, con el que esperamos exportar USD 15.000 millones en GNL para 2030″, escribió Marín en un posteo en el que felicitó a PAE por el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de su proyecto para instalar un buque de licuefacción en el Golfo San Matías, Río Negro.
“Muchas gracias Horacio. Vamos a trabajar juntos con YPF para hacer el gran proyecto de Argentina LNG y que la Argentina sea un gran proveedor de GNL al mundo”, respondió Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, en Linkedin.
La principal productora privada de petróleo y gas de la Argentina junto a Golar anunciaron que la iniciativa demandará una inversión de casi USD 3.000 millones durante los próximos 10 años en el marco del RIGI, el régimen de beneficios fiscales y cambiarios que puso en marcha el Gobierno de Javier Milei para acelerar la puesta en marcha de negocios en un país con un largo historial de problemas de acceso al financiamiento, inestabilidad macroeconómica e inseguridad jurídica.
La primera etapa (2025-2031) del proyecto prevé instalar un buque de licuefacción de Golar LNG, el “Hilli Episeyo”, en el Golfo de San Matías, Río Negro, para el que se necesitará un desembolso superior a los USD 1.650 millones, según informó PAE. El barco tiene una capacidad de producción equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos diarios. La segunda fase (2032-2035) prevé una ampliación y asciende a USD 1.250 millones.
PAE y Golar LNG, a través de su sociedad Southern Energy, se encuentran en negociaciones con otras compañías productoras de gas para que puedan sumarse al joint venture. Según comentaron fuentes del sector a Infobae, hay al menos dos empresas muy cerca de anunciar su asociación en las próximas semanas.
Es el sexto proyecto ingresado al RIGI, que suma inversiones por casi USD 8.000 millones, y el segundo vinculado al sector de los hidrocarburos. Hasta el momento, habían solicitado el régimen de beneficios cambiarios e impositivos que impulsó el Gobierno las mineras Minas Argentinas S.A (San Juan) con USD 1.000 millones; Galán Lithium (Catamarca) USD 200 millones; Posco (Salta) USD 1.000 millones; e YPF Luz (Mendoza) con USD 220 millones para un parque solar. El último en hacerlo había sido YPF, con su proyecto petrolero “Vaca Muerta Sur” por más de USD 2.500 millones.
La Argentina tiene en Vaca Muerta la segunda reserva no convencional de gas natural y la cuarta de petróleo del mundo, por lo que el país cuenta con la oportunidad de aprovechar sus recursos durante la ventana que otorgue la transición energética. La administración de Milei aceleró las gestiones para las exportaciones por gasoductos a Chile y recientemente a Brasil, socio comercial con el que se firmó un acuerdo para definir los pasos a seguir en términos de desarrollo de infraestructura gasífera a partir de 2025. Con el proyecto liderado por PAE y Golar, el país podrá ingresar al club de las naciones exportadoras de GNL junto a Estados Unidos, Rusia, Qatar y Australia, entre otros.
Por otro lado, YPF planea construir una planta de licuefacción en Punta Colorada, Río Negro, para poder exportar GNL desde 2031, según el objetivo de la compañía de mayoría estatal. Marín reconoció que la continuidad de Petronas en la iniciativa “Argentina LNG” está en duda y se espera una definición antes de que termine el año, cuando deben abonarse USD 200 millones para ingeniería de detalle.
La petrolera estatal mantiene conversaciones con Shell y con otras majors, comentaron fuentes del sector a este medio, además de otros jugadores de la industria local. Desde YPF señalan que firmaron una veintena de contratos de venta de GNL con los que buscarán financiamiento para “Argentina LNG” y afirman que continuará su marcha “más allá de Petronas”.
NRG Argentina, una de las principales empresas que comercializan arena para hidrofractura en Vaca Muerta, ratificó este martes por la mañana el despido de 181 trabajadores de sus plantas de Allen, Añelo, San Patricio del Chañar y Entre Ríos. Mientras tanto, los sindicatos de Camioneros y Petroleros Privados negocian con algunas operadoras la posibilidad de recontratarlos, entendiendo que los productores son, en última instancia, responsables solidarios por la estabilidad laboral en la industria.
Con miras a destrabar el conflicto que podría generar una protesta en el seno de Vaca Muerta, hoy se realizó una conciliación obligatoria en la subsecretaría de Trabajo de Neuquén que contó con la presencia de funcionarios del gobierno neuquino, representantes de NRG Argentina, Pluspetrol y Tecpetrol y el secretario general de Camioneros Río Negro, Gustavo Sol.
“Lo que hay que esperar es el repunte de la actividad en principio. Estamos analizando el 2025 teniendo en cuenta que hay muchas operadoras que plantean la integración propia trayendo arena de Entre Ríos e incluyendo hacer la última milla”, explicó a EconoJournal una fuente de la empresa.
“Nuestra postura es ratificar esta decisión, que sepan que no estamos especulando. Avisamos a las partes, vamos a pagar las indemnizaciones y mantenernos ahí”, afirmaron tras el encuentro realizado en Neuquén.
Según indicaron desde NRG, la reunión tuvo como finalidad el análisis de alguna solución para las personas despedidas, incluyendo a las operadoras, “para escuchar y ver la interdependencia que hay entre unos y otros. Esto es consecuencia de distintos aspectos que hacen que para nosotros sea insostenible”.
NRG Argentina confirmó que pagará las indemnizaciones y no descartó más despidos.
Pedido a operadoras
Durante el encuentro de hoy, el gremio de Camioneros pidió a las operadoras la contratación de las personas despedidas, entre las que figuran 100 choferes y 81 petroleros. Si bien tras la reunión desde la seccional rionegrina del sindicato habían asegurado que los despedidos serían reubicados por dos operadoras, esto fue negado por las empresas.
En conversación con este medio, Sol afirmó que la conciliación obligatoria “fue sumamente positiva. NRG no puede hacerse cargo de la gente, por lo que hablamos con las operadoras y se comprometieron a reubicar a una parte bajo las mismas concidiones laborales. Seguramente haya más despidos, pero estamos encaminados a encontrar una solución”.
Distintas fuentes consultadas confirmaron que no existió un acuerdo tal como plantearon desde Camioneros y que hasta el momento no hay una solución para las personas despedidas de la empresa NRG: “Dejaron un tendal en la zona y lo hicieron de una forma muy desprolija”, agregó un referente de la industria.
Mañana habrá una nueva convocatoria de la que participará el secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que el lunes 2 se convocó a representantes de YPF, Shell y Phoenix para analizar el pedido de recontratación de los despedidos.
Más controles
Por otro lado, desde Camioneros indicaron que ayer hubo una reunión con la secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, donde acordaron realizar controles en los accesos de Catriel y General Roca para evitar el ingreso irregular de camiones con arena provenientes de Entre Ríos.
“Nos hemos comprometido a que desde el Gobierno de Río Negro nos vamos a poner firmes en el tránsito y en el control estricto de todos los camiones que entren desde otras provincias, que lo hagan en las condiciones que lo tienen que hacer”, afirmó la funcionaria.
Confini dijo, además, que estos controles incluirán la verificación de guías de transporte, papeles en orden y respetar el límite de 28 toneladas establecido por ley.
“Estamos planteando que esta tarea sea reconocida como actividad petrolera. Quienes vengan en condiciones de informalidad o no encuadrados correctamente, no podrán ingresar y se decomisará la arena”, agregó Sol.
La secretaria de Energía de Río Negro, Confini, participó de una reunión junto al CEO de NRG, César Güercio, y representantes de Camioneros y Petroleros.
La actividad en Vaca Muerta y la fuerte inversión en el Gasoducto Néstor Kirchner comenzaron a reflejarse en saldos favorables para Argentina. El último dato de intercambio comercial que dio a conocer el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (Indec) arrojó un superávit, impulsado por un mayor nivel de exportaciones vinculadas a la actividad energética y por un menor nivel de importaciones relacionados a este sector.
La balanza comercial en octubre registró un superávit de US$888 millones, y acumuló once meses consecutivos con saldo positivo. En el período enero-octubre de 2024 se registró un superávit comercial de US$15.955 millones. Este último mes, el sector energético dejó un importante superávit, producto del crecimiento en sus exportaciones y una caída considerable en sus importaciones.
Los datos positivos se dieron a conocer en el marco de una notable caída en la actividad, que atraviesa a la mayoría de los sectores en Argentina. Así y todo lo que sucede en uno de los yacimientos no convencional de gas y de petróleo más importante del mundo, sumado al empuje del gasoducto NK (rebautizado Perito Francisco Pascasio Moreno) alcanzaron para darle al gobierno nacional una bocanada de dólares.
Este combo logró revertir el déficit energético del año pasado, que tuvo fuerte influencia en el saldo comercial negativo de 2023 y que llegó a los US$5.000 millones. Este año la situación es muy distinta, ya que no solo se dejó de importar energía, sino que además se logró un saldo exportador. Se están obteniendo dólares por ventas a otros países y en paralelo se requieren menos dólares para adquirir recursos del exterior.
Esa balanza energética manifestó una importante mejora en octubre respecto a septiembre, alcanzó los US$618 millones y explicó el 70% del superávit comercial. De ese mes. En lo que va de 2024, el sector suma un superávit de US$4.467 millones, una mejora de US$5.300 millones respecto al mismo periodo del año pasado. Además, las exportaciones de este rubro, dominadas por el petróleo crudo subieron 46,9% contra el mismo período del año anterior.
En un contexto de aumento en las importaciones, resultó clave el freno en el rubro energético. En ese sentido, un informe reciente de la consultora LCG, explicó: “Las importaciones están en los niveles más altos del año y en la comparación del mismo mes del año pasado todos los rubros aumentaron excepto Combustibles y Energía que cayó 60% (-US$ 305 millones) como consecuencia del gasoducto NK».
Cabe recordar que esta obra, que empezó a funcionar durante la gestión presidencial de Alberto Fernández y Sergio Massa en Economía, unió en una primera etapa la localidad neuquina de Tratayen (donde está enclavada Vaca Muerta) con la bonaerense Salliqueló. Atraviesa las provincias de Río Negro, La Pampa, Buenos Aires, y finaliza en San Jerónimo, Santa Fe.
El gasoducto empezó a funcionar a mediados de 2023, y fue adquiriendo mejoras a lo largo de los últimos meses. En octubre de este año se terminó de inaugurar una planta compresora en Salliqueló que permitió ampliar la capacidad de metros cúbicos y mejorar el abastecimiento a las distintas provincias de territorio nacional. En los planes iniciales, figuran avances hacia una segunda etapa, en la que se ampliará la provisión de gas, aunque todavía es una posibilidad que sigue en suspenso. El gasoducto ha tenido un impacto considerable en la economía energética, inicialmente financiado con fondos públicos y con un costo de 2700 millones de dólares. Para la nueva fase, en cambio, el Gobierno planea colaborar con el sector privado para cubrir los costos.
El parque eólico General Levalle I, en Córdoba, añadió 62 MW; Pampa Energía VI, en Buenos Aires, sumó 94,5 MW; y el parque solar 360 Energy en La Rioja aportó 60 MW. Con estos desarrollos, la capacidad instalada de fuentes renovables en el país alcanzó los 6.206 MW, lo que permite abastecer a más de seis millones de hogares. Además, las cifras del tercer trimestre muestran un récord de abastecimiento renovable: el 15 de septiembre, estas fuentes llegaron a cubrir el 36,61 % de la demanda eléctrica instantánea, superando la marca anterior de 32,2 %.
En paralelo, la provincia de Corrientes destaca por su liderazgo en generación a partir de biomasa.
En Gobernador Virasoro, la planta de Fuentes Renovables de Energía Sociedad Anónima (Fresa), operativa desde 2020, aprovecha residuos forestales para generar 40 MW de energía, de los cuales 36 MW son volcados al SADI. Este aporte equivale a casi el 10 % del consumo eléctrico provincial, beneficiando localidades como Santo Tomé y La Cruz.
Recientemente, Fresa anunció una inversión de US$ 100 millones para construir una planta gemela, la Central Térmica San Alonso, que duplicará su capacidad en 2025. Este proyecto generará 600 empleos durante su construcción y más de 150 en su operación, consolidando a Virasoro como un polo clave en energías renovables.
Además, Corrientes cuenta con otra planta de biomasa en Santa Rosa, desarrollada por Genergiabio Corrientes S.A., que aporta 18 MW mediante la utilización de 737 toneladas diarias de residuos forestales. Este modelo de economía circular valoriza los desechos industriales, evitando prácticas contaminantes como la quema a cielo abierto y promoviendo un desarrollo energético sustentable.
La diversificación energética de Argentina, impulsada por políticas claras y proyectos innovadores, demuestra el potencial del país para liderar en energías renovables, garantizando un futuro más limpio y eficiente.
La importancia de estos proyectos trasciende lo técnico, ya que también impulsan el desarrollo económico y social en las regiones donde se implementan. En Corrientes, las plantas de biomasa generan empleo local, fortalecen las cadenas productivas y promueven la sostenibilidad al reutilizar subproductos de la industria forestal. Este modelo no solo reduce el impacto ambiental, sino que también mejora la competitividad de las economías regionales al diversificar su matriz productiva.
Por otro lado, el avance en el sector de energías renovables responde a los compromisos internacionales asumidos por Argentina en materia de cambio climático. Al reducir su dependencia de los combustibles fósiles y aumentar la participación de fuentes limpias en el abastecimiento eléctrico, el país avanza hacia el cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible, contribuyendo al cuidado del medioambiente y a la construcción de un sistema energético más resiliente.
La petrolera Puma Energy será una vez más el combustible oficial de las 1000 Millas Sport Argentina 2024 que se correrá desde mañana, miércoles 27 hasta el al 30 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro.
Con los mejores 150 autos sports de todos los tiempos, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 35ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS) y contará con el apoyo de Puma Energy como combustible oficial.
“Para Puma Energy es un orgullo continuar acompañando la pasión argentina por los autos clásicos y estar presentes nuevamente en las 1000 Millas Sport, con la potencia de nuestros productos y con la más alta calidad de combustibles a nivel internacional”, destacó Lucas Smart,gerente de marketing de Puma Energy.
La competencia
Esta competencia reúne modelos sport históricos con excelentes pilotos que, durante tres jornadas exhiben sus destrezas en una serie de pruebas a lo largo de todo su recorrido.
Con 1.600 kilómetros de distancia, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida el Hotel Llao Llao, desde donde comienza la carrera que recorre escenarios naturales únicos. Los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de la marca.
La carrera ha sido incluida en el calendario internacional de la Federación Internacional de Vehículos Antiguos y fue declarada de interés turístico por el gobierno de la provincia del Neuquén.
El evento deportivo será fiscalizado por la Comisión Deportiva Automovilística del Automóvil Club Argentino. La prueba es puntuable para el Campeonato Argentino de Regularidad Sport Histórico.
Etapas
La primera etapa comienza el jueves 28 y comprende los siguientes puntos: Llao Llao (salida), Circuito Chico, Circunvalación, Dina Huapi, Ruta N° 23, Brazo Huemul, Villa La Angostura, Reserva Natural, Paso Cardenal Samoré, Lumaia, Villa La Angostura, El Mangrullo, Dina Huapi, Parque Tecnológico y Llao Llao (llegada).
La segunda etapa (29/11) también larga desde el Llao Llao y recorre Villa La Angostura, Camino de los 7 Lagos, San Martin de Los Andes, Junín de los Andes, Alicurá, Confluencia, Villa Llanquin, Bariloche y la vuelta al Llao Llao.
El itinerario de la tercera etapa (30/11) comienza en Llao Llao y continúa por Circuito Chico, Cerro Catedral, Villa Mascardi, El Bolsón, Baqueanos, Cerro Catedral y regreso al Llao Llao para la finalización de la carrera.
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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía, inició la implementación del “Plan Verano”, una medida que se realiza por tercer año consecutivo y que reforzará la generación eléctrica distribuida en los puntos críticos del territorio bonaerense para mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.
Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de lugares críticos con posible déficit de potencia donde se colocarán las Unidades de Generación Temporales (UGT).
Como resultado, se determinó que los equipos se instalarán en seis ciudades de la Provincia de Buenos Aires y su ubicación beneficiará no sólo al municipio, sino también a localidades cercanas contemplados en los corredores eléctricos.
En ese sentido, se colocarán en: ● San Antonio de Areco: 4 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco. ● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio. ● 9 de Julio: 4 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen. ● Pergamino: 5,7 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales ● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zábala, Coronel O Brien, Warnes, El Arbolito y Mariano H. Alfonso ● Mar del Tuyú: 2,1 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico: Gral. Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.
Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico, como el corredor eléctrico de Henderson, Pehuajó y Villegas donde la construcción de las subestaciones descomprimieron la demanda energética, se describió.
Asimismo, en Mercedes y Bragado este año no se instalarán los equipos de Generación Temporal gracias a la obra de repotenciación que beneficia al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.
Además, para fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, se están iniciando obras de Alta Tensión (AT) financiadas por el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) que permitirán transportar energía eléctrica a distancias mucho mayores con pérdidas mínimas, y posibilitarán una mayor disponibilidad de potencia mejorando considerablemente la seguridad y la confiabilidad del suministro de energía eléctrica.
Estas obras se están ejecutando en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y ya se encuentra en proceso de adjudicación para la localidad de Quequén, detalló el gobierno bonaerense.
La ex Subsecretaria de Planeamiento Energético, y Directora de la Fundación Encuentro, Cecilia Garibotti, cuestionó la gestión del gobierno por la falta de previsión y coordinación en el área energética y dijo que: “Con los cortes de energía el que pierde es el usuario”, enfatizando que las decisiones tomadas en los últimos 11 meses han sido ineficaces para evitar esta situación crítica.
Garibotti advirtió sobre el impacto de un verano en el que se prevén escasas precipitaciones, a lo que se le suma la carencia de coordinación y organización de la gestión para mejorar el sistema: “Se viene una sequía, se avecina un verano con predicciones climáticas de mucho calor, lo que generará más demanda de energía, y no hay proyectos de incorporar nueva energía”, remarcó en declaraciones periodísticas.
En este sentido, la ex funcionaria expresó que ya existía una solución prevista al panorama planteado, la cual se basaba en una licitación para aumentar la capacidad instalada del sistema energético, pero “en julio, la Secretaría de Energía de éste gobierno la dio de baja”, lo que dejó al país aún más vulnerable ante las crecientes necesidades.
Garibotti opinó que “el gobierno necesita empezar con la planificación de este tema; los años 2025 y 2026 van a ser peores en materia de cortes. Tenemos muy malas condiciones climáticas para el futuro próximo, baja la oferta y aumenta la demanda, pero el gobierno no toma ninguna decisión para un plan efectivo”.
Nucleoeléctrica Argentina firmó con la empresa francesa Framatome un acuerdo para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad sobre la instalación de sistemas para la producción de radioisótopos de vida corta, como Lutecio-177, en las centrales nucleares operadas por la empresa argentina: Atucha I, Atucha II y Embalse.
Alberto Lamagna, presidente de Nucleoeléctrica Argentina, y François Gauché, vicepresidente de Framatome Healthcare, encabezaron la firma, que tuvo lugar en la sede de Nucleoeléctrica en Buenos Aires.
Se espera que el estudio tenga una duración de un año y se complete en dos etapas, evaluando tanto la factibilidad técnica como la económica de producir Lutecio-177, un radioisótopo médico utilizado en una variedad de tratamientos contra el cáncer. “Este acuerdo reafirma nuestro compromiso de maximizar las capacidades nucleares del país, ampliando nuestra labor más allá de la generación eléctrica para promover el desarrollo de aplicaciones que agreguen valor a la cadena productiva de la industria nuclear”, destacó Lamagna. Además, subrayó las oportunidades que el contexto global actual brinda para la incorporación de socios estratégicos, que aporten un nuevo impulso en la realización de proyectos innovadores.
El sector nuclear de Argentina tiene una amplia experiencia en la producción comercial de radioisótopos en plantas nucleares. Durante décadas, la Central Nuclear Embalse ha producido Cobalto-60, un elemento utilizado en medicina e industria a nivel mundial.
“Framatome ha trabajado con Nucleoeléctrica Argentina durante décadas para respaldar la operación segura, confiable y sostenible de los reactores nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse”, dijo Gauché. “Las tecnologías nucleares juegan un papel crucial en la atención médica moderna, y estamos encantados de ampliar nuestra cooperación con Nucleoeléctrica Argentina a través de esta valiosa iniciativa”, agregó.
La tecnología de producción de radioisótopos patentada por Framatome ya se utiliza para producir comercialmente Lutecio-177 en una planta CANDU en Canadá, y un proyecto similar está en marcha en Rumania.
Se combinará entonces la experiencia de Framatome en el diseño e implementación de sistemas de producción de radioisótopos médicos, con la trayectoria comprobada de Nucleoeléctrica en la operación segura y eficiente de reactores nucleares y la producción de Cobalto-60.
Nucleoeléctrica Argentina opera las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse, con una capacidad instalada total de 1.763 MW. Además de operar estas instalaciones y comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la compañía gestiona proyectos estratégicos para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente de sus instalaciones.
Con más de 30 años de experiencia en generación de energía nuclear, Nucleoeléctrica aporta aproximadamente el 8 % de la electricidad del país.
El Gobierno de Río Negro, preocupado por posibles despidos en la empresa NRG Argentina que afectan a 180 trabajadores, participó de dos reuniones en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente en Cipolletti. Los encuentros buscaron analizar las causas del conflicto y avanzar en soluciones conjuntas con vistas al encuentro tripartito que se llevará a cabo mañana en Neuquén.
La primera reunión fue con representantes de NRG, entre ellos su CEO, César Guercio, quien participó de manera remota, y parte del equipo técnico presente en la provincia. En la segunda, los interlocutores provinciales se reunieron con Gustavo Sol, secretario General de Camioneros de Río Negro, y Fernando Valenzuela, delegado regional del gremio de Petroleros Privados.
Por parte de la provincia, participaron el ministro de Gobierno, Trabajo y Turismo, Fabián Gatti; la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el secretario de Minería, Joaquín Aberastain Oro; y el responsable de Relaciones Institucionales de Energía y Ambiente, Mario Figueroa.
Confini ratificó el compromiso provincial para mejorar la competitividad de las arenas locales y el control de las irregularidades en el transporte que perjudican a la empresa. “Nos hemos comprometido a que desde el Gobierno de Río Negro nos vamos a poner firmes en el tránsito y en el control estricto de todos los camiones que entren desde otras provincias, que lo hagan en las condiciones que lo tienen que hacer”, afirmó. También subrayó que estos controles incluyen verificar guías de transporte, papeles en orden y respetar el límite de 28 toneladas establecido por ley.
Por su parte, el ministro Fabián Gatti remarcó la prioridad del gobierno de defender el empleo y la regularidad laboral en el sector. “La presencia nuestra en este marco, en este diálogo que mantuvimos, es sobre todo para conservar la fuente de trabajo, transmitir a los operadores y a todos los que están vinculados a este gran sistema que genera mucho trabajo pero que también trae conflictos como es Vaca Muerta”, expresó.
Ambos funcionarios coincidieron en la importancia del encuentro de mañana en Neuquén para consolidar avances y proteger las fuentes laborales en riesgo, destacando que el gobierno no tolerará irregularidades. “No vamos a admitir en la provincia trabajadores en negro o camiones que no cumplan con las regulaciones que tenemos en nuestra provincia”, aseguró Gatti.
Un impresionante incendio se registró el sábado por la tarde en la empresa INDARSA, cerca de Añelo, en Vaca Muerta. Según las primeras informaciones, el mismo se desató en piletones, con material inflamable, que están ubicados dentro del predio del lugar situado a la vera de Ruta 17.
En este contexto, se montó un importante operativo del cual participó Defensa Civil, la Secretaría de Emergencias, bomberos voluntarios de Añelo y brigadas de YPF. Además, se sumaron cuarteles de Plaza Huincul, Cutral Co, Centenario y Rincón de los Sauces. Finalmente, después de tres horas el incendio fue controlados según informó el gobierno provincial a través de un comunicado oficial.
INCENDIO EN AÑELO
Un impresionante incendio se registra en la tarde de este sábado en la empresa INDARSA de Añelo, en Vaca Muerta. En el lugar trabaja personal de la Policía de Neuquén y Bomberos.
Por otra parte, se confirmó que se dará inicio a una investigación para determinar las circunstancias que originaron el incendio, en colaboración con expertos en seguridad industrial y organismos de regulación.
Además, se supo que no hubo heridos. No obstante, bomberos fueron asistidos por personal de Salud, debido a las altas temperaturas y el humo que se registra en el lugar.
El gasoducto de la Ruta Este, que conecta Rusia con China, está listo para iniciar operaciones, marcando un hito en la colaboración energética entre ambos países y fortaleciendo el suministro de gas natural a las principales regiones chinas.
La Corporación Estatal de la Red Eléctrica de China ha anunciado la finalización del gasoducto de la Ruta Este, una infraestructura de 5.111 kilómetros que conecta Heihe, en la provincia de Heilongjiang, con Shanghái. Este proyecto está diseñado para suministrar hasta 38.000 millones de metros cúbicos de gas natural al año, cubriendo la demanda de regiones clave como las tres provincias del noreste, Beijing-Tianjin-Hebei y el Delta del Río Yangtsé.
El gasoducto permitirá satisfacer las necesidades anuales de gas de aproximadamente 13 millones de hogares urbanos en estas áreas. Este desarrollo se enmarca en la estrategia de Rusia de diversificar sus exportaciones energéticas hacia Asia, especialmente hacia China e India, tras las sanciones occidentales y los daños a infraestructuras como los gasoductos Nord Stream.
En octubre, Gazprom y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) acordaron aumentar el volumen de suministro de gas. Este año, Gazprom suministrará a China 1.000 millones de metros cúbicos adicionales de gas, según Vitali Markélov, vicepresidente de la empresa rusa. Además, ambas compañías acordaron elevar al máximo los suministros diarios a través del gasoducto Fuerza de Siberia, que comenzó a operar en 2019 y actualmente transporta hasta 38.000 millones de metros cúbicos anuales.
La finalización del gasoducto de la Ruta Este refuerza la cooperación energética entre China y Rusia, consolidando su posición en el mercado energético asiático y contribuyendo a la seguridad energética de la región.
En un paso fundamental hacia el fortalecimiento de la infraestructura energética de Santa Cruz, el gobernador Claudio Vidal encabezó la firma de un convenio entre Yacimiento Carbonífero Río Turbio (YCRT) y Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE).
Este acuerdo, ratificado oficialmente por el Gobierno Provincial, asegura que la energía excedente generada por la usina de 21 MW llegue a las localidades de la provincia, brindando estabilidad y apoyo tanto a las comunidades como al desarrollo industrial y comercial de Santa Cruz. Además, establece que el precio del kilovatio será un 20% inferior al valor establecido por CAMMESA, garantizando competitividad y eficiencia para las arcas provinciales.
Pablo Gordillo Arriagada, interventor de YCRT, valoró el acuerdo como “una de las primeras veces que realizamos una venta de energía con estas características” y explicó que “antes era más una atención, una maniobra puntual. Ahora se trata de una venta de excedente con un porcentaje más bajo que el que cobra CAMMESA, lo que facilita que Servicios Públicos pueda adaptarse y asegurar el mantenimiento planificado”.
En esta línea, Gordillo Arriagada señaló que este convenio representa un desafío operativo importante: “Tenemos una usina que requiere un uso constante y mantenimiento, pero confiamos en que podremos sostener los megas que necesita la cuenca. Creo que vamos a andar bien”.
El acuerdo también incluye cláusulas específicas sobre la operación, mantenimiento y medición de la energía generada, estableciendo un sistema de precios que prioriza la competitividad y la sostenibilidad económica.
El presidente de SPSE, Jorge Luis Avendaño, destacó que “este convenio forma parte de lo que nos pidió el Sr. Gobernador, para trabajar con una visión integral y de esta forma garantizar el abastecimiento energético de los santacruceños”, además de permitir la proyección futura y “fomentar el crecimiento económico en la provincia”.
El convenio tiene un plazo inicial de 12 meses, renovable automáticamente, y asegura la continuidad del suministro eléctrico sin afectar el autoabastecimiento del yacimiento. Además, se contemplan medidas para resolver cualquier contingencia, como fuerza mayor, y mecanismos claros para la resolución de conflictos.
Para finalizar, el Gobernador Claudio Vidal fue claro: “trabajo, producción y paz social, lo vuelvo a resaltar, porque es la única manera de Sacar a Santa Cruz adelante”.
Por tercer año consecutivo, el Gobierno bonaerense pondrá en funcionamiento el programa “Plan Verano”, una medida con la que busca reforzar la generación eléctrica en los puntos críticos del territorio y mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.
El anuncio de la administración de Axel Kicillof se produce en medio de las dificultades que se anticipan a nivel nacional por posibles cortes de luz en días de calor, pese a que Nación formalizó el plan de contingencia para evitar cortes de luz masivos durante el verano.
Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de lugares críticos con posible déficit de potencia donde se colocarán las Unidades de Generación Temporales (UGT).
Como resultado, se determinó que los equipos se instalarán en seis ciudades de la Provincia de Buenos Aires y su ubicación beneficiará no sólo al municipio, sino también a localidades cercanos contemplados en los corredores eléctricos.
En ese sentido, se colocarán en:
● San Antonio de Areco: 4 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.
● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio.
● 9 de Julio: 4 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.
● Pergamino: 5,7 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales
● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zábala, Coronel O Brien, Warnes, El Arbolito y Mariano H. Alfonso
● Mar del Tuyú: 2,1 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico: Gral. Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.
Más obras para fortalecer el servicio de energía
Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico, como el corredor eléctrico de Henderson, Pehuajó y Villegas donde la construcción de las subestaciones descomprimieron la demanda energética.
Asimismo, en Mercedes y Bragado este año no se instalarán los equipos de Generación Temporal gracias a la obra de repotenciación que beneficia al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.
Además, para fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, se están iniciando obras de Alta Tensión (AT) financiadas por el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) que permitirán transportar energía eléctrica a distancias mucho mayores con pérdidas mínimas, y posibilitarán una mayor disponibilidad de potencia mejorando considerablemente la seguridad y la confiabilidad del suministro de energía eléctrica.
Estas obras se están ejecutando en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y ya se encuentra en proceso de adjudicación para la localidad de Quequén.
Future Energy Summit (FES), uno de los eventos más importantes del sector energético en América Latina, inicia mañana 27 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago.
Con la presencia de más de 500 líderes y representantes de empresas de toda la región, esta tercera edición en Chile reunirá a los principales actores del ámbito público y privado para debatir el futuro de las energías renovables y sus desafíos.
Agenda destacada del día 1
La jornada comenzará con una conversación inaugural moderada por Gastón Fenés, fundador de Energía Estratégica, donde Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, abordará las 10 claves que marcarán el sector eléctrico en 2025.
Primer panel: Desarrollos para proyectos de energías renovables en el Cono Sur
A las 9:00 am, figuras como Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile; Joselyn González, Key Account Manager de Sungrow; Fabián González Candía, Senior Business Director of LATAM BESS de Huawei; Alfredo Solar, Regional Manager Chile y Cono Sur de Atlas Renewable Energy; y Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, abrirán el debate sobre las perspectivas de mercado y los desarrollos estratégicos en la región.
Panel de inversionistas: Visión del sector energético en el Cono Sur
A las 10:00 am, Fernando Meza, Head of Business Development Chile de Enel Américas; Enrique de Ramón, vicepresidente de desarrollo de negocios de AES International; Daniel Camac, presidente de H2 Perú; y Miguel Arrarás Paños, Country Manager de Acciona, compartirán su visión sobre los retos y oportunidades para los grandes inversionistas en el sector energético.
A las 11:10 am, expertos como Susana Morales, Project Acquisition & New Business Manager de Atlas Renewable Energy; José Luis Blesa González, director para América Latina de Seraphim; Víctor Sobarzo, Senior Manager Business Development de JA Solar; Javier Salinas, Sales Manager para América Latina de Nextracker; Samir Moura, Associate General Manager de Canadian Solar; y Héctor Erdociain, CSO de Chemik, analizarán las tendencias para desarrollar proyectos solares exitosos en el Cono Sur.
La jornada incluirá un keynote especial a cargo de Eduardo Saavedra, Solution Director de Huawei Digital Power Chile.
Panel de almacenamiento energético
A las 12:10 pm, figuras clave como Marta Cabeza, superintendenta de la Superintendencia de Electricidad y Combustible de Chile; Cesar Sáenz, Utility and ESS Manager de Sungrow; Luciano Silva, Product Manager de Trina Storage LAC; Sergio Rodríguez, CTO de Solis; y Francisco Jauregui Alonso, Business Development Director de AES Andes, discutirán la evolución de los proyectos para el aprovechamiento eficiente de la energía.
La tarde estará marcada por paneles sobre temas como utility scale, almacenamiento y generación distribuida, así como las perspectivas para la energía eólica en el Cono Sur, donde participarán Guillermo Dunlop, CEO para Latinoamérica de Ibereólica; Laura Elgarrista, Sales Manager de Enercon; Pedro Correa Álvarez, CTO de Suncast; y Romina Bize, Sales Manager de Nordex.
El día cerrará con un panel sobre hidrógeno verde, el nuevo aliado del sector renovable chileno, con la participación de Ángela Castillo, Business Development Manager de Black and Veatch; Hernán Valderrama, director de proyectos de energía de ENAP; Javier Murillas, gerente comercial de DIPREM Chile; Angel Caviedes Cabezas, jefe de la Unidad de Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía de Chile; y Tonci Bakovic, Chief Energy Specialist del IFC.
El jueves 28 de noviembre, el Ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, abrirá el día con un discurso clave que dará señales de mercado sobre el futuro próximo de las energías renovables, con un enfoque en almacenamiento. Su intervención marcará la pauta para los debates del día.
La jornada incluirá paneles con representantes como Ernesto Huber, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad; y Valentina Durán, directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental, quienes explorarán la apuesta del sector público chileno para una matriz renovable.
Networking y alianzas estratégicas
Además de las discusiones técnicas, FES ofrecerá espacios exclusivos de networking, donde los asistentes podrán establecer conexiones clave para avanzar en acuerdos y proyectos que transformen el panorama energético de América Latina.
Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #FESChile y no te pierdas la transmisión en vivo, que acercará este evento clave a todos los interesados en el futuro de la energía renovable en el Cono Sur.
ISA Intercolombia, empresa de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), lidera dos proyectos fundamentales para el sistema eléctrico colombiano: Cuestecitas – Copey-Fundación y Sogamoso – La Loma. Estas líneas de transmisión no solo son estratégicas para conectar la energía renovable generada en La Guajira con el centro del país, sino que también son complementarias al proyecto Colectora, formando un conjunto integrado que permitirá evacuar alrededor de 3 GW de capacidad renovable.
Carlos Mario Caro, Gerente General de ISA Intercolombia, en dialogo con Energía Estratégica subraya la relevancia de estas iniciativas: «La transmisión es el eje que conecta la generación renovable con la demanda, y nuestros proyectos son fundamentales para evitar restricciones operativas».
El proyecto Cuestecitas – Copey-Fundación, de 270 kilómetros, está diseñado para operar en 500 y 220 kV y forma parte del sistema de transmisión nacional. Este conecta La Guajira, Cesar y Magdalena con el resto del país, facilitando el transporte de energía solar y eólica desde una de las regiones más ricas en recursos renovables. Dentro del mismo desarrollo, el tramo Copey-Fundación a 220 kV, que fortalece el sistema eléctrico de la región norte, entró en operación comercial a principios de noviembre, adelantándose a la culminación del proyecto completo. “Esta sección mejora significativamente la confiabilidad del sistema en áreas como Guajira, Cesar y Magdalena, que históricamente han presentado debilidades”, detalla Caro.
Sin embargo, el tramo principal de Copey-Cuestecitas viene enfrentando considerables complejidades sociales y jurídico – prediales. A pesar de ello, el proyecto ya supera el 85% de avance, con un cronograma que apunta a su puesta en operación durante el tercer trimestre del 2025. «Estamos muy cerca de concluirlo; trabajamos activamente con las comunidades locales para resolver los últimos desafíos», señala Caro.
Por otro lado, el proyecto La Loma-Sogamoso, de 298 kilómetros y una capacidad de 500 kV, conectará las subestaciones de Sogamoso y La Loma, cruzando los departamentos de Santander, Norte de Santander y Cesar. Esta línea permitirá transportar importantes cantidades energía renovable hacia las zonas de mayor demanda, ayudando a evitar cuellos de botella en el sistema eléctrico.
El desarrollo de este proyecto también ha enfrentado grandes desafíos en materia ambiental, social, predial y de superposición y coexistencia de proyectos. Actualmente la autoridad ambiental está realizando el análisis de un recurso de reposición asociado al pronunciamiento de la licencia ambiental. Se espera una respuesta definitiva de la ANLA en diciembre. Con obtenerse la viabilidad ambiental y social este año, el proyecto estaría culminado para2026″, explica Caro.
La importancia de esta línea radica en que sin ella, la capacidad de transmisión desde La Guajira se limitaría y generaría restricciones significativas para la evacuación de energía renovable.
Coordinación interinstitucional y planificación a largo plazo
El avance de estos proyectos ha sido posible gracias a la coordinación entre ISA, el Ministerio de Energía, la ANLA y la UPME. Caro considera que esta colaboración interinstitucional es un «triángulo perfecto» para garantizar el éxito de la transición energética.
El nuevo plan de expansión de la UPME, que incluye cinco proyectos clave, refuerza esta visión. ISA ha participado activamente en su diseño, proponiendo iniciativas de largo plazo que ayuden a preparar al sector para 2040. «Un plan a largo plazo nos permite coordinar mejor los esfuerzos del sector privado y público», resalta.
Consultas previas y la necesidad de flexibilizar la regulación
Para ISA Intercolombia, las consultas previas y los procedimientos ambientales representan desafíos constantes. Caro destaca que un enfoque preventivo y de diálogo temprano con las comunidades ha sido clave para avanzar. «A través de talleres y encuentros, nos aseguramos de respetar las tradiciones culturales y las necesidades locales. Esto nos ha permitido establecer relaciones de confianza con comunidades como los Wayuu y Arhuacos», resalta.
No obstante, el ejecutivo también subraya la necesidad de flexibilizar la regulación en Colombia para proyectos de transmisión. «Los procedimientos actuales no están diseñados para la velocidad que exige la transición energética. Necesitamos adoptar procesos diferenciados, como en Estados Unidos, donde se han modernizado los estudios de impacto ambiental para transmisión», comenta.
El rol del almacenamiento energético en la estabilidad del sistema
Caro también destaca la importancia del almacenamiento energético como complemento a las renovables. ISA ya opera un sistema de baterías en Brasil que ha reducido apagones en áreas de alta demanda, y propone replicar estas soluciones en Colombia. Sin embargo, la falta de regulación específica ha sido un obstáculo.
«La buena noticia es que la UPME está trabajando con la CREG para lanzar convocatorias de almacenamiento en 2025. Estas iniciativas serán esenciales para garantizar la estabilidad del sistema», concluye.
El 2025 marcará un año crucial para CHINT en el desarrollo de soluciones energéticas avanzadas. Según indicó Oscar Urrea durante un panel de debate en Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), la compañía está enfocada en enfrentar los desafíos energéticos con propuestas integrales.
Urrea afirma: “El 2025 para nosotros es un año de una apuesta fuerte. Todas las soluciones que ofrece el Grupo CHINT tienen integración desde la generación hasta el consumo final”.
Con un portafolio robusto en alta, media y baja tensión, así como en fuentes renovables, CHINT está invirtiendo fuertemente en soluciones para tanto para el segmento residencial, como el comercial-industrial y utility.
A nivel global, CHINT destina entre el 4% y el 12% de sus ingresos anuales en investigación y desarrollo, cifra respaldada por ingresos superiores a los 22.100 millones de dólares en el último año. Urrea destaca: “La innovación, investigación y desarrollo son el driver principal para el desarrollo de soluciones”, que incluyen tecnologías altamente digitalizadas, almacenamiento y vectores energéticos como el hidrógeno verde.
La filial CHINT Hydrogen, lanzada en 2018, está explorando nuevas aplicaciones para complementar las soluciones solares fotovoltaicas, apuntando a un enfoque integral. Urrea comenta que ya se están estableciendo “primeras aproximaciones con diferentes jugadores importantes a nivel nacional”, consolidando a CHINT como un aliado clave en la transición energética.
Desde la perspectiva de Urrea dicha transición debería ser «justa», y explicando su concepto destaca cuatro elementos esenciales para garantizar un impacto positivo: incrementar la capacidad de conexiones, desarrollar proyectos multipropósito como los agrovoltaicos, fortalecer las comunidades energéticas y acelerar los permisos gubernamentales.
Dentro de su plan de internacionalización en América Latina, CHINT identifica a Colombia como un actor líder y referente regional.
“Colombia es un referente, no solo por las metas establecidas, sino por la cantidad de compañías que están trabajando en el país”, subraya Urrea. La compañía ha centrado su atención en áreas clave como equipos para alta tensión, con una fuerte orientación hacia la descarbonización.
Un ejemplo de ello es el desarrollo de su primer transformador con éster natural en lugar de aceite mineral, una innovación que responde a la necesidad de soluciones más sostenibles.
Urrea detalla: “Esto demuestra nuestro interés por desarrollar productos sostenibles en la región, particularmente en Colombia”.
Con presencia en sectores como “Electricidad Inteligente”, “Energías Verdes”, “Automatización y Control Industrial” y “Hogares Inteligentes”, CHINT sigue consolidándose como un proveedor global líder en soluciones de energía inteligente. Su integración completa de la cadena energética, desde generación hasta consumo, demuestra un compromiso inquebrantable con la sostenibilidad y la innovación.
El impacto positivo de CHINT en Colombia y la región, reflejado en sus proyectos y en su enfoque en la descarbonización, posiciona a la compañía como un actor clave en la transición energética y el futuro de las renovables en América Latina.
Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, que reunió a más de 500 ejecutivos y líderes del sector energético de toda Latinoamérica, sirvió como plataforma para que AE Solar presentara su portafolio tecnológico y reafirmara su compromiso con la innovación.
En una entrevista realizada durante el evento, José Montoya, gerente de ventas para Hispanoamérica de la compañía, destacó la importancia de diversificar soluciones para responder a las necesidades específicas de la región.
“Han sido varios los actores que han hablado del tema. Tal vez el tema de generación centralizada está un poco lento, un poco más demandante de documentos, de tiempo, y tal vez los inversionistas no lo están viendo muy bien. Y es ahí donde vemos una oportunidad muy grande y es la generación distribuida,” explicó Montoya, refiriéndose al contexto colombiano.
Con una oferta tecnológica que incluye módulos diseñados para aplicaciones arquitectónicas y agrovoltaicas, AE Solar apuesta por soluciones especializadas que maximizan el uso del suelo y la integración con actividades agrícolas. “Vemos una opción de que primero el tema de tramitología es más sencillo, los tiempos son más cortos, los permisos ambientales son mucho más livianos, y aprovechando esa diversidad geográfica que tiene Colombia, es donde desde AE Solar vemos una gran oportunidad,” añadió.
Innovación en agrovoltaica y arquitectura: pilares tecnológicos
Uno de los lanzamientos destacados presentados por Montoya fue su módulo de aplicación agrovoltaica, diseñado específicamente para integrarse con actividades agrícolas. “Es de instalación vertical, perpendicular, completamente del piso, y lo que permite es una mejor integración con los mercados agrícolas, los mercados de generación de alimentos,” describió Montoya, subrayando la utilidad de esta tecnología para optimizar el uso de tierras agrícolas.
Además, destacó la flexibilidad que ofrecen sus productos en proyectos arquitectónicos con los Building Integrated Photovoltaics (BIPV). Según Montoya, “son módulos que están diseñados exclusivamente para temas arquitectónicos. Es lo que estamos viendo, que pueden ser nichos crecientes y atractivos en lo que es el presente y el futuro del sector fotovoltaico.”
Un presente consolidado y una visión de futuro
AE Solar celebra su estatus como empresa Tier 1 durante 15 trimestres consecutivos, un reconocimiento que refleja su estabilidad y competitividad en el sector. “Somos una empresa estable, una empresa que financieramente muestra buenas proyecciones. Somos una empresa privada, de capacidad de producción pequeña, pero somos Tier 1 hace 15 trimestres consecutivos,” destacó Montoya.
La empresa también proyecta un crecimiento continuo en mercados clave como Argentina y Chile. “En Argentina vemos cambios a nivel estatal, cambios a nivel macroeconómico, y en verdad tenemos muy buenos augurios de cómo va a comportarse ese mercado,” explicó. Asimismo, enfatizó la consolidación de AE Solar en países como Colombia, Perú y Bolivia, gracias al trabajo conjunto con distribuidores e integradores locales.
Con miras al futuro, AE Solar busca expandir su presencia global con nuevas plantas de fabricación en Europa y Estados Unidos. “La combinación de innovación tecnológica, calidad y precios competitivos nos está abriendo muchas puertas a nivel mundial,” concluyó Montoya. La compañía planea seguir fortaleciendo su liderazgo en Hispanoamérica mientras consolida su posición en mercados internacionales.
El Future Energy Summit 2024 permitió a AE Solar reafirmar su compromiso con soluciones sostenibles y personalizadas que integran tecnología y sustentabilidad. Su portafolio diversificado en aplicaciones agrovoltaicas y arquitectónicas marca el camino hacia un futuro energético más limpio.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó el Plan de Obras de Generación del Sistema Eléctrico Nacional para el periodo 2025 – 2044, que consideran criterios de eficiencia, robustez y factibilidad a fin de proveer información del potencial desarrollo del SEN, para la evaluación de proyectos de transmisión y anticipar cambios necesarios en la operación del sistema en el mediano-largo plazo y/o ajustes en la regulación del mercado eléctrico.
El documento remarca que la energía eólica alcanzará un “alto desarrollo adicional de tecnología”, con valores que oscilan en un rango de entre 4.000 y 10.000 MW para el año 2030, principalmente por menores tiempos de desarrollo con respecto a otras tecnologías y por su aporte energético en horas no solares.
También se proyecta un elevado desarrollo de sistemas de baterías con capacidad de almacenamiento de 6 a 8 horas, del orden de 8000 MW de potencia hacia el año 2044 para los casos de demanda media, adicional a los desarrollos existentes y en construcción (actualmente hay 54 MW operativos).
“Por su parte, en el mediano plazo, se requeriría alrededor de 500 MW adicionales al año 2030 para escenarios con sólo retiro de unidades a carbón, y de 4000 MW para escenarios sin combustibles fósiles al año 2030, con duraciones de 6 a 8 horas”, aclara el documento.
Por otro lado, en aquellos escenarios con mayores costos proyectados para las tecnologías solar y eólica, el CEN observa un desarrollo de tecnologías de almacenamiento térmico cómo las baterías de Carnot y CSP a contar del año 2030, en la zona norte, “competitivos con otras tecnologías de almacenamiento como la de concentración solar de potencia”.
Incluso, el Coordinador Eléctrico realizó un análisis de los costos de desarrollo de tecnologías de generación y almacenamiento, en el que incluyó la reconversión de plantas termoeléctricas a carbón en baterías de Carnot, considerando que todavía hay 17 centrales a carbón que aún no fueron retiradas del sistema que suman 3.846 MW de potencia.
De igual modo, para llevar adelante la transición energética hacia fuentes más limpias, organismo técnico e independiente sugiere que un mayor desarrollo de condensadores sincrónicos para satisfacer requerimientos mínimos de inercia sistémicos o localizados y evitar el despacho forzado de unidades térmicas con mínimo técnico.
Asimismo, remarca la importancia de aumentar la capacidad de transporte disponible, esencialmente de la zona norte hacia la zona centro y la región sur del país. En particular, con un nuevo corredor SE Kimal–SE Parinas-SE Lo Aguirre hacia el año 2032 y un corredor SE Alto Jahuel-SE Charrúa-SE Pichirropulli al 2034.
“Finalmente, en lo que se refiere a satisfacer requerimientos operacionales, se identifica que, para escenarios sin centrales a combustible fósil, los requerimientos de inercia pueden ser cubiertos por las centrales hidráulicas existentes y condensadores sincrónicos en construcción/proyectados y potenciales desarrollos de baterías en distintas fases de evaluación”, detalla el archivo.
Ecuador está atravesando una de sus peores crisis energéticas, con cortes de electricidad que llegan hasta 14 horas diarias en varias regiones del país.
Esta problemática no solo afecta la vida cotidiana de millones de ciudadanos, sino que también limita el crecimiento económico y pone en riesgo sectores clave como la industria y el comercio.
Frente a este desafío, las soluciones de energía solar y almacenamiento de Growatt ofrecen una alternativa tecnológica viable para mitigar los apagones y garantizar un suministro energético confiable.
¿Qué es una solución off-grid y por qué es ideal para Ecuador?
Los sistemas off-grid son instalaciones solares completamente autónomas que generan, almacenan y distribuyen electricidad sin necesidad de estar conectados a la red eléctrica. Estos sistemas son especialmente útiles en situaciones de apagones frecuentes o en regiones donde el acceso a la red es limitado o inexistente.
En Ecuador, las soluciones off-grid pueden:
Proporcionar energía confiable a hogares y comunidades rurales que aún no tienen conexión a la red.
Garantizar el suministro eléctrico en empresas y hogares urbanos durante los prolongados apagones.
Asegurar operaciones críticas, como centros de salud o instalaciones de telecomunicaciones, que no pueden permitirse interrupciones.
La tecnología off-grid de Growatt: confiabilidad y eficiencia
Growatt es un líder global en sistemas solares off-grid, ofreciendo equipos diseñados para maximizar la eficiencia y la independencia energética. Sus soluciones incluyen:
Inversores off-grid
Los inversores de la serie SPF, como el SPF 3000 LVM ES y SPF 6000-18000TL DVM – MPV, están diseñados específicamente para operar sin conexión a la red. Estas características los hacen ideales para la crisis energética de Ecuador:
Cargadores integrados: Pueden cargar las baterías tanto con energía solar como con generadores diésel, asegurando un respaldo constante.
Soporte para múltiples baterías: Son compatibles con una amplia gama de baterías, incluidas las de plomo-ácido y las de litio, lo que da flexibilidad al usuario.
Fácil instalación y monitoreo: Gracias a su diseño compacto y su sistema de monitoreo, los usuarios pueden supervisar su consumo y generación de energía en tiempo real.
Sistemas de almacenamiento
Las baterías inteligentes de Growatt, como la serie AXE, proporcionan almacenamiento confiable y eficiente:
Larga vida útil: Diseñadas para soportar ciclos profundos de carga y descarga, ideales para enfrentar apagones prolongados.
Alta capacidad de almacenamiento: Permiten a los usuarios disponer de energía durante toda la noche o en periodos extendidos de baja generación solar.
Kits solares integrados
Growatt también ofrece soluciones llave en mano que incluyen paneles solares, inversores y baterías, facilitando la implementación de sistemas off-grid tanto para residencias como para pequeñas empresas.
Ventajas de las soluciones off-grid de Growatt para Ecuador
Independencia energética total: Los usuarios pueden generar y consumir su propia electricidad sin depender de la red eléctrica.
Adaptabilidad a cualquier entorno: Los sistemas son ideales tanto para zonas urbanas afectadas por apagones como para áreas rurales sin acceso a la red.
Resiliencia ante emergencias: Garantizan el suministro eléctrico en sectores críticos, como hospitales, escuelas y pequeños comercios.
Costo competitivo: A largo plazo, estos sistemas reducen los gastos en combustible y eliminan la dependencia de tarifas eléctricas.
Contribución a la sostenibilidad: Al aprovechar la energía solar, reducen las emisiones de carbono y promueven el uso de fuentes renovables.
Visión de Growatt
En una entrevista sobre la situación energética en Ecuador, Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, destacó:
«La crisis energética actual en Ecuador subraya la necesidad urgente de soluciones sostenibles e independientes. En Growatt, estamos comprometidos a ofrecer tecnologías solares avanzadas que no solo brinden un alivio inmediato frente a los apagones, sino que también impulsen una transición hacia un modelo energético más resiliente y sostenible. Nuestros sistemas off-grid están diseñados para satisfacer las necesidades específicas de regiones como Ecuador, donde la confiabilidad energética es crítica tanto para los hogares como para los sectores esenciales.»
A través del decreto 1035/2024, el gobierno prorrogó por 10 años, a partir del 6 de noviembre de 2027, la concesión de transporte a REFINERÍA DEL NORTE S.A. (REFINOR S.A.) sobre el Poliducto que se extiende desde Campo Durán, en la Provincia de SALTA, hasta la entrada de Montecristo en la Provincia de CÓRDOBA, cuyo flujo de transporte ha sido revertido en uno de dos tramos.
Asimismo, aprobó el Plan de Trabajo e Inversiones presentado por REFINOR para el período de prórroga de la concesión de transporte, que representará una inversión total de U$S 40.187.000, de acuerdo al siguiente detalle:
· Optimización de Tanques en complejo Campo Durán y en estación de despacho Banda Río Salí: dólares 8.977.000. · Ampliación del Sistema de Protección Catódica: U$S 9.000.0000. · Actualización de tecnología para Inspecciones en Línea (ILI): U$D 3.300.000. · Utilización de nueva tecnología de materiales: U$S 12.750.000. · Optimización de la seguridad operativa de las instalaciones: U$S 4.480.000. · Actualización y automatismo de válvulas: U$S 1.680.000.
REFINOR “deberá cumplir, en primer término y previo a todo”, con el Plan de Trabajo e Inversiones a corto y mediano plazo comprometido para el período 2025-2027, y remitir anualmente a la Secretaría de Energía los reportes que den cuenta de su avance y cumplimiento, señala el decreto 1035/24.
La empresa concesionaria deberá enviar anualmente los reportes correspondientes al Plan de Trabajo e Inversiones correspondientes al plazo de la prórroga de la concesión otorgada.
Asimismo, la empresa concesionaria deberá cumplir con lo establecido en la Resolución de la ex-Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos del ex-Ministerio de Planificación Federal 120/17, y en la Disposición de la ex-Subsecretaría de Combustibles del ex-Ministerio de Planificación Federal 123/06, en cuanto a la presentación periódica de los estudios ambientales de operación y mantenimiento, el plan de contingencias y los informes de monitoreo.
Deberá además informar mensualmente el volumen de combustibles líquidos transportados mediante una declaración jurada, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución de la ex-Secretaría de Energía del ex-Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos 319/93.
Por otra parte, deberá mantener actualizada su inscripción en el Registro Nacional de Empresas Transportistas de Hidrocarburos Líquidos por Ductos y a través de Terminales Marítimas, normado por la Resolución 385/21.
Refinor, en su carácter de concesionaria de transporte, será responsable del Pago anual de la Tasa de Control de Transporte y Captación de Hidrocarburos determinada por las Resoluciones de la ex-S.E. 263/18, y 571/19 y sus modificatorias, debiendo mantener actualizado el Registro de Capacidades de Transporte y de Almacenaje de Hidrocarburos Líquidos.
El Decreto 1035 señala que deberán constituirse las servidumbres mineras de ocupación y de paso sobre los fundos que atraviesa el poliducto, que no fueron constituidas oportunamente, para lo cual se otorga a la empresa concesionaria un plazo de SESENTA (60) días contados a los fines de iniciar las tramitaciones pertinentes.
Una vez constituidas, las mencionadas servidumbres deberán ser inscriptas en los Registros de la Propiedad Inmueble de las provincias correspondientes dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días.
En los considerandos del decreto ahora oficializado se hace referencia a que “mediante la Resolución del ex-Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos 1340/1992 se dispuso la constitución de la empresa REFINOR S.A., y la transferencia a su favor de los derechos que correspondían a YPF S.A. sobre los activos asociados a la Cuenca Noroeste.
En el Inventario de Activos incorporados al capital social de REFINOR S.A., se incluyó al poliducto Campo Durán – Montecristo de 1.108 km de longitud y a las estaciones de bombeo: Campo Durán en la Provincia de SALTA, Urundel en la Provincia de JUJUY, Lavayén en la Provincia de JUJUY, Las Piedras en la Provincia de SALTA, Monteagudo en la Provincia de TUCUMÁN, San Antonio de la Paz en la Provincia de SANTIAGO DEL ESTERO y Quilino en la Provincia de CÓRDOBA.
Asimismo, se determinó la compraventa del 70 % de las acciones de REFINOR S.A. a quien YPF S.A. le transferiría la titularidad de sus derechos sobre el área Campo Durán integrante de la Cuenca Noroeste.
A través del Decreto 2445/92 se aprobó el contrato emergente del Concurso Público Internacional 14-280/92, suscripto entre YPF S.A., PLUSPETROL S.A., ASTRA S.A., COMPAÑÍA NAVIERA PEREZ COMPANC S.A. e ISAURA S.A., por el cual se efectuó la venta del SETENTA POR CIENTO (70 %) de las acciones de REFINOR S.A.
En abril de 1997 se instrumentó el Acta de Cesión de la concesión de transporte del poliducto Campo Durán-Montecristo suscripta entre YPF S.A. y REFINOR S.A.
El decreto ahora oficializado describe a manera de antecedente que “en oportunidad de la privatización de los activos mencionados, la producción de hidrocarburos provenientes de la Cuenca Noroeste resultaba altamente suficiente para garantizar el abastecimiento del mercado local, así como su exportación”.
REFINOR S.A. invirtió en unidades de proceso, destilación de vacío, reordenamiento de plantas de almacenaje, mantenimiento y reacondicionamiento del citado poliducto y en una red de estaciones de servicio que le permitieron convertirse en un importante abastecedor de hidrocarburos para el noroeste del país.
Con posterioridad, la fuerte disminución de las reservas y producción de hidrocarburos en los reservorios de la Cuenca Noroeste derivó en la subutilización y bajo aprovechamiento de las instalaciones, y generó la existencia de capacidad ociosa en los activos operados por REFINOR S.A.
En tal contexto, REFINOR S.A. inició en el año 2018 un plan estratégico con el fin de revertir el sentido de circulación del flujo de transporte del poliducto Campo Durán – Montecristo en dos etapas: el Tramo SUR comprendido entre Montecristo en la Provincia de CÓRDOBA hasta Banda Río Salí en TUCUMÁN, y el Tramo NORTE desde Banda Río Salí hasta Campo Durán en la Provincia de SALTA.
Dicho plan procuró abastecer de forma eficiente y segura al mercado de combustibles de la región Norte del país, como así también disminuir el impacto ambiental que conlleva el transporte de hidrocarburos por camiones. Asimismo, de existir excedentes en la producción local, la reversión permitiría la exportación de derivados del petróleo crudo o eventualmente condensados a países limítrofes.
REFINOR S.A. inició la ejecución de la primera etapa del plan de reversión correspondiente al tramo SUR comprendido entre Montecristo en la Provincia de CÓRDOBA hasta Banda Río Salí en la Provincia de TUCUMÁN.
“Luego de ser analizados los aspectos técnicos para la viabilidad de la primera etapa, no se encontraron objeciones para la reversión parcial y provisoria del sentido del flujo de transporte del Poliducto Campo Durán – Montecristo para el tramo mencionado, y hasta que se efectuara la reversión total desde Banda Río Salí hasta Campo Durán en la Provincia de SALTA”, señala el nuevo decreto.
En virtud de ello, el poliducto quedó dividido en DOS (2) tramos con sentido de flujo opuesto: Campo Durán – Banda del Río Salí en sentido NORTE-SUR y Montecristo – Banda del Río Salí con sentido SUR-NORTE.
Las inversiones ejecutadas entre los años 2018-2024, correspondientes al tramo SUR, representan un total de U$S 15.522.409.
En lo concerniente a la segunda etapa del plan de reversión del flujo de transporte correspondiente al tramo NORTE, comprendido entre Banda Del Río Salí en la Provincia de TUCUMÁN hasta Campo Durán en la Provincia de SALTA, se encuentra pendiente de ejecución por cuestiones relacionadas con la integridad de la cañería.
Que, en tal contexto, REFINOR S.A. solicitó la prórroga de DIEZ (10) años adicionales para la concesión de transporte que detenta sobre el Poliducto Campo Durán – Montecristo, conforme a lo establecido en el artículo 41 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias, ahora otorgada.
La obra tiene un costo total de unos 3.000 millones de dólares si se consideran los intereses de la financiación que será por el 70% de la obra. YPF avanza en el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur, la obra de la industria con la que Argentina se colocará como un jugador líder en la exportación de crudo regional y que generará exportaciones por 21.000 millones de dólares al año. Para eso la semana pasada se presentó al RIGI y la próxima se conocerán los nombres de los ganadores de la licitación de la construcción de los dos tramos que […]
La instalación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” implica una inversión cercana a los US$ 2.900 millones en los próximos 10 años. Marcos Bulgheroni aseguró: “El RIGI permitió fortalecer el marco regulatorio para que sea estable y promueva la seguridad jurídica de las inversiones. Todo esto es esencial para dar señales claras a una industria y que proyectos como el nuestro se hagan realidad”. Southern Energy, propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de instalación de un buque de licuefacción de Gas […]
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El diputado provincial y exsecretario de Energía, Darío Martínez, destacó el potencial de Vaca Muerta para atender la creciente demanda de gas natural en Brasil y el desarrollo de plantas de Gas Natural Licuado (GNL), pero advirtió sobre los desafíos que enfrenta la provincia de Neuquén en términos de infraestructura y precios justos.
Martínez se refirió al Memorándum firmado recientemente entre Argentina y Brasil, que abre la puerta a una colaboración energética más estrecha, y puso énfasis en el rol estratégico de Vaca Muerta. “Bienvenida toda nueva demanda de gas porque más producción significa más trabajo, inversión y desarrollo para los neuquinos”, afirmó. Sin embargo, señaló que las actuales limitaciones en el transporte de gas obstaculizan el aprovechamiento pleno de estas oportunidades.
Falta de infraestructura: un obstáculo crítico
El diputado provincial subrayó que la capacidad de los gasoductos que conectan Vaca Muerta con los mercados internos y externos ya está saturada. “Nuestra producción ya satura la capacidad de transporte de los gasoductos que salen desde Neuquén, que sirven para abastecer la demanda interna, aún insatisfecha por falta de la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, y para exportar, en firme y en verano, nuestro gas a Chile”, explicó.
Martínez insistió en la necesidad de inversiones para ampliar la red de transporte de gas. “Toda nueva demanda de gas de Vaca Muerta, para ser atendida seriamente, con continuidad, sin interrupciones y a largo plazo, necesita que se amplíe, con nuevos gasoductos que salgan desde Neuquén”, sostuvo.
Precios justos para los recursos neuquinos
Otro punto clave de su discurso fue la discusión sobre los precios del gas. Martínez cuestionó las condiciones propuestas por los posibles compradores internacionales, quienes buscan precios considerablemente bajos. “Hoy, Neuquén vende su gas a 3,5 dólares por millón de BTU en promedio, con picos de más de 7 dólares en las exportaciones a Chile. Sin embargo, las empresas productoras ya nos están anunciando que el proyecto de exportación a Brasil necesita un gas a menos de 2 dólares por millón de BTU, y que los proyectos de GNL ‘son factibles’ con un gas a 1,75 dólares por millón de BTU”, detalló.
El diputado calificó estas propuestas como inaceptables y llamó al gobierno provincial a adoptar un rol más activo en la defensa de los recursos neuquinos. “El Gobierno Provincial debería ponerse al frente y liderar estos proyectos para potenciar la producción de Vaca Muerta, multiplicar las inversiones, pero defender el valor de nuestro gas sin dejar que se lo lleven de regalo”, enfatizó.
Un equilibrio entre desarrollo y justicia
Para Martínez, cualquier acuerdo energético debe contemplar tanto los intereses de las empresas como el bienestar de la comunidad neuquina. “Está perfecto que la industria brasilera tenga energía más barata y de manera estable, y también que las petroleras hagan un gran negocio produciendo y exportando GNL. Pero no puede ser a costa de los recursos de los neuquinos sin un precio justo, y sin que signifique aumento de producción”, concluyó.
El legislador cerró su intervención destacando que, con una planificación adecuada y una negociación equilibrada, Vaca Muerta tiene el potencial de convertirse en el motor del desarrollo energético de Argentina y un actor clave en el mercado internacional de gas.
El costo promedio de los servicios públicos para un hogar representativo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) bajó levemente en noviembre, por tercer mes consecutivo, y cayó la incidencia sobre el salario, de acuerdo a un reporte elaborado por el Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP a cargo de la UBA-Conicet.
El informe expone que en el mes de noviembre un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, gasta $134.173 al mes en cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable, lo que implica un 0,2% menos que en octubre, cuando se alcanzó un costo de $134.414.
Al argumentar la merma, el IIEP sostuvo que “la reducción del 0,2% i.m en la canasta de servicios la explica un aumento de la energía eléctrica y del agua del 10,3% y 4% respectivamente que son más que compensados por la caída en el gasto de gas natural del 18,5%”.
Asimismo, precisó que “en los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 53% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 47% restante” aunque aclaró que “esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios”.
En este punto, advirtió que “la cobertura tarifaria de los costos de los servicios públicos es igual a la del mes anterior y se presenta superior al observado en los últimos doce meses a razón de los incrementos tarifarios que complementan mayor estabilidad en los costos fuera de los picos estacionales” y especificó que es 11 puntos porcentuales superior al promedio de los últimos diez meses (42%).
Con respecto a diciembre de 2023, el estudio arrojó que el costo de la canasta total se incrementó 368% a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua.
Al respecto, precisó que “en la desagregación por servicio se observa que el incremento más importante fue en la factura de gas natural con un aumento del 564% respecto a diciembre de 2023 y es explicado tanto por los aumentos tarifarios como por las diferencias en el consumo estacional”.
En tanto que detalló que “el gasto en energía eléctrica aumentó 189% mientras que los servicios públicos que no dependen de factores estacionales muestran un aumento del 601% para el transporte y del 305% para el agua”.
De esta manera, el IIEP reveló que “la canasta de servicios públicos del AMBA de noviembre representa el 11,6% del salario promedio registrado estimado del mes, a la vez que el peso proporcional del gasto en transporte alcanza el 42% y es significativamente más elevado respecto de los restantes servicios”. La incidencia sobre el salario es menor al 12,2% que marcaba en octubre.
El conflicto entre los trabajadores camioneros y la empresa NRG Argentina expone una grave problemática en el corazón de la industria energética de Vaca Muerta.
A medida que las operadoras petroleras buscan maximizar ganancias, las consecuencias recaen sobre los trabajadores, cuya situación laboral se ha visto precarizada en extremo. Gustavo Sol, secretario del Sindicato de Camioneros de Río Negro, fue contundente al denunciar la compleja situación en una reciente entrevista en el programa Desafío Energético de Canal 7 de Neuquén
La empresa NRG emitió telegramas de despido a 180 trabajadores bajo el argumento de que sus costos no son competitivos frente a la logística de transporte de arena desde Entre Ríos, realizada con trabajadores informales. Sol explicó: “La logística que necesita Vaca Muerta se realiza con trabajadores prácticamente informales. Las operadoras no quieren asumir ese costo en su afán de ganar más”. Esta situación ha generado una gran preocupación no solo por la pérdida de empleos, sino también por el impacto en la mano de obra regional.
El problema, según el sindicalista, radica en el desinterés de las operadoras por garantizar condiciones laborales dignas y su preferencia por contratar servicios más baratos, a costa de la seguridad y los derechos de los trabajadores. “Es inhumano lo que están haciendo las operadoras con los trabajadores que traen la arena de Entre Ríos. Esto no se puede permitir”, enfatizó.
“Están ingresando a un promedio de entre 300 y 500 camiones por día que ingresan desde Entre Ríos a Vaca Muerta, es un montón”, expresó el dirigente sindical.
Las consecuencias de la informalidad
La precarización no solo afecta a los trabajadores, sino también a la infraestructura y a las economías locales. Sol describió un panorama alarmante: “Los camiones vienen con excedidos de peso, con trabajadores que no tienen cobertura ni seguridad. Esto destruye las rutas y no deja un peso en las provincias”. Según el dirigente, los choferes informales trabajan hasta 36 horas seguidas sin descanso y reciben pagos insuficientes. “Con la inflación que hay, nadie puede vivir con lo que se paga por estos viajes”, denunció.
Además, las empresas regionales, que cumplen con los convenios colectivos, han quedado en desventaja competitiva frente a la informalidad. Este desequilibrio ha llevado a que las rutas de acceso a Vaca Muerta, como la de Catriel, estén devastadas en apenas un año de uso intensivo.
Apoyo sindical interprovincial
El conflicto ha trascendido las fronteras de Río Negro, obteniendo el respaldo de sindicatos de camioneros de provincias como Neuquén, Chubut, Santa Cruz, Mendoza y La Pampa. Estas organizaciones han conformado una comisión de seguimiento de la actividad petrolera, trabajando en conjunto para abordar la problemática. Han mantenido reuniones con 16 operadoras vinculadas a Vaca Muerta, exigiendo que asuman la responsabilidad de la logística necesaria para las operaciones. Sin embargo, según Sol, “no tenemos una respuesta favorable a los trabajadores; ellos no se quieren hacer responsables de la logística que necesita Vaca Muerta para realizar sus actividades”.
El impacto en la actividad petrolera
El conflicto amenaza con un escalamiento significativo que podría paralizar las operaciones en Vaca Muerta. Sol advirtió: “No vamos a permitir que ingrese un solo camión con choferes informales. Si no hay una solución, no va a entrar ni una tonelada de arena más a Vaca Muerta”. Según el secretario, la decisión de bloquear los ingresos se mantiene firme hasta que las operadoras reconozcan la logística como actividad petrolera y se hagan responsables de las condiciones laborales.
Este tipo de medidas no solo podría paralizar el transporte de arena, sino también impactar la cadena logística completa, que incluye el traslado de caños y otros insumos esenciales para las operaciones. El gremio de camioneros cuenta con el respaldo de la CGT y la colaboración de sindicatos de otras provincias, lo que refuerza su capacidad de presión.
Una decisión política urgente
El sindicalista destacó la necesidad de decisiones políticas contundentes. “Es el momento de fiscalizar en los puntos de ingreso a la provincia y proteger a la mano de obra regional. No podemos permitir que 200 familias se queden sin trabajo en esta fecha tan sensible”, expresó Sol.
El conflicto trasciende lo laboral y se convierte en un desafío político y social para las provincias de Neuquén y Río Negro, así como para la sostenibilidad de Vaca Muerta como motor de la economía nacional. Las operadoras, lejos de asumir responsabilidades, parecen ignorar que “la conflictividad no es un buen negocio”.
Camioneros y Weretilneck buscarán soluciones al conflicto
El próximo lunes, el sindicato de camioneros de Río Negro se reunirá con el gobernador Alberto Weretilneck para tratar el conflicto generado por los despidos en la empresa NRG y la precarización laboral que afecta al transporte de arena hacia Vaca Muerta. Este encuentro se presenta como un punto crucial en la búsqueda de soluciones políticas que permitan frenar la crisis y proteger la mano de obra regional.
Gustavo Sol, secretario general del gremio, destacó la importancia de esta instancia de diálogo: “Hemos charlado con el gobernador, que está muy preocupado por esta situación. La idea es fiscalizar en los puntos de ingreso a la provincia para garantizar que los camiones que entren estén en condiciones y que los choferes estén registrados como corresponde”.
El mensaje a los trabajadores
Gustavo Sol quiso transmitir un mensaje de esperanza y determinación a los trabajadores afectados: “A los compañeros que les llegó el telegrama, llevarles la tranquilidad de que logramos frenar los despidos. Vamos a hacer lo que sea necesario para que ellos tengan continuidad. No estamos defendiendo a la empresa NRG, estamos defendiendo la mano de obra regional. Ellos van a seguir trabajando en NRG o en alguna otra empresa, pero las operadoras se van a tener que hacer cargo. Que tengan confianza, están respaldados”.
“Los trabajadores mueven la industria. Sin ellos, no hay Vaca Muerta posible” expresó Gustavo Sol.
NRG Argentina
NRG Argentina es una empresa de servicios logísticos especializada en el transporte y provisión de arenas silíceas para la industria petrolera, clave en las operaciones de fractura hidráulica en Vaca Muerta. Con una presencia destacada en la región, su actividad ha sido fundamental para garantizar el suministro de insumos críticos en el desarrollo energético del yacimiento. La empresa cuenta con una planta de procesamiento en Allen, Río Negro, y bases operativas en Añelo, Neuquén, con una capacidad de almacenamiento total que supera las 60.000 toneladas.
Sin embargo, en el último año, la compañía ha enfrentado serias dificultades financieras y conflictos laborales, lo que la ha puesto en el centro de una crisis que amenaza con impactar la producción petrolera de la región.
En octubre de 2024, la provincia de Neuquén alcanzó una producción récord de 447.460 barriles diarios de petróleo, marcando un aumento del 0,13% respecto a septiembre y un crecimiento del 26,35% en comparación con octubre de 2023, según datos oficiales.
La cifra histórica se logró gracias al desempeño destacado de varias áreas clave en la formación de Vaca Muerta:
Bajada del Palo Oeste
Operada por Vista Oil & Gas, esta área ha sido fundamental en el incremento de la producción provincial. En octubre de 2024, Bajada del Palo Oeste aportó un promedio de 45.000 barriles diarios, representando aproximadamente el 10% de la producción total de Neuquén. Este rendimiento se debe a la implementación de técnicas avanzadas de perforación y fractura hidráulica, así como a una gestión eficiente de los recursos.
Coirón Amargo Suroeste
Este bloque, operado por Shell Argentina, contribuyó con una producción promedio de 35.000 barriles diarios en octubre de 2024. La compañía ha enfocado sus esfuerzos en optimizar la recuperación de petróleo mediante la aplicación de tecnologías de punta y prácticas operativas sostenibles.
Lindero Atravesado
Bajo la operación de Pluspetrol, Lindero Atravesado registró una producción promedio de 30.000 barriles diarios durante octubre de 2024. La empresa ha invertido en la modernización de sus instalaciones y en la capacitación del personal, lo que ha resultado en una mejora continua de la eficiencia operativa.
La Amarga Chica
Este proyecto conjunto entre YPF y Petronas alcanzó una producción promedio de 50.000 barriles diarios en octubre de 2024. La colaboración entre ambas compañías ha permitido el desarrollo de infraestructuras clave y la implementación de tecnologías innovadoras, posicionando a La Amarga Chica como uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta.
Loma La Lata – Sierra Barrosa
Operado por YPF, este área aportó aproximadamente 60.000 barriles diarios en octubre de 2024. Loma La Lata – Sierra Barrosa se destaca por su infraestructura consolidada y por ser uno de los yacimientos más antiguos en producción, adaptándose a las nuevas tecnologías para mantener y aumentar su productividad.
Estos aportes individuales han sido cruciales para que Neuquén alcance el récord de producción de 447.460 barriles diarios en octubre de 2024, consolidando a la provincia como líder en la producción de petróleo en Argentina.
El aumento en la producción responde a una combinación de factores, incluyendo la ampliación de proyectos no convencionales, el incremento de la cantidad de pozos activos en las áreas principales y la implementación de nuevas tecnologías de extracción y fractura hidráulica.
La importancia de estos resultados también se refleja en la posición de Neuquén como la principal provincia productora de petróleo en Argentina, contribuyendo de manera decisiva a la oferta nacional y al potencial exportador de hidrocarburos.
Finlandia se posiciona a la vanguardia de la innovación energética con un proyecto que promete transformar la forma en que obtenemos energía: la captura de energía solar directamente desde el espacio. Este ambicioso plan busca aprovechar la constante radiación solar que llega al espacio exterior para generar electricidad a gran escala y transmitirla a la Tierra.
¿Cómo funciona?
La idea central consiste en desplegar grandes paneles solares en órbita terrestre. Estos paneles captarían la energía solar de manera ininterrumpida, sin las limitaciones impuestas por el clima terrestre. La electricidad generada sería convertida en microondas o láseres y transmitida a receptores ubicados en la Tierra, donde se convertiría nuevamente en electricidad para su distribución en la red eléctrica.
Beneficios del proyecto
Energía limpia y abundante: La energía solar espacial ofrece una fuente prácticamente inagotable de energía limpia, sin emisiones de gases de efecto invernadero.
Independencia energética: Al reducir la dependencia de combustibles fósiles, los países podrían garantizar su seguridad energética y disminuir su vulnerabilidad a las fluctuaciones de los precios del petróleo y el gas.
Mayor eficiencia: La energía solar espacial podría ser capturada y transmitida de manera más eficiente que en la Tierra, gracias a la ausencia de atmósfera.
Desafíos y próximos pasos
A pesar de sus prometedores beneficios, el proyecto de energía solar espacial enfrenta desafíos significativos, como:
Costos elevados: El desarrollo y despliegue de grandes paneles solares en el espacio requiere una inversión inicial considerable.
Tecnología compleja: La transmisión de energía desde el espacio a la Tierra a través de microondas o láseres implica el desarrollo de tecnologías avanzadas y eficientes.
Regulación espacial: La gestión y el control del espacio exterior requieren acuerdos internacionales y normas claras para evitar conflictos y garantizar la seguridad.
Los investigadores finlandeses, en colaboración con otras instituciones internacionales, están trabajando arduamente para superar estos desafíos y hacer realidad la visión de una energía solar espacial accesible y sostenible. Se están llevando a cabo numerosos estudios y experimentos para evaluar la viabilidad técnica y económica de este proyecto.
Un futuro prometedor
Si bien aún queda un largo camino por recorrer, el proyecto de energía solar espacial representa una esperanza para un futuro más sostenible y limpio. Al aprovechar la inmensa energía del Sol, Finlandia y otros países podrían contribuir a mitigar el cambio climático y garantizar el suministro energético para las generaciones futuras.
Aggreko, la compañía dedicada a las soluciones energéticas, especializada en energía modular y móvil, se ha fijado como objetivo acompañar la transición energética y contribuir a reducir las emisiones de carbono en la industria minera. Frente a este escenario, la compañía ha desarrollado diferentes soluciones con conexión y sin conexión a la red eléctrica entre las que se destacan el abastecimiento de energía flexible y a largo plazo para la minería, mediante un acuerdo de compra de energía (PPA) o un proveedor independiente (IPP), energía híbrida sin conexión a la red y optimización o hibridación de instalaciones eléctricas en funcionamiento. En diálogo con EconoJournal, Lucía Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, dio cuenta del trabajo de la compañía con el objetivo de impulsar al sector minero.
“Tenemos foco en minería y en el litio particularmente. Esa industria tiene la particularidad de que los proyectos de energía que tenemos son en altura, algo complejo. A esto le debemos sumar lo que pide el mundo que es enfocarnos en que las soluciones sean más eficientes. Pensar una batería en altura antes era imposible. Ahora desarrollamos una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ y mejora mucho la combustión”, aseguró la referente de Aggreko.
Respecto a esta nueva tecnología vinculada a la generación de hidrógeno, Mejuto detalló que lo ideal sería tener energía eólica o solar, pero que también existen alternativas que se pueden implementar para mejorar las plantas de los proyectos. “El proyecto de hidrógeno verde vino de la mano de uno de nuestros clientes en el sur, con la iniciativa de oro y plata Cerro Moro. Allí nosotros observamos que con el hidrógeno se podía realizar una combustión mucho más completa bajando el consumo de combustible y el contenido de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx)”, precisó.
Impacto
La ejecutiva de Aggreko exhibió que esta solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno luego entra en el equipo lo que hace que la combustión sea más completa. “Con esto se baja el uso de los combustibles en un 2% y los gases mejoran en un 25% en contenido de NOx. Es un desarrollo muy bueno. Le ofrecemos al cliente hacer una inversión que le permite pagar menos por la energía ya que esto no tiene un impacto significativo en tarifa. Es una solución que nos hace ganar a todos”.
Mejuto también advirtió que el mundo está exigiendo soluciones verdes a fin de reducir el consumo de combustibles fósiles para disminuir las emisiones y el impacto ambiental. “Nosotros ofrecemos soluciones de energía y usamos la experiencia que tenemos en los proyectos para poder avanzar y mejorar en cada uno de los que vamos sumando. Desde operaciones con diésel, tratamos de hacer el reemplazo de soluciones con gas y tener una operación ininterrumpida”, aseguró.
Sobre esto, Mejuto informó que Aggreko tiene un proyecto en Australia que comenzó operando con diésel y que ahora lograron reemplazarlo con gas. “Hay mineras preocupadas por la huella de carbono. Hay otros preocupados por la eficiencia. Tenemos la posibilidad de hacer plantas modulares y construir para que la operación sea lo más eficiente posible. Estamos reduciendo la huella de carbono. Las mineras demandan eso y nosotros queremos contribuir”, expresó.
La responsable del Desarrollo de Negocios de Aggreko aseguró que desde la empresa tienen como objetivo llevar adelante una planta que sea completamente de energía solar o eólica pero que en la actualidad no resulta posible por un tema de rentabilidad, pero que sí lo será en el futuro. En base a esto, indicó: “Hay mucho desarrollo tecnológico alrededor de las energías verdes. Antes cuando hablábamos de hacer un proyecto híbrido, este tenía que tener un contenido en energía solar del 15%. Hoy el menor costo total de energía se logra cerca del 35% Hoy es posible pero no rentable tener una planta 100% solar. Creo que a medida que haya más demanda, los proyectos van a llegar a ese punto”.
Precios
Mejuto se refirió por último al adverso escenario internacional provocado por la brusca caída del precio del litio que se registró a principios de este año y remarcó que: “Desde la Argentina estamos muy acostumbrados a trabajar con cobre, oro, plata, que son commodities. Hay un precio internacional. El litio está entrando en ese mundo. A futuro también va a tener las subas y bajas que tiene cualquier commodity, pero hoy son subas y bajas mucho más altas. El precio que se manejaba en 2022 no existe, pero tampoco el precio tan bajo que se manejó este año. Se va a llegar a un equilibrio”.
“La Argentina tiene la particularidad de que por la forma en la que se encuentra el litio en nuestros salares, el costo de producción es mucho más bajo respecto a otros lugares del mundo. Por eso, sigue habiendo oportunidad para que nosotros crezcamos como país. Tenemos que acompañar a las mineras. Necesitan socios estratégicos y nosotros buscamos eso”, concluyó.
Future Energy Summit (FES), parte de la gira internacional que conecta a los principales líderes del sector energético, regresa a Santiago los días 27 y 28 de noviembre para su tercera edición en Chile.
Este evento, que reunirá a más de 500 representantes de empresas líderes, autoridades gubernamentales y expertos, se posiciona como el espacio más relevante para debatir las tendencias, desafíos y oportunidades del sector de energías renovables en el Cono Sur.
Una de las novedades más destacadas de esta edición es la participación de Diego Pardow, Ministro de Energía de Chile, quien ofrecerá las palabras de apertura el día jueves 28 de noviembre.
Su intervención será crucial para el desarrollo del evento, ya que brindará señales de mercado sobre el futuro próximo de las energías renovables en el país, con un enfoque especial en el almacenamiento energético, un área clave para el crecimiento y la estabilidad de la transición energética chilena.
Una alineación de líderes y temáticas estratégicas
Además de las palabras del ministro, FES contará con la presencia de los máximos referentes del sector empresarial. Participarán líderes como Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile; Aurelio Bustilho De Oliveira, CEO de Enel Américas; y Fabián González Candía, Senior Business Director of LATAM BESS de Huawei, quienes abordarán los desarrollos tecnológicos que impulsarán la transición energética en los próximos años.
Otros ejecutivos clave incluyen a Daniel Camac, Presidente de H2 Perú; Susana Morales, Project Acquisition & New Business Manager de Atlas Renewable Energy; y Miguel Covarrubias, Sales Director Andes de Jinko, quienes presentarán proyectos emblemáticos y discutirán cómo las tecnologías emergentes, como el hidrógeno verde y los sistemas de almacenamiento, están transformando el panorama energético regional.
Durante los dos días del evento, los paneles se centrarán en temas cruciales como la evolución de las tecnologías solares, las estrategias para optimizar el almacenamiento energético, y las políticas públicas necesarias para acelerar la transición energética en Chile y la región. Con la participación de figuras como Pedro Correa Álvarez, CTO de Suncast, y Marcos Cardaci, VP Latam de Nordex, se discutirán enfoques innovadores y casos de éxito que han permitido a las empresas avanzar hacia una matriz energética más sostenible.
Espacios exclusivos de networking
Además de los paneles y conferencias, FES se destaca por sus espacios exclusivos de networking, diseñados para fomentar alianzas estratégicas entre líderes del sector público y privado. Estos encuentros permitirán avanzar en acuerdos clave y proyectos que impulsarán el crecimiento de las energías renovables en América Latina. La diversidad de actores presentes, desde directivos de empresas globales hasta representantes de startups tecnológicas, asegura un ambiente propicio para la colaboración.
Con la participación de más de 500 asistentes, incluidos representantes de las principales empresas y organizaciones energéticas de la región, FES Chile 2024 será una plataforma inigualable para debatir el futuro de las energías renovables en el Cono Sur. Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #FESChile y únete al evento que lidera la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.
La industria global del hidrógeno limpio comienza a tomar forma por el lado de la demanda del producto. Esto ocurre centralmente gracias a la necesidad de las industrias europeas con altos niveles de emisiones de carbono de cumplir con las metas de descarbonización, con la industria del acero como el caso testigo a seguir en esta transformación industrial. Si bien se trata de una demanda inducida por la regulación y no por la competitividad actual de los precios del hidrógeno verde, los avances en tecnología e infraestructura para el hidrógeno son suficientes como para pensar en la viabilidad de su producción y exportación a Europa en forma de amoniaco. Esta dinámica es observada de cerca por Dirk Niemeier, uno de los líderes globales en hidrógeno de PwC, la firma de consultoría internacional, que acaba de visitar la Argentina y otros países de la región.
Niemeier lleva casi tres décadas de trabajo en consultoría energética. Comenzó enfocado en la desregulación del mercado energético en Alemania en torno al 2000 y desde hace ocho años trabaja en el área de descarbonización con hidrógenolimpio. Niemeier es actualmente director en Soluciones de Hidrógeno Limpio, Estrategia y Alemania de PwC. La firma de consultoría realiza asesorías en el manejo del riesgo en los contratos de compra y venta de hidrógeno verde tanto a los clientes industriales finales como a los productores del insumo. La Unión Europea en su estrategia de hidrógeno estableció una demanda objetivo de 20 millones de toneladas anuales de hidrógeno (principalmente limpio) para el 2030, a ser cubierta en un 50% por importaciones.
EconoJournal dialogó con Niemeier en las oficinas de PwC en la ciudad de Buenos Aires sobre el presente y los desafíos para el despegue de la demanda de hidrógeno verde en Europa, el potencial único de América Latina en combustibles sintéticos, las tendencias en la industria del hidrógeno verde, y las posibles implicancias de la victoria de Donald Trump en EE.UU. sobre esta.
Dirk Niemeir.
-Si hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de su costo. ¿Qué tan grande es la brecha de costos con el hidrógeno gris hoy en día?
Considero que es una visión errónea de este mercado, porque el hidrógeno gris siempre será más barato que el verde, al menos en Europa. La pregunta para mí es más bien cuál es el costo de la descarbonización con hidrógeno. Eso sigue siendo demasiado alto, pero esa es probablemente la pregunta más válida, porque nunca será que el hidrógeno verde sea más rentable que el gas natural, por ejemplo. Entonces, la diferencia de costos es bastante alta en este momento si se produce el hidrógeno en Europa porque el hidrógeno gris cuesta alrededor de 2,50 euros, tal vez 3 dólares y si se produce hidrógeno verde el costo de producción está más en el rango de 6 a 8 euros por kilogramo. Es dos o tres veces el hidrógeno gris, realmente no es comparable. Además, si vas a algún lugar como Oriente Medio, América Latina, o Australia, el costo del hidrógeno verde puede ser menor porque hay mucho más sol y mucho más viento. Los costos de generación de energía son menores. La generación de energía representa el 70% del costo final del hidrógeno verde, es de entre 2,50 y 3 euros. Pero no hay hidrógeno verde donde se lo necesita. Hay que sumar el costo de la conversión a amoníaco si hay que transportar hidrógeno a largas distancias y también el costo del transporte. Luego hay que reconvertirlo de nuevo en hidrógeno. Después hay que introducirlo en un ducto. En el punto de destino, de nuevo, son unos 6 euros, no 3.
-¿Cuáles son los principales obstáculos a superar para acelerar la bajada del costo del hidrógeno verde?
Son los efectos de escala, la tecnología está pero necesitamos tener escala para reducir el costo. Esto ya se ve si se mira al mundo, porque los fabricantes chinos de electrolizadores son mucho más baratos que los europeos u occidentales. Una de las razones es que tienen más escala. Han producido más electrolizadores de los que ya han instalado en China. Alrededor del 70% de todos los electrolizadores en funcionamiento están en China. Tienen el efecto de escala. Son mucho más baratos. Hay otras razones, pero la escala es el efecto principal. China está produciendo mucho hidrógeno. Están instalando plantas de metanol e invirtiendo mucho en ellas. Los fabricantes chinos son mucho más baratos que los occidentales, alrededor de un 80% menos.
-¿Cuáles son las ventajas y desventajas de los mercados eléctricos en América Latina para dotar de energía barata a los proyectos de hidrógeno?
Las ventajas son que América Latina tiene muy buenas condiciones eólicas y también algunas condiciones solares, por lo que suele ser más barato instalar generación de energía renovable aquí que en Europa. En América Latina estás alrededor de 35 euros por MWh. En Europa estás entre 60 y 80, el doble del precio. Creo que la desventaja es que los mercados no están tan desarrollados aquí, y definitivamente hay algo que considerar para Argentina, porque no se considera el país más estable del mundo. Estuve en Uruguay, que se considera estable, pero hay algunos problemas con las compañías eléctricas que venden y compran electricidad. Realmente no tienen un mercado mayorista y si quieres operar el electrolizador en un modo más estable y tener una planta eólica detrás, que está más en modo fluctuante, necesitas tener alguna posibilidad de vender el exceso de energía a la red y cuando falta energía comprarla de la red. Uruguay sería perfecto para eso porque ya tiene un 90% de energía renovable, pero no ofrece este mercado mayorista. Ese es el desafío que tienen que afrontar. El último punto probablemente no sea el mercado de la energía, sino el mercado de productos. Si se produce hidrógeno aquí, la pregunta es qué hacer con él. Hay que utilizarlo más o menos a nivel regional y quizás ese no sea el mercado más grande para ello. Se necesita un consumo a escala industrial, que probablemente se dé en Estados Unidos o en Europa en este momento, y luego hay que transportarlo allí. Si pensamos un poco más allá del hidrógeno, creo que la sólida posición de América Latina también está asociada con las condiciones eólicas y energéticas que acabo de mencionar y la combinación de eso con la posición de biomasa que tienen. Hay mucha biomasa disponible aquí, lo que lleva al hecho de que se pueden producir biocombustibles. Brasil lo está haciendo con el etanol a gran escala y otros países también pueden hacerlo. Además, se puede utilizar el CO2 de la incineración de biomasa. Por ejemplo, en Uruguay hay grandes fábricas de papel de UPM. Utilizan madera para las plantas de cogeneración. Emiten CO2, pero es CO2 biogénico, y este CO2 se puede utilizar para producir combustibles sintéticos basados en hidrógeno y CO2. Por lo tanto, esta combinación de energía y CO2 para combustibles sintéticos en América Latina es bastante única en el mundo, porque si observamos otras regiones que tienen energía barata, como Oriente Medio, Australia o el norte de África, no tienen CO2. El posicionamiento de Sudamérica en este espacio de energía renovable es producir combustibles sintéticos porque eso es algo que ninguna otra región puede hacer.
-La industria de las energías renovables ha conseguido superar sus costos de producción. Ahora la electricidad procedente de renovables es competitiva frente al costo de generación de las plantas de combustibles fósiles. ¿Podría el hidrógeno verde alcanzar el mismo tipo de competitividad frente al uso de combustibles fósiles en el sector industrial o serán necesarias políticas públicas durante mucho tiempo para establecer unas condiciones de competencia equitativas para el hidrógeno verde?
Se necesitarán subsidios públicos al menos durante algún tiempo. La razón es que los efectos que acaba de mencionar para la energía renovable se produjeron, entre otras cosas, porque en Alemania y en Europa hubo un fuerte régimen de subsidios durante 20 años que ofrecía a los inversores un retorno seguro si construían plantas de energía renovable. Eso atrae inversiones y luego se puede tener escala. Hay análisis de los costos que muestran que al duplicar la producción en una determinada tecnología, ya sean baterías, molinos de viento, paneles fotovoltaicos y también electrolizadores, cada vez que se duplica el volumen en el mercado se obtiene una reducción en el costo de entre el 15 y el 25%. Por supuesto, el último 25% es menor que el primer 25 %, pero aun así es algo que está sucediendo. Es un poco difícil de explicar, pero es un hecho si analizás los costos y los datos, lo hicimos junto con las universidades en Alemania. Por lo tanto, el efecto será que el costo se reducirá. La pregunta es si podrán cubrir el costo de los combustibles fósiles. Lo dudo hasta cierto punto, pero es diferente en distintos campos de juego. Por ejemplo, si se observa la movilidad y el combustible, especialmente en Alemania, hay tantos impuestos sobre los combustibles que es bastante fácil que el hidrógeno cubra estos costos de la electricidad y los automóviles a batería. En la industria es un poco diferente porque no hay subsidios tan altos. Los costos actuales del CO2 son bastante bajos, de 60 euros por tonelada, por lo que será difícil cumplir con esa cifra. Probablemente en el futuro los costos del CO2 aumentarán, podría llegar un régimen fiscal global del CO2 y, si esto sucede, los combustibles fósiles también se encarecerán en el mundo.
-Europa podría convertirse en el mayor mercado de consumo de hidrógeno del mundo. Pero un informe reciente de PwC indica que Europa está retrasada en su objetivo de producir 10 millones de toneladas de hidrógeno verde al año debido a retrasos en la ejecución de proyectos. ¿A qué se deben estos retrasos?
El informe es un informe global y los retrasos se están produciendo no solo en Europa sino a nivel mundial. En el mundo solo el 2% de los proyectos de hidrógeno anunciados tienen una FID (Decisión Final de Inversión). Por lo tanto, el 98% son solo planes, ideas, lo que sea. La razón principal de esto es que falta el offtake segura para eso. Si quieres construir una planta, normalmente necesitas financiación de proyectos, financiación de deuda. Para conseguirla, necesitas una compra segura, tienes que demostrar a los bancos que tienes un contrato o contratos vigentes por al menos el 60% de lo que puedes producir durante al menos 10-15 años. Estos contratos no están vigentes en este momento. No existen y ese es el hecho de que solo los proyectos tienen FID en este momento, que son pequeños, por lo que puedes tener un offtake menor. O si son grandes se financian sin financiación de proyectos, se financian solo con capital. Hay dos grandes proyectos en Alemania. Uno es de RWE, una de las empresas de servicios públicos alemanas más grandes. También recibieron un subsidio para su planta. Tomaron la decisión final de inversión en su planta sin tener ningún comprador. Lo mismo es cierto para Neon. No tienen comprador. Pero no se puede hacer eso a gran escala sin comprador porque entonces no se obtiene la financiación del proyecto. Ahora, esas compras dependen de que las empresas estén dispuestas a pagar el precio, pero el precio inicial es alto y limita principalmente la rápida puesta en marcha. Ahora tenemos contratos de primer comprador, las empresas de acero lo hacen, tienen que hacerlo, todavía están en el proceso de licitación, por lo que tampoco es que puedas simplemente salir y comprar hidrógeno en grandes cantidades, pero tienes que alinear los términos de entrega, el cronograma de entrega, los términos de flexibilidad. Es enormemente complejo en detalle. Así que lo licitaron y los apoyamos en la licitación, pero todavía están en la fase de obtener las cotizaciones, ver los precios, alinearse sobre cómo podrían hacerlo, a quién podrían seleccionar. El segundo factor que lo impide es la infraestructura. Si tomamos como ejemplo a ThyssenKrupp, recibieron ofertas de todo el mundo para su licitación de compra. Están dispuestos a comprar 140.000 toneladas al año, están dispuestos a firmar este contrato fijo que todos los productores necesitan, y recibieron ofertas de proyectos que aún no tienen el FID, que todavía están en planificación, de todo el mundo. Ahora bien, estos proyectos dependen de la infraestructura, es decir, una terminal de amoniaco, un cracker de amoniaco instalado en Europa para poder entregar a ThyssenKrupp. Si no existe, probablemente no firmen un contrato vinculante porque probablemente no se pueda cumplir si no existe la infraestructura. Entonces se tiene algo así como un problema del huevo y la gallina porque el productor necesita este contrato vinculante, pero no lo consigue sin la infraestructura, y la infraestructura no invierte en infraestructura si no hay un contrato vinculante. Y esa es la situación del mercado en este momento.
-Europa está implementando el mecanismo de ajuste de emisiones de carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés). ¿Qué impacto podría tener el CBAM en la demanda de hidrógeno?
Para explicar este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, tomemos el ejemplo del acero, porque es un ejemplo muy actual. El acero procedente de la India o China está sujeto a impuestos adicionales por la huella de CO2 que conlleva, por lo que se encarece cuando entra en la UE. Por lo tanto, el acero europeo que no soporta esta carga porque se produce con tecnología ecológica se vuelve más competitivo en cuanto a costos. Esa es la idea de este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, pero este mecanismo por sí solo no crea demanda de acero ecológico, porque las empresas también podrían comprar el acero gris de China o la India y pagar los impuestos sobre el CO2 correspondientes. Por lo tanto, la demanda de hidrógeno realmente debe provenir de empresas que estén dispuestas o se vean obligadas a comprarlo. Las empresas siderúrgicas se ven obligadas en este momento porque obtuvieron los subsidios para las plantas. Si no compran el hidrógeno tienen que devolver los subsidios. Firmarán contratos, esto sucederá dentro del próximo año. Habrá una demanda fija y con esta se construirá la red y luego vendrán más consumidores porque hay oportunidad de comprar volúmenes excedentes, así el mercado despegará. El segundo grupo de empresas que lo harán son las refinerías y las empresas químicas. Existe una Directiva de Energías Renovables en Europa, la RED III, que exige que el 42% del hidrógeno utilizado por la industria sea verde para 2030. Todavía está por transferirse a la legislación nacional, lo que ocurrirá a mediados del próximo año, y todavía se está por definir las multas, qué sanciones se asocian con el incumplimiento. Pero si esto se aprueba habrá una gran aceptación por el producto porque todas estas empresas necesitarán cantidades realmente enormes de hidrógeno verde para cumplir con la norma.
-Entonces, ¿ve que estas empresas en Europa tienen prisa por conseguir hidrógeno?
Yo no lo llamaría una prisa. Es un mercado inducido por la regulación y si los incentivos o las sanciones son lo suficientemente altos para hacerlo, sucederá. No es una prisa en el sentido de que todo el mundo quiera tenerlo porque es genial. Es algo así como, si no lo hago, tengo que pagar una multa enorme. No quiero hacerlo, no quiero pagar la multa, así que lo hago.
-¿Cuáles son las tendencias en cuanto al transporte de hidrógeno a larga distancia?
Hay una sola tendencia. Lo único que va a pasar es el amoniaco. Ya existe en el mundo una enorme industria de comercialización y transporte de amoniaco gris. No hay nada nuevo en eso. Es solo que esta industria y las capacidades de transporte, las capacidades de las terminales necesitan crecer. Pero es un proceso muy establecido crear amoniaco a partir de hidrógeno, generalmente hidrógeno gris, y luego enviarlo y usarlo en diferentes industrias como fertilizantes, productos químicos, lo que sea.
-El proceso para convertir el amoniaco nuevamente a hidrógeno consume electricidad. ¿Cuál es el argumento a favor de la importación de amoniaco en Europa, en términos de costo final?
Es difícil decirlo porque actualmente no hay ninguna planta industrial de craqueo de amoniaco. Pero si suponemos que el hidrógeno que se produce en Europa costará entre 6 y 8 euros por kilogramo, teniendo en cuenta el costo de la energía y el costo del electrolizador, y suponemos que el hidrógeno producido en Oriente Medio podría costar entre 2 y 3 euros por kilogramo, hay un gran margen de dinero para la síntesis y el craqueo de amoniaco hasta alcanzar el nivel de costos europeo, por lo que la hipótesis es que el costo del hidrógeno importado, incluso si se vuelve a craquear, podría ser inferior al europeo. Puede que no sea la mitad, pero aún así podría ser inferior. Ahora bien, Europa tiene condiciones muy diferentes para la producción de hidrógeno. En las partes del sur de España puede ser casi similar a las partes del norte de África. Si se produce allí se pueden conseguir unos costos realmente buenos. Si se va a los países nórdicos, con el río Rin y la energía hidroeléctrica, también podría ser posible conseguir unos costos muy buenos. Pero el problema es que entonces se necesitan largos ductos de hidrógeno de España a Alemania, por ejemplo, o de los países nórdicos a Alemania. Estos ductos se construirán mucho más tarde que la red principal alemana, tal vez en 2033 o 2035. Por el contrario, la infraestructura de amoníaco es más fácil de construir porque solo se necesita una terminal de amoniaco y una planta de craqueo de amoniaco y luego se puede traer una gran cantidad de amoniaco al país y al sistema. El craqueo de amoníaco necesita ser industrializado en tamaño, pero aún así podría ser más fácil construir la infraestructura y luego conectarla a la red principal alemana que ya está disponible.
-Donald Trump ganó las elecciones presidenciales. ¿Cuáles son las posibles implicaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno en Estados Unidos y en el extranjero?
Nadie puede predecir lo que hará Trump porque es impredecible. Se sabe que no cree en el cambio climático y que apoya a las compañías petroleras, por lo que es de esperar que al menos en Estados Unidos haya cierto apoyo a la perforación petrolera y, probablemente, al hidrógeno azul más que al verde, que es lo que ocurre en Estados Unidos. Podría ser que esto sea un impulsor de la captura de carbono, por lo que podría ser bueno para las tecnologías renovables en términos de captura de carbono. Para el hidrógeno verde podría ser difícil, porque también hay algunos rumores de que repensará este IRA y los efectos de eso, pero yo diría que es demasiado pronto para decirlo, y obviamente también hay otros subsidios como los subsidios a los vehículos eléctricos que están más en discusión que los subsidios al hidrógeno, y luego también están los subsidios a los combustibles sostenibles, y luego también es que este IRA atrae mucha inversión en los EE.UU., así que tal vez desde este ángulo tenga sentido para él mantener el IRA, al menos en las áreas donde se realizan inversiones en los EE.UU., por lo que es realmente difícil predecir lo que sucede allí y lo que hará además del hecho de que los combustibles fósiles recibirán algún impulso.
-La inclusión del hidrógeno azul en las políticas de impulso al hidrógeno suele generar discusiones. ¿Cuál es su opinión al respecto?
Entiendo que es algo difícil y complicado porque el hidrógeno azul y esta tecnología de captura de carbono son los medios ideales para que la industria fósil continúe utilizando combustibles fósiles, y ese es el problema dogmático. Desde el punto de vista práctico, es mucho mejor utilizar hidrógeno azul que gris, es mucho mejor capturar y secuestrar el carbono que no hacerlo, por lo que podría ayudar al cambio climático, y de todos modos debemos pensar en la captura de carbono a largo plazo. Luego hay otro tema, porque en Europa tenemos una regulación muy compleja para el hidrógeno verde, la RFNBO (ndr: las siglas en inglés de Combustibles Renovables de Origen No Biológico). Eso lleva al hecho de que si la generación de energía fluctúa, la producción de hidrógeno también fluctúa. Ahora bien, si una empresa necesita entregar una banda plana de hidrógeno, sin almacenamiento no tiene posibilidad de hacer esta entrega plana. Con el hidrógeno azul se puede hacer eso, se puede aumentar o disminuir la producción de la planta, porque es una planta despachable, distinta de la planta renovable, y luego se puede hacer una entrega en banda, o incluso se puede hacer el complemento de simplemente llenar estos valles de fluctuación y entregar hidrógeno azul cuando el verde no esté disponible. Así que también hay una especie de razón técnica y económica para usarlo. El único problema con esto es que hay que evitar prolongar la vida útil de la industria fósil. También hay una discusión sobre si se hace hidrógeno azul con el gas natural de fracking. El 20% del metano se evapora al aire en el punto de origen por fracturación hidráulica, entonces probablemente la captura del CO2 del gas que llega a la planta generadora de hidrógeno tiene menos impacto que la evaporación del gas en la fuente. El fracking es un problema en este sentido, es uno de los argumentos en contra del hidrógeno azul y de la captura de carbono, y también sobre este uso para la industria de combustibles fósiles. Pero si se aplica de manera razonable creo que tiene sentido, porque es mejor que no hacer nada y podría ser necesario desde el punto de vista económico y técnico para poner en marcha el mercado.
Los principales referentes privados de los segmentos que integran la industria energética —entre los que figuran directivos de empresas de Oil&Gas, del sector eléctrico, de compañías reguladas de gas natural, ejecutivos del downstream y del midstream de hidrocarburos—, así como también funcionarios del área tanto nacionales como provinciales analizarán las agendas que enfrentará la industria de cara al año que viene. El encuentro tendrá lugar en una nueva edición del Energy Day, el evento de fin de año que organiza EconoJournal. La jornada se llevará a cabo el lunes 2 de diciembre en el salón Dorrego del Hípico Alemán, en Buenos Aires.
Esta nueva edición lleva el nombre de “La energía de cara al 2025: ¿qué segmentos traccionarán el crecimiento de la industria en 2025” estará a cargo del gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien detallará el impactó que tendrá para la provincia el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado y el crecimiento que provocará en la región. También participarán representantes del gobierno nacional.
Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi, y José Luis Manzano, titular de Integra Holding, serán los protagonistas de los dos primeros bloques de la mañana. Allí compartirán su visión acerca del panorama energético y económico que enfrenta la Argentina, caracterizado en esta última parte del año por la estabilización cambiaria y la baja de la inflación.
Mercado de gas y petróleo
Gabriela Aguilar, (Excelerate Energy); Oscar Sardi, (TGS); Daniel Ridelener, (TGN); y Catherine Remy (TotalEnergies); disertarán sobre el mercado de gas natural a nivel regional y la posibilidad de que el recurso de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil y Bolivia, luego de que el ministro de Economía, Luis Caputo, firmará un acuerdo con el país que preside Lula Da Silva para impulsar las exportaciones de gas natural. A continuación, Andrés Cavallari (Raízen) brindará detalles sobre el escenario del segmento del downtream de hidrocarburos, con foco particular en las nuevas tendencias que tiene por delante el negocio de combustibles.
El desarrollo del crudo como vector de crecimiento de la industria en 2025 será uno de los ejes que se abordará en el Energy Day. Sobre este punto, debatirán Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; y Julián Escuder, country manager de Pluspetrol. También harán lo propio Horacio Turri, director de E&P de Pampa Energía; Matías Weisell, gerente regional de Vista; y Ricardo Ferreiro, presidente de Upstream de Tecpetrol.
Expansiones y oportunidades
Una de las cuestiones clave para impulsar el crecimiento de la industria de Oil & Gas reside en la capacidad de desarrollar infraestructura de transporte para lograr que la Argentina pueda convertirse en un exportador a nivel global. Es por esto que Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Carlos Damián Mundín, titular de BTU; Gerardo Zmijak, VP de Trafigura; y Alejo Calcagno, director de Techint Ingeniería y Construcción, darán cuenta de las oportunidades estratégicas que posee el país.
Luego Adolfo Storni, titular de Capex; y Diego Trabucco, presidente de Aconcagua, brindarán la mirada de las operadoras independientes y los desafíos que deben sortear para lograr un crecimiento de la producción.
Posteriormente, será el turno de los funcionarios provinciales. Allí Jimena Latorre, ministra de Energía de Mendoza; Sergio Mansur, secretario de Energía de Córdoba; y Alejandro Monteiro, secretario de Ofephi; expondrán sobre la agenda energética de las provincias.
Energía eléctrica
Casi llegando al final referentes de las principales generadoras: Claudio Cunha, (Enel); Adrián Salvatore, (Central Puerto); y Martín Genesio, (AES); disertarán sobre cómo superar los cuellos de botella del sector para subirse a tendencias globales como movilidad y electrificación.
Por último, el cierre del evento estará dedicado a abordar el rol de los proveedores de Oil&Gas. Participarán Luis Lanziani, (Tecpetrol); Briceno Lenin, (Shell); y Romina Parquet, (CIMC WETRANS); de un panel moderado por Sabina Trossero.
INCENDIO EN AÑELO
Un impresionante incendio se registra en la tarde de este sábado en la empresa INDARSA de Añelo, en Vaca Muerta. En el lugar trabaja personal de la Policía de Neuquén y Bomberos.
Los detalles 
De igual modo, para llevar adelante la transición energética hacia fuentes más limpias, organismo técnico e independiente sugiere que un mayor desarrollo de condensadores sincrónicos para satisfacer requerimientos mínimos de inercia sistémicos o localizados y evitar el despacho forzado de unidades térmicas con mínimo técnico.
