Autor: Mejor Energía

  • Expertos debatieron sobre los aciertos y distorsiones que impone hoy la economía energética argentina   

    Expertos debatieron sobre los aciertos y distorsiones que impone hoy la economía energética argentina  

    Si bien para los mayoría de los expertos, empresarios y economistas, Vaca Muerta sigue generando un círculo virtuoso que incluye salto de productividad, mejora en la balanza comercial, sustitución de importaciones y buenas perspectiva en cuanto a llegar con el shale a los mercados de exportación, quedan por resolver en Argentina varios temas ligados a los precios, a la falta de inversión en otros sectores, y a las deficiencias que presenta el sistema eléctrico local que hoy es la contracara del crecimiento del sector oil & gas.

    Tarifas, regulaciones, entes intervenidos, falta de planificación estratégica y destrucción de precios forman parte de un delicado ecosistema que no logra despejar duda entre los inversores locales y de afuera.

    Sobre estos temas hablaron destacados especialistas entre ellos, Jorge Lapeña, presidente del Instituto Argentino Mosconi (IAE), su vicepresidente, Gerardo Rabinovich, y algunos especialistas y economistas como el caso de Alejandro Eintoss, Daniel Montamat, Julián Gadano y Adolfo Sánchez Zinny, entre otros invitados, durante el Seminario Anual del IAE.

    Bajo el lema de «41 AÑOS DE LA ENERGÍA COMO MOTOR DE LA RECPERACIÓN ECONÓMICA ENERGÉTICA», los expertos expusieron sobre la mesa sus diferentes puntos de vista sobre la realidad local.

    En el cierre del seminario y en el marco de las conclusiones, Lapeña señaló que en el camino por desandar quedan cosas positivas y otras por resolver.

    «La buena es que, si nosotros somos un exportador importante de gas argentino, y de petróleo  y aceptamos las reglas de los precios internacionales, estaríamos vendiéndole al mundo a precios FOB gas, Bahía Blanca o Punta Colorada», sostuvo 

    Lapeña está convencido de que esto nos lleva a una situación interesantísima, que es de precios en boca de pozo mucho más bajos que esos precios en FOB Bahía Blanca. Y se preguntó: «¿cuál debe ser el precio justo en boca de pozo? ¿U$S 3,80, U$S 4 como hoy, o U$S1,20?».

    Según el especialista «si es U$S 1,20, o U$S 1,30 o U$S1,40, hay fiesta en la Argentina, porque tendremos un gas de precio parecido al del plan Houston, un precio que está en el orden del Henry Hub. Lo mismo nos va a pasar con el petróleo».

    Y añadió que «tenemos que cumplir con lo que se dijo acá: el precio FOB de exportación. Ese es nuestro precio. Nosotros vamos a estar en ventaja con respecto a todos los países del mundo que tienen que viajar hasta allá. Yo creo que este es un objetivo de política energética que no ha sido tomado por la política todavía».

    Lo otro que cuestiona el titular del IAE es cuánto estamos invirtiendo en este gran negocio que es la energía. 

    «La Argentina tiene un PBI de 600.000 millones de dólares e invierte menos del 15 2 %. Esto ni siquiera repone lo que se gastó. Estados Unidos está más cerca del 20, el 25 o el 23, no sé exactamente, y China invierte el 45 % del PBI. Entonces, ¿cuánto invierte la Argentina realmente en el sector energético? Bueno, habría que hacer la cuenta. ¿Cuál es el mercado de capitales de la Argentina? Me parece que de acá surgen algunas cosas interesantísimas de política para el futuro, que no las podemos contestar ahora, pero sí las podemos plantear.

    Otro tema que no está claro es lo que va a pasar con el sector eléctrico. «Hacen falta líneas de transmisión, pero no las podemos hacer porque no podemos arriesgar la plata en eso, o no se le puede pedir a alguien razonable que arriesgue la plata en eso», dijo. 

    Y aclaró que «hay distorsiones que me parece que no son fáciles de remover, pero me parece que es interesante que todos las conozcamos, porque nuestro sector eléctrico pudo hacer, en el siglo XX, cosas que no puede hacer en el siglo XXI».

    «Pudo construir el parque de centrales hidroeléctricas más importante de América. O los gasoductos: los gasoductos argentinos, si nosotros ponemos una cola en Madrid, la otra punta llega a Moscú; es una red espectacular. La hemos hecho nosotros», consideró.

    Y sugirió: «Esto, parece que no es fácil de hacer en este siglo XXI. Me parece que no tenemos el problema resuelto. Será misión de la política hilvanar programas para estar en un punto más satisfactorio que el que hoy hemos vivido acá. No es satisfactorio lo que hemos vivido acá. No tenemos resuelto el problema eléctrico, la expansión eléctrica y eso es serio», finalizó.

     

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  • SPE Argentina organiza un Simposio para Jóvenes Profesionales en Neuquén

    SPE Argentina organiza un Simposio para Jóvenes Profesionales en Neuquén

    El martes 12 de noviembre próximo se llevará a cabo en el Museo Nacional de Belllas Artes (MNBA) en la provincia de Neuquén el primer simposio de jóvenes profesionales organizado por la Society Petroleum Engineers (SPE).

    El mismo está organizado por las 3 seccionales de la SPE en Argentina (BsAs, Patagonia y Del Golfo). Durante el evento se van a tratar los temas de transformación digital, eficiencia operacional, exploración, reservorios, innovación y sustentabilidad en la industria hidrocarburifera, entre otros.

    Además de compartir conocimiento y experiencias técnicas, el simposio tiene como objetivo incentivar la participación en congresos internacionales de jóvenes profesionales y alentarlos a escribir y presentar sus primeros trabajos técnicos.

    La iniciativa es gratis para todos los asistentes, sean o no socios de SPE. «Es una excelente oportunidad para asistir a un congreso con publicaciones internacionales de profesionales de la industria», señaló Veronica Irazuzta, Gerente de Ingeniería de Optimización en Pluspetrol y presidente de la seccional Patagonia.

    «Ya tenemos casi más de 100 inscriptos, pero hay capacidad para más. El Simposio es gratuito y promete una importante convocatoria por los temas que van a tratarse. Hemos hechos grandes esfuerzos para que la entrada sea gratis a diferencia de la mayoría de este tipo de eventos y congresos que cuesta entre U$S 450 y U%S 850 donde se presentan trabajos internacionales», dijeron desde la organización.

    Y agregaron: «En Argentina hacemos pero año por medio y muy enfocado en temas particulares, donde los Jovenes Profesionales tienen que superar barreras internas para publicar. Hemos hecho todo el esfuerzo para bajar estas barreras sin bajar calidad técnica y le hemos traído el Simposio a Neuquén para que los jóvenes profesionales locales puedan participar»-

     

    Link de inscripción

    https://ypargentine2024.spe.org.ar/wp-content/uploads/2024/11/Programa-YP-web-v1.pdf

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  • «En los próximos 30 años la generación eléctrica debería crecer un 214%»

    «En los próximos 30 años la generación eléctrica debería crecer un 214%»

    El sistema eléctrico local está atravesando una situación crítica. El reciente informe de CAMMESA, que advierte sobre posible cortes de luz en el verano 2025, encendió las alarmas de un sector que no viene de recibir importantes inversiones en la última década.

    Se habla que faltarán al menos 2.500 MW para cubrir el pico de 30.700 MW de demanda que se espera. Del total de la matriz de generación en Argentina, hoy el 62% es de origen térmico, 22% hidroeléctrico, 15% renovables y 5% nuclear.

    Gabriel Baldassarre, presidente de la Asociación de Generadores de Energía eléctrica de Argentina (AGEERA) habló sobre los desafíos que enfrenta este sector cuyo principal objetivo es abastecer a la demanda del sistema.  

    Señaló que para que el año que viene hay proyectados incorporar más de 1200 MW en proyectos renovables con un salto de crecimiento del 35% aproximadamente. También hizo hincapié en la necesidad de  sumar más energía hidroeléctrica y desarrollar el plan nuclear que estaba previsto hasta fines del año pasado.

    «En los próximos 30 años  la generación de energía eléctrica debería crecer un 214% para cubrir la demanda futura, es decir que de los actuales 43 gigavatios deberían agregarse 85 mil adicionales. Estamos hablando de inversiones por más de U$S 130 mil millones», dijo el especialista durante su presentación en el evento organizado por el Instituto de Energía de la Universidad Austral que dirige Roberto Carnicer.

    Estas proyecciones no incluye el desarrollo del hidrógeno que según la Agencia Internacional de Energía Renovables será un vector clave en el futuro para reducir las emisiones de gas de efectos invernadero. «Se entiene que el 64% de la demanda global de energía estaría cubierta  con la capacidad de producción de energías renovables, con dos grandes mercados compradores: Asia y Europa.

    «Se proyecta que para 2025 Argentina podría estar produciendo unas 1000 MW de toneladas de hidrógeno de bajas emisiones, de los cuales el 30% se destinaría al mercado interno y el resto al mercado de exportación. Estamos hablando de instalar más de 55 mil MW con inversiones que podrían superar los U$S 990 mil millones para atender este crecimiento exponencial», dijo Baldassarre, quien remarcó que todos estos tipos de proyectos al ser de capital intensivo requieren marcos regulatorios claros y previsibles, y para ello es crucial desarrollar nueva infraestructura en transporte eléctrico para conectar todas esas fuentes de energía con loc centros de consumo y de los mercados de exportación.

    Según el análisis de AGEERA hacia el año 2040 para atender este salto de crecimiento de generación «necesitaríamos entre 40 y 50 mil kilómetros de líneas nuevas de transmisión, de las cuales hoy disponemos de solo 16. Debemos triplicar ese valor para cubrir esa demanda», apuntó.

    En representación de los Entes Reguladores Eléctricos de Argentina, Roberto Ferraro, se refirió a las urgencias y límite que impone hoy el marco normativo actual, y habló un un cambio de paradigma en el suo del servicio eléctrico.

    «Estamos frente a una tormenta perfecta en el sistema eléctrico con un gobierno nacional que tiene que fijar costos de tarifas por un lado, en medio de una recesión económica y salarios deprimidos. Hacen falta millonarias inversiones y especialmente capacitación de personal en un contexto donde la economía tiende a electrificarse aún más», concluyó.

     

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  • La producción de petróleo shale de YPF creció un 36%

    La producción de petróleo shale de YPF creció un 36%

    Durante el tercer trimestre, la producción de petróleo shale de YPF promedió los 126 mil barriles día, un crecimiento del 36% respecto al mismo período del año anterior y un 11% respecto al segundo trimestre de este año. La compaía lo dio a concer durante la presentación de su balance del tercer trimestre del 2024.

    De este modo, el crudo no convencional implica el 49% de la producción de petróleo total de YPF (2T 24: 46% y 3T 23: 39%).

    La petrolera informó también que sus exportaciones de petróleo Medanito (Cuenca Neuquina) aumentaron en el trimestre un 111% respecto al tercer trimestre del año anterior y un 37% en relación con el trimestre anterior.

    Las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, un 15% de la producción total de petróleo.

    Durante este período, YPF invirtió 1353 millones de dólares y más del 70% fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.

    En materia financiera, el EBITDA ajustado fue de 1.366 millones de dólares, crecimiento secuencial impulsado principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional, especialmente porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, indicó la empresa.

    En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional.

    Proyecto Andes: Ya se firmaron 9 acuerdos de compraventa por 25 áreas convencionales. Recientemente, se sumaron 7 áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.

    Proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur: Se alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo (Vaca Muerta – Allen, 130 km), con una inversión total de aproximadamente 200 millones de dólares. El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones (Allen – Punta Colorada, 440 km), tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs, con una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares. La compañía se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.

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  • El hidrogeno verde podrá generar exportaciones por u$s 18.000 millones al año para el país

    El hidrogeno verde podrá generar exportaciones por u$s 18.000 millones al año para el país

    El hidrógeno se presenta como un actor nuevo en el mundo de la transición energética y hay distintos pronósticos que estiman que aproximadamente el 14% de la matriz energética mundial va a ser cubierta por este energético al 2050, lo que significa una demanda de 600 millones de toneladas por año, una cifra que requiere multiplicar las capacidades de generación global.

    Raúl Bertero, presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (Ceare-UBA), afirmó que «la transición energética mundial es una enorme oportunidad para la Argentina», al considerar la importancia de generar un marco normativo para que el país pueda competir con el resto de los mercados que advierten que se está ante un desarrollo y un comercio de miles de millones de dólares al año.

    «Cuando el mundo dice que va a disminuir la cantidad de dióxido de carbono aparecen como soluciones las renovables, la eficiencia energética, la electrificación pero en cuarto lugar el hidrógeno, y eso es novedoso porque no es nada de lo que estamos acostumbrados. Es un actor nuevo en el mundo de la transición energética y hay varios pronósticos que indican que el 14% de la matriz energética global va a ser cubierta por hidrógeno al 2050, lo que significa al equivalente a 600 millones de toneladas por año», explicó Bertero.

    Para dar una referencia de lo que ese negocio implica, se destacó que el hidrógeno cuesta u$s 3 el kilo, lo que significa que esos 600 millones de toneladas van a abrir un enorme mercado de exportación, en el que los grandes países centrales tienen que importar unos 200 millones de toneladas por año. «Por eso es tan apetecible esta nueva industria por la que la Argentina quiere competir con otros muchos países, y de ahi viene la necesidad de contar con una ley» -indicó Bertero- que genere el marco adecuado a la actividad.

    «La mayor parte de ese hidrógeno va a ir al sector industrial, a la producción de acero, de fertilizantes, y una parte relativamente menos importante al transporte, fundamentalmente donde no puede ir la electricidad como aviones y barcos. Ese mercado no existe hoy porque es muy cara la producción de hidrógeno, pero va a estar en el futuro y hay que prepararse para eso», agregó el experto en la presentación de informe del Ceare.

    En la disminución del CO2 aparecen como soluciones las renovables, la eficiencia energética, la electrificación y el hidrógeno.

    Bertero también explicó que para producir hidrógeno es necesario saber cuánto sale el proceso, porque hay que obtenerlo rompiendo la molécula de agua, y se necesita mucha energía y por eso «es clave tener esta capacidad de producir energía de forma barata» porque donde eso se consiga, allí se van a instalar los grandes polos de producción del combustible del futuro, junto a todos los derivados que vienen asociados.

    El experto reseñó la ventaja competitiva local para producir energía eléctrica renovable a bajo costo que permite el recupero de la inversión del capital según el tiempo de funcionamiento del molino eólico o el panel solar, en regiones privilegiadas como la Patagonia o el Norte Argentino. Allí es donde se encuentran los mejores recursos naturales, incluso por encima del factor de uso que esas mismas tecnologías logran en los Estados Unidos, un seguro competidor en la materia.

    Pero otra ventaja competitiva es la disponibilidad de espacio. «Generar con energía eólica toda la demanda que usa Alemania requeriría cubrir el 17% del territorio de ese país; si se quisiera abastecer toda la energía que usa Japón se necesitaría el 30% de su superficie, y con Corea el 41%, algo que ninguno de esos países puede hacer», señaló el investigador. En cambio, apenas el 1% de la superficie de las provincias de Chubut y Santa Cruz alcanza para generar con eólica la energía que consume hoy la Argentina.

    Bertero tradujo que toda esa expectativa de participación en la futura industria del hidrógeno estimada en 600 millones de toneladas al año requerirá en 2050 generar 20.000 terawatios/hora de electricidad, algo superlativo si se tiene en cuenta que la generación total de energía de todo el mundo, proveniente de todas las fuentes, en el 2020 fue de 27.000 Twh. «Es decir, estamos ante un desafío monstruoso para las renovables», sentenció.

    En una proyección moderada de un mercado global de exportación de 200 millones de toneladas, si la Argentina logra capturar sólo el 3% de todo ese movimiento, significarán 6 millones de toneladas de H2, es decir 18.000 millones de dólares por año apenas con una pequeña parte del mercado aún en definición. «Para eso necesitaríamos 200 twh disponible solo para la producción de hidrógeno y toda la energía actual es de 142 twh, es decir, nuevamente es hablar de escalas gigantescas», sostuvo.

    Mirando solo la Patagonia, se necesitarían 65 Gw de potencia para producir esa cantidad de energía, cuando hoy el parque de generación es de 42 Gw: «Sólo con energía eólica se tendría más que duplicar el parque total del país, por el equivalente a 14.000 molinos eólicos de 4,5 Mw, lo que significa en equipos una inversión de US$ 45.000 millones al 2050, pero hay que empezar con las regulaciones que permitan competir con el mudo».

    Las empresas petroleras están generando sus propias divisiones de renovables para invertir en eólica y solar.

    Finalmente, el experto explicó que el país «no va a exportar hidrógeno como molécula porque eso demanda un proceso de enfriamiento a cero grado muy costoso, por lo que en un futuro la Argentina será proveedora de productos de hidrógeno, como amoníaco, fertilizantes, metanol, combustibles sintéticos. Así como el gas natural llevó a Bahía Blanca una industria petroquímica, el hidrógeno va a llevar a los puertos de la Patagonia una industria hidrogenoquímica nueva y potente».

    El Congreso nacional comenzó a discutir en comisión los aspectos vinculados a la conformación de un proyecto de ley que de marco adecuado al desarrollo de la industria del hidrógeno verde y bajo en emisiones en el país, pero con una normativa suficientemente flexible que permita adaptarse a una tecnología que no está plenamente desarrollada.

    La actual gestión energética encabezada por la secretaria María Tettamanti tiene pendiente de dar a conocer su definición sobre el tema, algo que seguramente podrá influir en el tratamiento legislativo, a la par que continúa el debate técnico en el espacio multidisciplinario de la Plataforma H2 que propone la creación de un régimen especial que ofrezca a los inversores un plazo de 20 años para sumarse, y de 30 años para gozar de sus beneficios.

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  • ¿Cómo será el salto de Vaca Muerta en la próxima década?

    ¿Cómo será el salto de Vaca Muerta en la próxima década?

    Todo barril de petróleo incremental que está ofreciendo Vaca Muerta tiene destino de exportación y esa progresión en la producción del no convencional está llevando, este año, al sector de los hidrocarburos a tener un superávit de la balanza energética comercial de unos u$s 4000 millones, y una rápida escalabilidad hasta unos u$s 8000 millones para 2025, de acuerdo a distintas estimaciones. Esas proyecciones en condiciones de alto desarrollo permiten plantear un escenario de más de u$s 42.000 millones al año de exportaciones, con un fuerte requerimiento de inversiones, equipos y producción que la cuenca viene demostrando estar con condiciones de cumplir en condiciones de mercado.

    Pero una mirada de mediano y largo plazo permite no sólo anticipar cómo será ese escenario comercial, sino también los requerimientos de inversiones y equipos que deberá afrontar la industria a la vez que permite cuantificar la magnitud del desafío. Por lo pronto, una buena medida son los proyectos de evacuación de crudo permitirán crecer la producción de Vaca Muerta que en la actualidad alcanza un bombeo de 515 kbbl/d, principalmente por el aporte del sistema Oleoductos del Valle (Odelval) (240 kbbl/d), el oleoducto a la refinería de Luján de Cuyo (100 kbbl/d) y del Oleoducto Transandino (Otasa) (85 kbbl/d).

    A esa fotografía actual, la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen, le incorpora tres escenarios de desarrollo al 2031, por el cual el más bajo contempla las obras anunciadas y a concretarse durante 2025 de la culminación de las etapas 1 y 2 del Proyecto Duplicar de Oldelval que sumarán 105 kbbl/d y 195 kbbl/d, respectivamente; y el incremento de Otasa de 25 kbbl/d hasta colmar la capacidad de 110 kbbl/d del ducto a Chile, lo que en conjunto permitirá el año próximo una capacidad de evacuación de 790 kbbl/d.

    En una presentación exclusiva a la prensa de Dreizzen y la socia de Aleph, Milagros Piaggio, sobre las principales variables de la industria de los hidrocarburos, se resaltó un escenario medio que a partir del segundo semestre de 2026 comienza a incorporar 180 kbbl/d de capacidad del proyecto Vaca Muerta Sur que lleva adelante YPF, y otro adicional de 320 kbbl/d hacia el primer semestre de 2028, sumando un total en la cuenca de 1,3 millones de bbl/d.

    Una mirada de más alto desarrollo ya incorpora el cierre del aporte proyectado del Vaca Muerta Sur con 200 kbbl/d hacia el primer semestre de 2029, más 150 kbbl/d de una esperada Fase I del proyecto Triplicar de Oldelval para el primer semestre de 2030 por 150 kbbl/d, y una segunda fase un año después por otros 150 kbbl/d. Este conjunto de obras hasta comenzada la próxima década permite visualizar una capacidad de transporte para el crudo de Vaca por casi 1,8 millones bbl/d.

    Estos niveles de mayor capacidad demanda tienen un correlato en el incremento de producción a partir de la disponibilidad de equipos en la ventane del petróleo, que actualmente cuenta en terreno con 26 perforadores y nueve sets de fractura, los que se podrán transformar en un corto plazo de escenario bajo de desarrollo en 29 rigs y 10 sets para atender el pico de crecimiento. Las cifras son más alentadoras en una estimación media en la que se podrán requerir 41 rigs y 14 sets para esa estimación de 1,3 millones de bbl/d de capacidad de transporte; o el escenario alto que ya demandaría 59 rigs y 20 sets para 1,8 millones de bbl/d.

    Todas estas proyecciones se realizan a partir de un precio internacional promedio estimado de 80 dólares por barril de crudo medanito (cuenca neuquina) y escalante (cuenca del Golfo San Jorge), a partir del cual se modela el incentivo que tienen las empresas para acelerar o no sus inversiones y alcanzar el pico de actividad lo antes posible. Así, en el escenario de capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina de 1,3 millones bbl/d se requerirá un pico de 600 pozos al año para crecer y unos 360 pozos para mantener el plateau, teniendo en cuenta como referencia que en el acumulado entre enero y agosto se conectaron 215 pozos. Esto implica un capex Pozos de US$ 8.600 millones al año.

    Con un plateau total (convencional más no convencional) en ese escenario medio hacia fines de la década de 1,5 MMBbl/d, se desprende que con la capacidad de refino actual de 540 kbbl/d destinada al mercado interno, habrá un incremental de exportación de 960 kbbl/d, es decir el equivalente a 350 MMBbl/año que a 80 dólares el barril a precio internacional implica una balanza comercial superavitaria en unos US$ 28.000 millones solo en petróleo, para comienzos de la próxima década.

    En un escenario alto en el cual el plateau de producción del país es de 2,0 MMBbl/d a partir de 2032 hasta 2050 –de lo cual la capacidad de evacuación neuquina es proyectada en 1,8 millones bbl/d- se requerirá de acuerdo al análisis de Aleph un pico de 900 pozos al año para crecer y de 490 pozos para mantener producción. Esto implica un capex en pozos por US$ 13.000 millones año de inversión. Finalmente, ante la misma capacidad de refino de 540 kbbl/d que deja un remanente de 1,45 millones de bbl/d de exportación equivalente a 530 MMBbl/año se podrá estar registrando ingresos de divisas por US$ 42.500 millones al año.

    Las cifras demuestran tan sólo en petróleo el potencial que tiene Vaca Muerta para los próximos 15 años en el que la producción alcanzará su pico de producción en un contexto global de transición energética que podría extenderse al menos hasta 2050, y al que aún restaría sumarle el aporte que podría darle los proyectos de monetización de los recursos del gas, que tan solo por citar una cifras llevaría las exportaciones a comienzos de la próxima década hasta los US$ 56.344 millones al año, una cifra que permite pensar en un país radicalmente distinto a partir de sus recursos energéticos.

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  • Transener propone un plan de U$S 9.800 millones para ampliar el transporte eléctrico

    Transener propone un plan de U$S 9.800 millones para ampliar el transporte eléctrico

    El informe de CAMMESA sobre la posible falta de generación eléctrica para el próximo verano, donde advierte que faltarán al menos 2.500 MW para cubrir el pico de 30.700 MW de demanda que se espera, despertó preocupación en el sector.

    La pregunta que se hace gran parte de la industria es: ¿se puede pensar en una Argentina exportadora de energía con un sistema de transporte eléctrico obsoleto y sin inversiones?

    Carlos Borga, director Técnico de Transener, la empresa más de importante de transmisión eléctrica del país que hoy opera más de 20.000 kilómetros de líneas, aseguró que “Argentina necesita dar un salto regulatorio que contemple importantes inversiones en infraestructura para llevar la electricidad a los principales nodos de consumo, ubicados en Buenos Aires y en la zona del Litoral, cuya demanda hoy supera el 60% del  país”.

    “Si el sistema de transporte eléctrico es malo, indefectiblemente la calidad del servicio al usuario final  va a ser deficiente. Argentina hoy no puede aprovechar la capacidad de generación que tiene porque su sistema de transmisión está saturado y eso impide que la generación nueva pueda llegar a los centros de la demanda”, explicó en un seminario organizado por el Instituto de Energía de la Universidad Austral que convocó a los principales referentes de la industria.

    Y amplió: “Hoy no podemos disponer de la energía renovable de la Patagonia ni del NOA porque no tenemos suficientes líneas de transmisión que nos puedan vincular con los principales lugares de consumo. Por eso no podemos tener un sistema eficiente, y tenemos que generar energía cercana a la demanda”.

    En opinión de Borga las ampliaciones del sistema de transporte deben iniciarse lo antes posible para acompañar el crecimiento del sector cuando la economía empiece a dar signos de recuperación.

    “Hace años venimos trabajando con la Secretaría de Energía, CAMMESA y el ENRE en un plan de ampliaciones a 10 años incluye inversiones por más de U$S 9800 millones que permitiría generar un importante ahorro en los costos de despacho superior a los U$S 1000 millones, lo cual va a impactar en una mayor eficiencia del sistema y una baja en las tarifas”, señaló.

    El experto remarcó que hay en carpeta más de 10 obras prioritarias. Una de las más importantes y emblemáticas es la línea de 500 KV que vincula el AMBA con el Comahue y Bahía Blanca que va a permitir aprovechar más de 1500 MW de potencial renovable y térmico.

    “Este tipo de proyectos implican 3 años de construcción y una inversión superior a los U$S 1200 millones. El tema es el financiamiento y quien termina pagándolas”, aclaró.

    Sobre el informe de CAMMESA que advierte cortes de luz para el verano 2025, Borga consideró que para resolver el problema de generación lo primordial es solucionar el cuello de botella que presenta hoy el sistema de transporte eléctrico, ya que la situación podría extenderse para 2026 y 2027.

    “De acá a cuatro años tenemos que contar con un sistema eficiente con mayores inversiones en infraestructura eléctrica para pasar holgadamente los picos de demanda de invierno y verano sin depender de las importaciones”, finalizó.

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  • Figueroa: «Trabajamos para generar un fondo específico para la infraestructura de Vaca Muerta»

    Figueroa: «Trabajamos para generar un fondo específico para la infraestructura de Vaca Muerta»

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó de la cuarta edición del Encuentro Anual del Programa Propymes de Tecpetrol, donde autoridades de la compañía expusieron ante empresas proveedoras el resultado del programa que busca desarrollar la cadena de valor con las pymes de Vaca Muerta.

    Sobre el cierre de la jornada, el mandatario neuquino disertó ante un auditorio con gran presencia de representantes de pymes, en una charla con el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous -quien previamente había trazado los objetivos de la compañía-.
     
    «Tenemos que concentrarnos en qué rol le va a tocar desarrollar cada una de las partes de este equipo. Nosotros, como Estado, nos consideramos socios de la industria, pero con otros objetivos. Tanto Neuquén como nuestra vecina provincia de Río Negro, queremos que a los neuquinos y a los rionegrinos nos vaya bien», expresó.
     
    Figueroa destacó el trabajo que han venido desarrollando todas las empresas que operan en Vaca Muerta, afirmó que la provincia es socia de la industria y adelantó que se está trabajando en un fondo específico para la infraestructura de Vaca Muerta.
     
    En ese sentido, el gobernador de Neuquén reiteró la necesidad de seguir ordenando el Estado. Afirmó que este año el gobierno realizó un ajuste de gastos por 1000 millones de dólares y aseguró que de no haber sido así, la Provincia hubiera terminado el actual ejercicio con un déficit de 500 millones de dólares.
     
    «Mil millones de dólares es la deuda pública que tiene la provincia de Neuquén y ese es el ahorro que logramos. Muchos piensan que el superávit de Neuquén es por el incremento de los ingresos, pero es porque hemos reducido mil millones de dólares los gastos, y eso nos permitió conseguir paz social, invertir en infraestructura y hasta honrar nuestra deuda», señaló. 
     
    En ese sentido, Figueroa reiteró que en la provincia faltan 4.000 millones de dólares en todo tipo de infraestructura. «Por el déficit en infraestructura, la industria termina siendo menos eficiente. Por eso, tenemos que armar un buen equipo con la industria y es muy importante que el proyecto de rentabilidad económica esté acompañado de sustentabilidad social y del cuidado del ambiente», afirmó.
     
    «Estamos trabajando para generar un fondo específico para la infraestructura de Vaca Muerta. Ese fondo tiene que ser finito, no tiene que ser un nuevo impuesto para la industria. Los fondos que se obtengan y se inviertan son para disminuir los costos», sostuvo.
     
    Así, el mandatario neuquino ejemplificó que cada año las empresas pierden 50 millones de dólares entre horas hombre, demoras, logística y combustible por esas obras que faltan. Además, indicó que esas inversiones colaborarán con Vaca Muerta pero ayudarán a otros sectores de producción y turismo.
     
    Consideró como una injusticia que localidades como Añelo o Chihuidos no tengan acceso a las redes de gas. «Están rodeados de los principales yacimientos hidrocarburíferos y tiene energía eléctrica durante 12 horas al día», expresó. «La inversión en infraestructura tiene que servir para mejorar las condiciones de vida de todos los que viven en la provincia», añadió.
     
    «Entonces, en cada uno de los lugares de Neuquén nosotros tenemos que buscar soluciones; no puede existir lugares de la provincia que no tengan gas, estamos trabajando en el gas de Guañacos y de los Miches, porque al lado de ellos pasa un gasoducto que lleva gas a Chile», aseguró.

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  • OLADE y Arpel firman acuerdo de cooperación para impulsar un Mercosur energético

    OLADE y Arpel firman acuerdo de cooperación para impulsar un Mercosur energético

    Con el fin de impulsar el desarrollo energético sostenible en la región, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron recientemente un acuerdo con el fin de promover acciones de cooperación técnica e institucional en materia energética.

    El convenio fue firmado por los representantes de ambas organizaciones, Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, y Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, en el marco de la Semana de la Energía, evento organizado por OLADE del 28 de octubre al 1° de noviembre en Asunción, Paraguay.

    En relación al acuerdo, Garibaldi expresó: “OLADE y Arpel como instituciones complementarias, pueden impulsar el insoslayable diálogo multisectorial para lograr exitosas transiciones energéticas justas, plurales e inclusivas en América Latina y el Caribe. Bajo ese rol caben acciones de cooperación técnica e institucional, incluyendo trabajos conjuntos relacionados con el desarrollo energético sostenible y su integración en la región, considerando a todos los actores vinculados a las actividades y procesos que conforman la cadena energética.  Es un orgullo para Arpel tener la oportunidad de trabajar codo a codo con OLADE”.

    “Este acuerdo es un hito en la consolidación de alianzas estratégicas que buscan fortalecer el desarrollo energético sostenible en nuestra región,” afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

    “La cooperación entre OLADE y Arpel permitirá no solo potenciar las capacidades técnicas e institucionales, sino también promover un enfoque de transición energética que sea inclusivo y adaptado a las necesidades específicas de América Latina y el Caribe”, agregó Rebolledo.

    Dentro de las acciones de cooperación expresadas en el documento se destaca la incorporación de Arpel como aliado estratégico del Observatorio de Emisiones de Metano en Latinoamérica y el Caribe de OLADE, brindando apoyo técnico para su desarrollo e implementación. Asimismo, a través del reciente acuerdo se impulsa las realizaciones conjuntas de proyectos, estudios específicos, eventos, e instancias de capacitación referidas al sector energético.

    Asimismo, en el marco de la Semana de la Energía realizada en Asunción, Paraguay, CAF- Banco de desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) anunciaron también la firma de un Convenio de Cooperación Técnica para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile.

    Este acuerdo, que consolida la colaboración entre ambas instituciones, tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.

    En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, Argentina y Brasil.

    El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante. 

    «La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», señaló Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.

    Por su parte, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó que “esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»

     

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  • Genneia obtiene un préstamo de U$S 100 millones para financiar dos parques solares

    Genneia obtiene un préstamo de U$S 100 millones para financiar dos parques solares

    Los bancos FMO, FinDev Canadá y Proparco, de los Países Bajos, Canadá y Francia, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo de US$ 100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.

    Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.

    Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde abastecerán a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.

    En este sentido, Genneia ha asegurado un financiamiento de US$ 100 millones a diez años, gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, con quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segunda colaboración; y Proparco, en su primera alianza con la compañía.

    Con motivo de la celebración del acuerdo, se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad.

    Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia. A su vez, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.

    Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, aseguró que “estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo, Genneia, mediante financiamiento sostenido y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, permitiendo la transición energética renovable de Argentina. Al movilizar estos fondos con FinDev Canadá y Proparco, pretendemos maximizar conjuntamente nuestro impacto junto con Genneia.”

    “Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables.”, declara Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación y permitiendo que Genneia tenga un impacto significativo en la región.”, añade Martelli.

    Por su parte, Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, manifestó que aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta”.

    En tanto, Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia. El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina”.

    El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.

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