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Misiones accede a financiamiento internacional: USD 75 millones para ampliar la red eléctrica

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La infraestructura energética de Misiones suma una nueva vía de financiamiento internacional. El Gobierno nacional aprobó el esquema de garantías que permitirá a la provincia acceder a un préstamo de hasta 75 millones de dólares de la Corporación Andina de Fomento destinado a ampliar y modernizar la red eléctrica. La medida quedó formalizada mediante el Decreto 131/2026, publicado el 5 de marzo en el Boletín Oficial, y habilita la firma de los contratos necesarios para ejecutar el programa que tendrá un impacto directo en el sistema energético de la zona sur, con la extensión de la línea 132 entre San Isidro, en Posadas, Alem y Oberá.

El financiamiento apunta al “Proyecto de Mejoras de Infraestructura de Redes Eléctricas en la Provincia de Misiones”, una iniciativa orientada a fortalecer el sistema de transmisión y facilitar la integración de energías renovables en la red provincial. El mecanismo incluye una garantía soberana del Estado nacional y una contragarantía de la provincia, que respalda los compromisos financieros asumidos.

El dato central del decreto es el monto: USD 75 millones, un volumen significativo para inversiones en infraestructura energética provincial en un contexto de restricción fiscal y limitado acceso al crédito externo.

Cómo funciona el financiamiento: garantía nacional y contragarantía provincial

La norma aprueba dos instrumentos contractuales que estructuran la operación financiera.

Por un lado, el Contrato de Garantía entre la República Argentina y la Corporación Andina de Fomento (CAF) establece que el Estado nacional actuará como garante solidario de las obligaciones de pago del préstamo otorgado a la provincia. Esto significa que, ante un eventual incumplimiento del prestatario, el Gobierno nacional deberá responder por el capital, intereses, comisiones y demás cargos financieros asociados al crédito.

A su vez, se aprueba un Contrato de Contragarantía entre la Nación y el Gobierno de Misiones. En este acuerdo, la provincia se compromete a reembolsar cualquier monto que el Estado nacional deba afrontar en su condición de garante.

El mecanismo prevé además una herramienta clásica del financiamiento subnacional en Argentina: si la provincia no cumple con los pagos, el Gobierno nacional podrá instruir al Banco Nación para retener fondos de la coparticipación federal y destinarlos a cancelar la deuda.

Este esquema busca preservar el crédito soberano frente al organismo financiero internacional y, al mismo tiempo, asegurar que la responsabilidad final del endeudamiento recaiga sobre la jurisdicción beneficiaria.

El proyecto: redes de transmisión y energías renovables

Los fondos del préstamo estarán destinados a mejorar la infraestructura eléctrica en la región centro de Misiones.

El programa se estructura en dos componentes principales: Inversión en infraestructura de transmisión eléctrica, orientada a ampliar y modernizar las redes existentes. Gestión del financiamiento, vinculada a la administración técnica y financiera del proyecto.

El objetivo declarado es mejorar la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico, además de facilitar la integración de energías renovables dentro del sistema provincial.

El proyecto también busca reforzar la capacidad del sistema para acompañar el crecimiento de la demanda energética, un factor relevante en provincias con fuerte desarrollo industrial forestal, agroindustrial y turístico.

Antecedentes institucionales y encuadre financiero

La operación se inscribe dentro del esquema habitual de financiamiento de organismos multilaterales para proyectos de infraestructura subnacional.

En este caso, la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina se comprometió a otorgar el préstamo a la provincia con la condición de contar con una garantía soberana de la República Argentina. Ese requisito es frecuente en operaciones de crédito internacional con gobiernos provinciales.

Antes de la aprobación del decreto, distintos organismos técnicos evaluaron la operación.

El Banco Central analizó el impacto de la garantía en la balanza de pagos y concluyó que el efecto macroeconómico será limitado y consistente con la dinámica prevista de las operaciones externas.

Por su parte, la Oficina Nacional de Crédito Público del Ministerio de Economía indicó que el costo financiero del préstamo resulta inferior al que la Argentina podría obtener en el mercado, lo que refuerza la conveniencia del financiamiento multilateral frente a otras fuentes de crédito.

Impacto económico: infraestructura energética y desarrollo regional

Desde el punto de vista económico, la medida apunta a fortalecer uno de los cuellos de botella estructurales de muchas economías regionales: la infraestructura energética.

La inversión en redes de transmisión puede generar efectos en varias dimensiones:

Inversión pública: el préstamo habilita recursos externos para obras eléctricas en una provincia con creciente demanda energética.

Competitividad productiva: una red más robusta reduce riesgos de interrupciones y mejora la estabilidad del suministro para industrias, aserraderos, agroindustrias y servicios.

Integración energética: la modernización de la red facilitará la incorporación de fuentes renovables, un objetivo cada vez más presente en las políticas energéticas provinciales.

Efecto fiscal controlado: al tratarse de financiamiento externo con garantía nacional, el riesgo crediticio se comparte entre Nación y provincia, aunque el esquema de contragarantía mantiene la responsabilidad primaria en el gobierno provincial.

Financiamiento multilateral para infraestructura provincial

En términos de política pública, el decreto muestra continuidad en el uso de organismos multilaterales como fuente de financiamiento para obras de infraestructura en provincias.

El Gobierno nacional mantiene un rol central en estas operaciones, ya que: otorga la garantía soberana exigida por los organismos internacionales, y establece mecanismos de contragarantía para preservar el crédito público.

La medida también delega en el Ministerio de Economía y en la Secretaría de Finanzas la facultad de firmar los contratos y eventuales modificaciones operativas, siempre que no alteren el monto ni el destino del financiamiento.

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Más allá del litio: el aire líquido emerge como alternativa clave para almacenar energías renovables

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La carrera global por sustituir los combustibles fósiles aceleró una transformación estructural de los sistemas eléctricos: por primera vez, la electricidad renovable superó al carbón como fuente de generación. Sin embargo, ese avance expuso un problema central para la estabilidad de las redes: cómo almacenar energía cuando no hay sol ni viento. En ese contexto, una tecnología ignorada durante casi cinco décadas vuelve al centro del debate energético. El almacenamiento de energía mediante aire líquido tendrá en 2026 su primera planta comercial a escala mundial, en el noroeste de Inglaterra, con el objetivo de aportar una solución limpia, de gran escala y potencialmente más económica que las alternativas actuales.

El proyecto, desarrollado por la empresa Highview Power, marca un hito en la transición energética y plantea un nuevo escenario para los sistemas eléctricos que avanzan hacia una matriz basada en renovables, pero necesitan respaldo firme para garantizar suministro continuo y estabilidad operativa.

La función principal de una batería de flujo de vanadio es proporcionar almacenamiento de energía a gran escala.

El desafío estructural de la transición energética y la necesidad de almacenamiento

La expansión de las energías renovables es clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar los impactos del cambio climático. Sin embargo, a diferencia de las centrales térmicas a carbón o gas —que pueden encenderse y apagarse según la demanda—, las fuentes renovables son intermitentes. En determinados momentos generan menos electricidad de la necesaria y, en otros, producen excedentes que pueden dañar la red.

Según explicó Shaylin Cetegen, ingeniera química del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) especializada en sistemas de almacenamiento, a medida que creció la participación de renovables se volvió imprescindible desarrollar capacidad de almacenamiento a escala de red. Durante décadas, la principal solución fue la hidroelectricidad de bombeo, que utiliza excedentes eléctricos para elevar agua a una represa y luego generar electricidad al liberarla. En 2021, el mundo contaba con 160 gigavatios de esta capacidad.

En los últimos años, la demanda de almacenamiento impulsó una fuerte expansión de las baterías a gran escala. De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía, el almacenamiento con baterías pasó de 1 GW en 2013 a más de 85 GW en 2023, con más de 40 GW incorporados solo en ese año. Aun así, estas soluciones presentan límites de costo, duración y reemplazo.

En este escenario reaparece el almacenamiento mediante aire líquido, una tecnología cuya idea básica existe desde 1977, pero que recién en este siglo comenzó a recibir atención sostenida, impulsada por la urgencia de la transición energética.

El almacenamiento de energía a gran escala con baterías de litio es una forma de almacenar el exceso de energías renovables

Cómo funciona el aire líquido y por qué vuelve a ganar protagonismo

El sistema de almacenamiento con aire líquido se basa en un proceso de tres etapas. Primero, se toma aire del ambiente y se limpia. Luego, se comprime repetidamente hasta alcanzar presiones muy altas. Finalmente, se enfría hasta licuarse mediante un intercambiador de calor multicanal, que permite transferencias térmicas controladas.

“La energía que obtenemos de la red alimenta este proceso de carga”, explicó Cetegen. El aire licuado se almacena en grandes tanques y, cuando la red necesita energía adicional, se libera, se evapora y vuelve a su estado gaseoso. Esa expansión impulsa turbinas que generan electricidad, tras lo cual el aire se libera nuevamente a la atmósfera, sin combustión ni emisiones.

Uno de los aspectos clave del sistema es la recuperación térmica. La compresión del aire genera calor, que puede reutilizarse para mejorar la eficiencia del proceso. Sin estos ciclos, la eficiencia ronda el 50%, pero al incorporarlos puede superar el 60% y acercarse al 70%, según Cetegen.

El principal desafío, señalan los especialistas, es desplegar suficiente capacidad de almacenamiento mediante aire líquido para que tenga un impacto significativo en la transición ecológica. Aun así, sus promotores confían en que el crecimiento de las renovables inclinará la balanza económica a su favor.

La primera planta comercial y el debate sobre la viabilidad económica

La instalación que se construye cerca de Carrington, en las afueras de Manchester, será la primera planta comercial de almacenamiento de energía mediante aire líquido en el mundo. El proyecto sigue la experiencia de una planta piloto en Pilsbury y podrá almacenar 300 megavatios-hora de electricidad, suficientes para cubrir un corte breve de suministro para hasta 480.000 hogares.

Según explicó Richard Butland, director ejecutivo de Highview Power, la planta entrará en funcionamiento en dos fases. En agosto de 2026 comenzará a operar la turbina, que no generará electricidad pero ayudará a estabilizar la red eléctrica. Actualmente, esa función suele cubrirse mediante la activación de centrales de gas, una solución que —según Butland— “supone un coste enorme para el sistema”. El objetivo es ofrecer una alternativa que evite ese recurso.

El sistema completo de almacenamiento comenzaría a operar en 2027, y la empresa prevé obtener ingresos mediante la venta de electricidad a la red en momentos de alta demanda. No obstante, la viabilidad económica sigue siendo un punto crítico.

En un estudio publicado en marzo, Cetegen y su equipo analizaron la rentabilidad del almacenamiento con aire líquido en 18 regiones de Estados Unidos, bajo ocho escenarios de descarbonización y a lo largo de 40 años. En el escenario más ambicioso, la tecnología resultó viable únicamente en Florida y Texas. En el resto de los casos, no se observó viabilidad económica, en gran parte porque en los primeros años no había suficientes renovables para generar volatilidad de precios que justificara el uso intensivo del sistema.

Lejos de interpretar estos resultados como negativos, Cetegen subrayó que el análisis fue deliberadamente conservador y que otras tecnologías, como la hidroelectricidad de bombeo y las baterías, mostraron una viabilidad aún menor en los mismos escenarios.

Un dato central es el costo nivelado de almacenamiento, que estima el costo por unidad de energía almacenada durante la vida útil del proyecto. En el caso del aire líquido, puede ser de US$45 por megavatio-hora, frente a US$120 de la hidroelectricidad por bombeo y US$175 de las baterías de iones de litio. “Si bien ninguno de estos métodos es económicamente viable hoy sin apoyo político, el almacenamiento mediante aire líquido se destaca como una opción particularmente rentable para el almacenamiento a gran escala”, afirmó Cetegen.

El aire líquido es calentado hasta temperatura ambiente y al evaporarse impulsa una turbina para producir electricidad, sin necesidad de combustión

Un rol estratégico en las redes eléctricas del futuro

Para Butland, el futuro de las redes eléctricas no dependerá de una sola tecnología, sino de una combinación de soluciones. La hidroelectricidad de bombeo es eficiente y duradera, pero depende de la disponibilidad de agua y ubicación. Las baterías pueden instalarse casi en cualquier lugar, pero requieren reemplazo cada 10 años. El aire líquido, en cambio, permite almacenar energía durante más tiempo, con pérdidas mínimas.

“A medida que un país inicia la transición hacia la energía verde, su red eléctrica necesita ser remodelada para adaptarse”, sostuvo Butland. “Estamos reconstruyendo todas las redes a nivel mundial, basándonos en la nueva generación”. En ese proceso, el almacenamiento de energía mediante aire líquido podría convertirse en una pieza clave de la nueva arquitectura energética global.

Fuente BBC Mundo

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Con solo 6% más de emisiones, Argentina planea duplicar gas y petróleo en cinco años

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Argentina proyecta duplicar la producción de gas y petróleo en los próximos cinco años con un incremento estimado de apenas 6% en las emisiones totales del país. Informes de la Academia Nacional de Ingeniería y del Instituto de Energía de la Universidad Austral sostienen que el aumento productivo, orientado principalmente a la exportación, puede compatibilizarse con la transición energética mediante eficiencia, tecnología y mecanismos de compensación ambiental, en un contexto global de creciente demanda energética.

La estrategia apunta a fortalecer la balanza comercial y la macroeconomía sin desatender los compromisos ambientales. En ese marco, los estudios técnicos destacan que el desafío no pasa por abandonar los hidrocarburos, sino por reducir su huella de carbono a través de mejoras operativas, control de fugas y soluciones basadas en la naturaleza.

Producción energética y emisiones: un aumento marginal en términos relativos

Según el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero 2022, Argentina representa alrededor del 1% de las emisiones globales, con un total cercano a 0,4 gigatoneladas (Gt) de CO₂ equivalente, frente a un volumen mundial estimado en 41 Gt. De ese total nacional, aproximadamente 50% corresponde al sector energético, y solo 6% —equivalente a 0,024 Gt— se vincula a emisiones fugitivas asociadas a la producción y transporte de gas y petróleo.

Los informes técnicos indican que duplicar la producción de hidrocarburos implicaría un incremento adicional de apenas 6% sobre las emisiones totales del país, un volumen que podría compensarse mediante captura natural, eficiencia operativa y limitación de fugas con tecnología.

En esa línea, Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, afirmó: “El desafío no es dejar de producir hidrocarburos, sino reducir sus emisiones con eficiencia, tecnología y mecanismos de captura”. El enfoque propone aprovechar los recursos energéticos disponibles sin desatender el impacto climático.

Demanda creciente y transición desigual

El análisis se inscribe en un escenario internacional complejo. Entre 1970 y 2024, la demanda energética mundial se triplicó, al pasar de 200 a 650 exajoules, mientras que el carbón mantuvo una participación constante del 27% en la matriz global. En paralelo, Asia incrementó su participación en el consumo energético mundial del 15% al 49%, con matrices dominadas en un 50% por el carbón.

Estos datos refuerzan, según los especialistas, la necesidad de energías asequibles gestionadas con inteligencia, especialmente en los países en desarrollo. Aunque crece el uso de fuentes renovables, el aumento sostenido de la demanda global mantiene un rol relevante para los hidrocarburos, siempre que se integren tecnologías de captura, eficiencia energética y electrificación segura.

Ventajas comparativas y oportunidades de compensación

Argentina cuenta con recursos estratégicos que le permiten articular crecimiento y transición energética. A los yacimientos de gas y petróleo se suma un alto potencial renovable, con energía solar en el NOA y eólica en la Patagonia, además de vastos territorios aptos para forestación y reforestación.

Los informes también señalan que, según mediciones satelitales difundidas en 2022 y publicaciones recientes, el país no solo emite sino que también absorbe emisiones, una metodología que aún no está adoptada a nivel internacional, pero que abre la puerta a competir en mercados de bonos de carbono.

Tenemos recursos extraordinarios para crecer y, al mismo tiempo, avanzar hacia las cero emisiones netas con un camino propio y realista”, concluyó Carnicer, sintetizando una visión que combina expansión productiva, exportaciones y mitigación ambiental.

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Sostenibilidad corporativa, L’Oréal vuelve a liderar el ranking ambiental del CDP

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L’Oréal Groupe fue reconocida por décimo año consecutivo con la calificación triple A de CDP, un logro sin precedentes a nivel mundial que la convierte en la primera y única empresa en alcanzar este estándar de excelencia sostenida en desempeño ambiental, transparencia corporativa y gestión del impacto climático, forestal e hídrico. La distinción, otorgada en 2025, posiciona al grupo como referente global en sostenibilidad corporativa y consolida la integración de criterios ambientales en su estrategia de negocios.

La evaluación se realizó sobre más de 22.100 empresas que reportaron información ambiental ante CDP, de las cuales solo 23 alcanzaron la máxima calificación, siendo L’Oréal la única en obtenerla durante diez años consecutivos, un dato que refuerza la consistencia y profundidad de su enfoque ambiental.

Desempeño ambiental, métricas clave y resultados operativos

El reconocimiento de CDP se sustenta en indicadores concretos alcanzados por L’Oréal durante 2024, que reflejan avances estructurales en su operación global. Entre los principales logros se destaca que el 97% de la energía utilizada en todas sus instalaciones provino de fuentes renovables, un dato relevante en términos de transición energética y reducción de emisiones.

Asimismo, el 92% de los ingredientes y materiales de origen biológico utilizados en fórmulas y envases fueron obtenidos de fuentes sostenibles y trazables, fortaleciendo la gestión responsable de la cadena de suministro. En materia hídrica, la compañía garantizó que el 53% del agua utilizada en sus procesos industriales proviniera de fuentes recicladas o reutilizadas, un indicador clave en un contexto de creciente estrés hídrico global.

Desde la conducción corporativa, Ezgi Barcenas, directora de Responsabilidad Corporativa, y Antoine Vanlaeys, director de Operaciones de L’Oréal Groupe, subrayaron que “este logro sin precedentes es testimonio del profundo compromiso de L’Oréal Groupe de integrar plenamente la sostenibilidad en el corazón de nuestra estrategia empresarial y en nuestras operaciones diarias”. Además, destacaron que el reconocimiento refleja “la dedicación de nuestros equipos y nuestro ecosistema” y reafirmaron el foco en “la innovación y las asociaciones colaborativas para un futuro más sostenible”.

Evaluación del CDP, impacto institucional y señales al mercado

La calificación otorgada por CDP se basa en una metodología rigurosa e independiente, alineada con el marco del Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD). El proceso evalúa no solo la calidad y profundidad de los reportes corporativos, sino también la comprensión de los riesgos ambientales, la adopción de objetivos ambiciosos y la existencia de acciones verificadas en materia de cambio climático, bosques y seguridad hídrica.

CDP administra el mayor repositorio de información ambiental del mundo y sus evaluaciones son utilizadas como referencia para decisiones de inversión y adquisición. En 2025, 640 inversores que administran activos por 127 mil millones de dólares solicitaron a CDP la recopilación de datos sobre impactos, riesgos y oportunidades ambientales, lo que amplifica el valor estratégico de este tipo de reconocimientos.

En este marco, el CEO de L’Oréal Groupe, Nicolas Hieronimus, afirmó: “Como la mayor empresa de belleza del mundo, reconocemos nuestra posición única y nuestra responsabilidad de impulsar un cambio real y significativo”, y agregó que se siente “inmensamente orgulloso de que L’Oréal sea la única empresa que ha conseguido por décima vez consecutiva la calificación triple A del CDP”, destacando el rol de empleados y socios de la cadena de valor.

Desde CDP, su directora general Sherry Madera señaló que “las empresas que obtienen una calificación ‘A’ están demostrando que la ambición medioambiental y la fortaleza comercial van de la mano”, y remarcó que los datos de alta calidad permiten “atraer capital, garantizar competitividad a largo plazo y proteger los sistemas naturales”.

Repercusiones y proyección estratégica

El reconocimiento consolida a L’Oréal como caso de referencia en gobernanza ambiental corporativa, con impacto directo en su posicionamiento ante inversores institucionales, mercados financieros y reguladores. La continuidad del triple A durante una década envía una señal clara sobre previsibilidad, gestión de riesgos ambientales y alineación con estándares internacionales de reporte y transparencia.

Para el sector corporativo global, el caso refuerza la tendencia que vincula desempeño ambiental con competitividad, acceso al capital y legitimidad institucional. En un escenario donde los criterios ESG influyen crecientemente en decisiones de inversión, la distinción de CDP actúa como un activo estratégico de largo plazo.

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El Gobierno actualizó los precios del biodiésel y bioetanol para octubre de 2025

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La Secretaría de Energía actualizó los precios de biodiésel y bioetanol para octubre. El Gobierno fijó nuevos valores mínimos para los biocombustibles utilizados en la mezcla con naftas y gasoil. Las resoluciones buscan corregir desfasajes de costos en el marco de la Ley 27.640.

A través de las Resoluciones 385/2025 y 386/2025, publicadas este lunes 6 de octubre en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció los precios mínimos de adquisición del biodiésel y del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz, que regirán durante el mes de octubre.

Según la Resolución 385/2025, el precio del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil se fijó en $1.508.704 por tonelada, con un plazo máximo de pago de siete días corridos desde la fecha de la factura correspondienteaviso_332427.

En tanto, la Resolución 386/2025 estableció en $891,286 por litro el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en $816,887 por litro el del bioetanol elaborado a base de maíz, ambos con plazo de pago de 30 días corridosaviso_332428. Los nuevos valores se aplicarán a las operaciones de octubre y se mantendrán hasta la publicación de una nueva actualización.

Contexto normativo y marco legal

Las medidas se dictan en el marco de la Ley N.º 27.640, que regula la elaboración, comercialización y mezcla de biocombustibles, y designa a la Secretaría de Energía como autoridad de aplicación. Esta norma reemplazó a las leyes 23.287, 26.093 y 26.334, estableciendo un nuevo esquema de determinación de precios y control del sector.

En sus considerandos, ambas resoluciones mencionan la vigencia del Decreto 70/2023, que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta diciembre de 2025, y la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que amplió la emergencia a los ámbitos administrativo, económico, financiero y energético.

En ese contexto, la cartera energética señaló la necesidad de revisar posibles distorsiones en los precios de los biocombustibles, tanto por desfasajes con los costos reales de producción como por su impacto en los precios finales de los combustibles fósiles.

Impacto en el sector energético y productivo

La actualización de precios responde a los procedimientos vigentes establecidos por las resoluciones previas (N° 963/23 para el biodiésel y N° 373/23 para el bioetanol, ambas modificadas en 2023). Estos mecanismos permiten realizar ajustes cuando se detectan variaciones en los costos o efectos distorsivos en el mercado.

El Gobierno busca así mantener el equilibrio entre productores y refinadoras, garantizando la continuidad del programa de mezcla obligatoria y evitando impactos abruptos en los surtidores.

La decisión tiene relevancia económica para las provincias productoras de caña de azúcar y maíz, como Tucumán, Salta, Jujuy, Santa Fe y Córdoba, donde los biocombustibles representan una fuente clave de empleo e inversión industrial.

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