Comercialización Profesional de Energía

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Ministro de Ciencia destaca la convocatoria para financiar proyectos de generación de energías renovables

La convocatoria cuenta con $ 1.000 millones de financiamiento a través de la adjudicación de Aportes No Reembolsables (ANR).

Filmus visitó ayer las instalaciones del Centro Atómico Bariloche (CAB), perteneciente a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), junto al presidente de la Agencia Nacional de Promoción de la Investigación (I+d+i), Fernando Peirano, a la presidenta de la CNEA, Adriana Serquis, y al gerente general, Alberto Baruj.

En diálogo con la prensa local, Filmus destacó la importancia del trabajo que se está realizando en la CNEA y subrayó que la visita “significa plasmar el compromiso del Gobierno en apoyar los proyectos y programas de la Comisión a través de la recientemente sancionada Ley de Financiamiento del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación y de la también reciente Ley de Economía del Conocimiento, que alienta la inversión privada para fortalecer la articulación público-privada en ciencia y tecnología”.

El ministro explicó que la aplicación de la nueva ley “implica que proyectos y programas como los de la CNEA tengan continuidad y certidumbre a mediano y largo plazo”, y desetacó que “además obliga al Estado a repartir los recursos de la forma más federal para satisfacer de manera equitativa las necesidades de cada una de las provincias y las regiones”.

“Por eso nuestro compromiso no solo es sostener los puestos de trabajo sino invertir fuertemente en estos desarrollos de transición energética que tienen mucho que ver con nuestra soberanía científico-tecnológica”, afirmó el funcionario.

Filmus destacó que “esta convocatoria de la Agencia I+d+i va en la dirección de profundizar los desarrollos públicos y privados en materia de transición energética, marcada por el Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación 2030”.

Por su parte, Peirano señaló que la mejor manera de recibir inversión extranjera directa “es teniendo capacidades nacionales activas y potentes, con un sistema integrado y con lazos con el sector productivo”.

“Esta convocatoria es para darle relevancia a esta agenda y nos va a permitir convocar a los científicos y a las científicas, a las empresas e instituciones para potenciar dos agendas que se complementan: por un lado, desarrollar capacidades tecnológicas y productivas en todas las fuentes de energías que hoy son relevantes: solar, eólica, biomasa”, precisó el funcionario.

Y añadió que “por otro, permitirá trabajar en los vectores: en el almacenamiento y el traslado de la energía, el hidrógeno multicolor, y agregar valor al litio para alimentar la red nacional de energía eléctrica”.

Fuente: Télam

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Cambio Climático: las diez claves del Plan de Transición Energética al 2030 que elaboró la secretaría de Energía

La Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial el documento “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030”. Contiene las propuestas que elevó al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible para su inclusión en el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático, adelantadas por EconoJournal. Energía y Ambiente tensionaron por un documento que, en líneas generales, expresa una visión política de la transición energética en función de objetivos más amplios que la mitigación de las emisiones.

El documento incluye lineamientos para limitar las emisiones vinculadas con la energía. Para reflejar las implicancias de esas líneas de acción se proponen dos escenarios de oferta de energía eléctrica. En el “Escenario de transición energética con capacidades nacionales” (REN 20) la participación de las energías renovables llegaría al 20% de la oferta eléctrica para el 2030. En el “Escenario de transición con ritmo acelerado de renovables” (REN 30) el ritmo de escalamiento de las renovables llega hasta alcanzar el 30% del total.

En términos de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), el escenario REN 20 supone la emisión de 201,4 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2e) por año provenientes de los usos energéticos en distintos subsectores. El escenario REN 30 supone emisiones por 193,7 MtCO2e. Ambos escenarios implican que las emisiones vinculadas con la energía no disminuirán sino que serán limitadas. Argentina se comprometió recientemente a cumplir con una meta global de 349 MtCO2e para el 2030, un 26% menos que lo comprometido en la Contribución Determinada a Nivel Nacional de 2016.

Pero a través de estos escenarios la Secretaría de Energía da cuenta de las implicancias y limitaciones económicas que supone una aceleración mayor en la reducción de las emisiones. “Argentina plantea cumplir sus compromisos internacionales mediante un sendero de descarbonización de la matriz energética acorde a sus capacidades tecnológicas y productivas, considerando sus posibilidades macroeconómicas y su delicado contexto social”, señala el documento.

1 – La finalidad del documento

El documento propone una serie de lineamientos estratégicos para avanzar en materia de “Transición Energética”, sustentados en el principio de “responsabilidades comunes pero diferenciadas y capacidades respectivas” y anclados en un diagnóstico de grandes restricciones macroeconómicas. Son líneas de acción para el cumplimiento de objetivos que responden a una visión política de la transición energética en clave de desarrollo, no para cumplir con metas específicas de descarbonización.

Los objetivos a cumplir son lograr una matriz energética con Inclusión, Estabilidad y Desarrollo, Soberanía Energética, Dinamismo, Federalismo y Sostenibilidad. El objetivo de Soberanía Energética incluye “lograr el autoabastecimiento energético, mediante la utilización plena de los recursos más abundantes, disponibles y valiosos, de las cuencas onshore y off shore”. En Sostenibilidad, se propone que “sobre la base de los recursos existentes y potenciales, mitigar el impacto medioambiental incluyendo una reducción de las emisiones de CO2”.

Para cumplir con esos objetivos es que se proponen siete lineamientos estratégicos: Eficiencia energética; Energía limpia en emisiones de GEI; Gasificación; Desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales; Resiliencia del sistema energético; Federalización del desarrollo energético y Estrategia nacional para el desarrollo del hidrógeno.

Se advierte que el desarrollo de estas líneas de acción implicarán un gran esfuerzo para la economía argentina. “El avance y profundización de cada línea de acción, así como sus consecuentes resultados, están estrictamente ligados a las capacidades de la economía para crecer y poder afrontar los esfuerzos financieros en divisas que la transición energética requiere”, señala el documento.

De esta forma, la transición energética es caracterizada en función de objetivos de desarrollo igual de relevantes que la mitigación de las emisiones, con énfasis en los límites macroeconómicos, especialmente de disponibilidad de divisas. “La descarbonización como horizonte, planificada sobre la base de las capacidades sociales, tecnológicas, industriales y macroeconómicas argentinas, habilita un sendero de desarrollo hacia un país más limpio y más justo, para esta generación y las que han de venir”.

2 – Escenarios energéticos

El documento incluye una serie de Escenarios energéticos al 2030. Son estimaciones preliminares, que surgen de la combinación de políticas tanto de demanda como de oferta. El documento destaca que “no se asignan probabilidades de ocurrencia a los mismos, sino que se presentan los resultados de manera imparcial como un insumo para la toma de decisiones de la Secretaría de Energía”.

Hay escenarios de demanda eléctrica y de gas natural, de combustibles, así como de oferta de energía eléctrica y oferta local de petróleo y gas, entre otros puntos. Los supuestos considerados a la hora de elaborar los escenarios incluyen un crecimiento del PBI del 2% i.a. de largo plazo, crecimiento de la demanda eléctrica entre 1,7 y 2,4% i.a., crecimiento de la demanda de gas natural entre 1,7 y 3,5% i.a. y crecimiento de la demanda de combustibles de 2,3% i.a. Por el lado de la oferta, la producción de gas natural y de petróleo para abastecimiento local entre 2019 y 2030 crece entre 2,4 y 3% i.a. y 3,4 y 6% i.a., respectivamente. No se realizaron estimaciones de exportaciones de petróleo ni gas natural.

Por otro lado, se ofrecen dos escenarios de oferta de energía eléctrica, en los que se transparenta la visión política de la transición energética. El “Escenario de transición energética con capacidades nacionales” (REN 20) plantea alcanzar un 20% de generación renovable al 2030. El “Escenario de transición con ritmo acelerado de renovables” (REN 30) establece que la potencia renovable alcanzaría el 30% de participación en la oferta eléctrica.

Estos dos escenarios se diferencian por sus implicancias en términos de cantidad de nueva potencia renovable incorporada, demanda de divisas, reducción de las emisiones, costos asociados y oportunidades de desarrollo tecno-productivo.

3 – ¿Qué supone el escenario REN 20?

El “Escenario de transición energética con capacidades nacionales” (REN 20) supone un escenario en el que el suministro de energía sirve a objetivos de desarrollo socioeconómicos amplios, “en línea con una tendencia fundada en las capacidades nacionales, consistente con la estabilidad macroeconómica (menor demanda de divisas) y a un ritmo de incorporación de nueva potencia en sintonía con el crecimiento de la demanda eléctrica”.

En este escenario el incremento de potencia eléctrica es de 7764 MW, con 4233 MW de energía eólica y solar. De esta forma, la participación de las energías renovables llegaría al 20% de la oferta eléctrica. La inversión estipulada para todo el incremento de potencia eléctrica trepa a los u$s 9924 millones, con un gasto de divisas por u$s 3796 millones. Esto implicaría una demanda media anual de divisas de u$s 422 millones.

En cuanto a la participación de los tecnólogos nacionales, para el caso de la energía eólica su participación en la potencia instalada total alcanza el 70%. En el caso de la energía solar fotovoltaica, es posible cubrir un 70% del incremento de potencia.

También implica mayores requerimientos de petróleo y gas natural que en el REN 30.

4 – ¿Qué supone el escenario REN 30?

El “Escenario de transición con ritmo acelerado de renovables” (REN 30) supone que la búsqueda de una descarbonización por encima de las capacidades industriales locales implicaría una mayor necesidad de inversiones y de divisas, incremento en los costos de generación y menores oportunidades para el desarrollo de tecnólogos nacionales y de proveedores locales y bienes relacionados con las renovables.

En este escenario, el ritmo de escalamiento de las renovables es mayor que la demanda proyectada. El incremento de potencia eléctrica es de 10.839 MW, una diferencia de 41% respecto al REN 20. De esa potencia nueva, 7408 MW son de energías eólica y solar, lo que representa una potencia adicional en renovables de 3.175 MW respecto al REN 20. Gracias al diferencial de nueva potencia renovable, las emisiones del subsector eléctrico representan 17.1 millones de toneladas equivalentes de CO2, un 5,5% menos que en el REN 20.

Pero las inversiones y las divisas necesarias aumentan significativamente respecto al REN 20. Las inversiones calculadas solo para toda la nueva potencia eléctrica son de u$s 13.970 millones, con un gasto de divisas por u$s 6770 millones (una demanda media de u$s 751 millones anuales, en promedio). Las inversiones en transporte también suben significativamente respecto al REN 20, alcanzando los U$S 5575 millones.

También se señala un aumento de costos por el sobre dimensionamiento del parque de generación y un consecuente desplazamiento de generación térmica, que deberá ser remunerada. “El desplazamiento de centrales térmicas eficientes ya amortizadas (con bajos costos de generación) por nuevas centrales renovables (con capital que debe amortizarse), llevaría a un aumento en los costos de generación”, advierte el documento.

En cuanto a la participación de los tecnólogos nacionales, para el caso de la energía eólica su participación en la potencia instalada total alcanza el 38%. En el caso de la energía solar fotovoltaica, es posible cubrir un 46% del incremento de potencia. Son participaciones significativamente menores que en el REN 20.

También supone un mayor requerimiento de gas natural y relativamente menores requerimientos de petróleo que en REN 20.

5 – Inversiones y divisas

Los escenarios REN 20 y REN 30 contemplan la necesidad de inversiones y de divisas en al menos tres rubros: incremento de potencia, transporte de electricidad y eficiencia energética. En ambos escenarios se contemplan cuantiosas inversiones en eficiencia eléctrica por US$ 7829 millones.

El escenario REN 20 contempla la necesidad de inversiones en nueva potencia por U$S 9924 millones, con un gasto de divisas por u$s 3796 millones. Esto supone una demanda media anual de divisas de U$S 422 millones. Si se suman las inversiones necesarias en transporte eléctrico por U$S 2875 millones y en eficiencia eléctrica, las inversiones globales alcanzan los 20.628 millones de dólares.

Para el escenario REN 30 las inversiones calculadas solo para toda la nueva potencia eléctrica son de U$S 13.970 millones, con un gasto de divisas por U$S 6770 millones (una demanda media de u$s 751 millones anuales, en promedio). Las inversiones en transporte suben significativamente respecto al REN 20, alcanzando los U$S 5575 millones, mientras que las inversiones en eficiencia eléctrica son iguales que en el REN 20. En suma, las inversiones globales necesarias por estos tres conceptos trepan a 27.374 millones de dólares.

De esta forma, el REN 30 lograría un aumento en la potencia instalada 41% mayor al planteado en el REN 20, pero con un aumento de un 25% en las inversiones globales necesarias y una demanda de divisas 78% mayor.

6 – Emisiones: caen en Generación Eléctrica e Industrial pero aumentan en general

En los escenarios REN 20 y REN 30 se observan reducciones significativas de emisiones en el subsector de Generación Eléctrica y leves en el subsector Industrial. Pero al considerar todos los subsectores de energía, en ambos escenarios las emisiones aumentan levemente debido a un crecimiento importante de las emisiones en el subsector de Transporte y Agrícola.

Para comparar las emisiones en dichos escenarios se toma en consideración el 2016, año del último Inventario Nacional de GEI hasta el momento del análisis, que arrojó 193,4 MtCO2e. Las emisiones del sector energético serían de 201,4 MtCO2e en el REN 20 y de 194,1 MtCO2e en el REN 30. Es decir, aumentan entre un 0,4 y 4,2% según el escenario.

Las emisiones en el subsector de Generación Eléctrica caen de 47,8 MtCO2e en 2016 a 16,7 MtCO2e en REN 30 y 22,6 MtCO2e en el REN 20. Son reducciones de 64,2% para el REN 30 y de 52,7% para el REN 20. En el subsector Industrial caen de 33,3 MtCO2e en 2016 a 29,8 en ambos escenarios.

Sin embargo, aumentan las emisiones en el resto de los subsectores en ambos escenarios. Transporte y Agrícola es el subsector en el que más aumentan las emisiones, pasando de 51,9 MtCO2e en 2016 a 72,1 MtCO2e en ambos.

7Eficiencia energética: demandante en inversiones y consumo de divisas

La línea de acción en Eficiencia Energética supone una serie de medidas de importante impacto en la reducción del consumo de electricidad y de gas pero con elevadas necesidades de inversión y consumo de divisas. Este último gasto es notorio: requieren mucha más divisas que las estimadas para transporte eléctrico en ambos escenarios.

Las medidas tienen por objetivo reducir en hasta 8,5% el consumo de electricidad y de gas en todos los sectores de la economía, en relación con el escenario de demanda energética tendencial, por medio de usos más eficientes del consumo energético. También se incluyen medidas asociadas a la mayor eficiencia en la generación de electricidad y la adopción de tecnologías para la reducción de emisiones fugitivas de metano.

Se contemplan medidas de eficiencia principalmente en el sector residencial e industrial. En el residencial destacan la promoción de medidas de aislación edilicias (permitirían un ahorro en los gastos de refrigeración y/o calefacción de entre 40 y 50%), sustitución de equipos de conservación de alimentos y reemplazo de calefones y termotanques. En el sector industrial

Las medidas de eficiencia eléctrica suponen una inversión de U$S 7829 millones, con una necesidad de divisas por U$S 5610 millones. El consumo de divisas representa más que los 2230 y 862.5 millones de dólares necesarios para transporte eléctrico en los escenarios REN 30 y REN 20, respectivamente.

8 – Las fuentes que más crecen: eólica e hidroeléctrica

De los escenarios de oferta eléctrica planteados se desprende que la nueva potencia agregada descansa principalmente en la construcción y culminación de parques eólicos y de represas hidroeléctricas.

En energía eólica se sumaría potencia por 6008 y 3283 MW en los escenarios REN 30 y REN 20, respectivamente. En energía hidroeléctrica se contempla sumar 2187 MW gracias a la terminación de los proyectos Aña Cuá (275 MW, 2024), Gobernador Cepernic (360 MW, 2025), Nestor Kirchner (950 MW, 2026) y Chihuido I (637 MW, 2027).

En ambos escenarios se estima que, inicialmente, se completarán aproximadamente 1.650 MW de los proyectos de RenovAr, Res 202 y MATER (eólicos en su mayoría) que todavía no fueron ejecutados y se encuentran en proceso de negociación.

9 – Mayor demanda de gas y electricidad

Los escenarios estimados de demanda y oferta de gas y electricidad varían según las políticas aplicadas.

En electricidad se estima un crecimiento anual del consumo eléctrico del 2,4%, alcanzando los 168 TWh en un escenario de políticas existentes (actualmente se ubica entre los 130 TWh y 135 Twh anuales), cuyo incremento podría reducirse a 155 Twh (a una tasa de 1,7% i.a.) si se aplican diversas medidas de eficiencia energética, según los resultados obtenidos para el escenario eficiente (permitiendo un ahorro de hasta 13 TWh). En el escenario vigente, el sector con mayor crecimiento es el de usuarios residenciales, con un 3,7% de crecimiento anual acumulado.

En cuanto a la demanda de gas natural, se toma como referencia que la demanda final de gas natural (excluyendo usinas) rondó en 2019 los 76,8 MMm3/d. El sector industrial consumió 36,8 MMm3/d, el sector residencial 28,1 MMm3/d, el consumo de GNC unos 6,8 MMm3/d y el sector comercial y público 5,2 MMm3/d.

En función de los escenarios presentados se estima que el consumo final de gas natural tendría un incremento de 2,7% anual acumulado en el escenario vigente y de 3,6% en el escenario de políticas activas, explicando la diferencia por la mayor participación del uso de gas en el sector transporte (GNC). De este modo, el consumo de gas distribuido final al 2030 alcanzaría los 113 y 103 millones de metros cúbicos diarios en los escenarios ambicioso y vigente, respectivamente. Estos valores podrían reducirse a 104 y 93 millones de metros cúbicos diarios respectivamente luego de aplicarse políticas de eficiencia en el consumo.

Por el lado de la oferta de petróleo y gas, el escenario de políticas activas implica una mayor demanda de gas natural, impulsando la producción nacional en 10 MMm3/día. El escenario de políticas existentes implica una mayor producción de combustibles y petróleo. El crecimiento de la producción de gas natural se asocia principalmente al crecimiento de la demanda local (mayor en el grupo de escenarios de políticas activas) y la potencialidad de exportar gas a escala (hasta 30 MMm3/día) tanto a Brasil como a Chile.

10 – Gasoductos y centrales nucleares

Las necesidades de inversión y de consumo de divisas se incrementan al considerar distintos proyectos de gasoductos y de centrales nucleares.

Las inversiones en transporte por gasoducto son funcionales a la promoción de las acciones en Gasificación. Se señala que el principal límite estructural para el mayor consumo de gas es el transporte desde los centros de producción hasta los puntos de consumo, pese al incremento de la producción gracias al plan GAS.AR.

La Secretaría de Energía propone entonces el el Plan TransportAR para resolver el déficit de infraestructura, con inversiones distribuidas en tres etapas. En su Etapa I, prevista a ejecutarse desde el año 2021 hasta 2023, prevé inversiones en gasoductos por 3.371 millones de dólares. Una etapa II ya esta en planificación y se estima también que para 2030 ya va a estar ejecutada la etapa III. Los montos invertidos en total se estiman en alrededor de USD 10.000 millones.

Por el lado de las centrales nucleares, se prevé el comienzo de construcción de al menos una central durante la próxima década, la cuarta central de tecnología Hualong, con otro proyecto también en capeta (una quinta central de tecnología CANDU). El capex de la central Hualong se estima cercano a los U$S 7900 millones. En cualquier caso, ninguna central entraría en operación antes de 2030, con excepción del prototipo CAREM.

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Perú solo aprovecha el 1% de su potencial energético solar

La disposición de recursos y el precio de generación de energía solar no parece ser el problema para el impulso de los proyectos de energía basados en esta fuente, u otras como la eólica; como se demuestra en otros países de similares condiciones climáticas a las de Perú.

Sin embargo, la dependencia de incentivos y estímulos que se dan al sector hidrocarburos, así como las regulaciones que no promueven el desarrollo de proyectos de energía renovables vienen siendo factores significativos que retrasan la generación y consumo de energías más sustentables en el país.

Para José Eduardo Torres Lam, Director General de ExpoSolar Perú 2021, “pensar en un mejor país es hablar de nuevas fuentes de energía; y necesariamente de energía solar, así como de otras fuentes de energía renovables, que tienen gran potencial y grandes oportunidades de desarrollo”.

Potencial de la energía solar en la matriz energética nacional

En el evento, Jaime Luyo, especialista del Competitiveness and Sustainable Development Institute, insistió en la importancia que tiene la apuesta por el desarrollo de proyectos de energía solar y otras energías renovables en un escenario de crecimiento para los países en vías de desarrollo.

“Las estadísticas muestran que los países con mayor nivel de desarrollo siempre tienen un mayor consumo per cápita de energía, pero su consumo se desacelera con el tiempo; ya sea por su madurez como por la utilización de mejores tecnologías que reducen y economizan el consumo”, señaló.

En cambio, continúo explicando, los países en vías de desarrollo requieren de energía para crecer. “Esta demanda, sin embargo, afronta retos globales como los establecidos en la COP 26, que además ponen atención en las comunidades más vulnerables a los cambios climáticos. Se enfocan en estructuras más focalizadas en los servicios”.

Aunque la producción de energía solar térmica, entre el 2010 y el 2019, ha aumentado a una tasa media anual de 9,3%, llegando a 411.8 Gwh, el potencial de crecimiento es mucho mayor y aún no es significativo.

“Un notable avance demostró también el desarrollo de la generación de energía solar fotovoltaica que alcanzó, en el mismo periodo, una tasa media anual de 65%, con una producción de 832 GWh. Eso aún es poco significativo si analizamos que al 2019, la participación de la energía solar era de 0,2% entre las distintas fuentes de energía en el consumo final nacional; y de 0,3% en la participación entre las fuentes en la oferta interna bruta de energía primaria; lo que demuestra un largo camino frente a la dependencia que tenemos los hidrocarburos y el gas natural”, precisó Jaime Luyo.

Según reportó el Ministerio de Energía y Minas (Minem), en octubre del presente, existe un portafolio de 16 proyectos de Generación con Recursos Energéticos Renovables (RER), por US$ 3355 millones de inversión, lo que representa una buena señal para el futuro.

Cabe mencionar que este proyecto, en el vecino país del sur, reduce 630 mil toneladas de CO2 y suma esfuerzo en la descarbonización de la matriz energética chilena.

El potencial energético técnico de recursos renovales en el país, según fuentes del Minem, en energía eólica es de 20 493 MW; y en energía solar, de 25 000 MW. Sin embargo, la capacidad instalada solo asciende de 375.46 MW en el primer tipo; y de 285.02 MW de energía solar. Ello únicamente representa un aprovechamiento del 2% en el caso de la eólica y sólo del 1% del recurso potencial solar.

Nueva política como punto de quiebre y cambio

Para el especialista es necesaria una reorientación de políticas en el sector energía, diferenciadas según los sectores de consumo. En ese sentido, remarcó que “es evidente y necesaria una política integral que oriente el desarrollo energético sostenible, con una planificación dinámica que haga factible lograr una matriz eléctrica con 70% de Recursos Energéticos Renovables (RER) y más limpia en el mediano plazo, que hoy tiene una participación del 70% de hidrocarburos como principal fuente energética”.

“De mantenerla así no se podrán alcanzar los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS)”, alertó el especialista del Competitiveness and Sustainable Development Institute.

Luyo sostuvo que es clave para una mejor toma de decisiones en el sector energético una mejor definición de la demanda real; de forma que no se tomen decisiones contraproducentes al crecimiento del sector.

Acotó que “existe un punto de desacople con el crecimiento económico que se entiende por la saturación en la tenencia de equipos y por la mejora de la eficiencia energética de los mismos”.

“No se debe sobredimensionar la oferta. La desatención de la demanda energética real de los sectores de consumo empuja a la adopción de decisiones contraproducentes. Se debe capturar los efectos del incremento en la capacidad de producción de los sectores industrial y minero, en el corto plazo; e incorporar en el largo plazo los impactos del cambio tecnológico (como producción y consumo de hidrógeno verde) y el incremento de la eficiencia de los equipos que ingresan a la industria energética”, argumentó Luyo.

EXPO SOLAR PERÚ 2021 fue la primera Feria y Conferencia virtual que convocó a ejecutivos, autoridades, desarrolladores, inversionistas, relacionados con el mercado de la generación solar, paneles, baterías, almacenamiento de energía, con la finalidad de promover y contribuir al desarrollo de la energía solar en el Perú.

Durante el evento, la plataforma inteligente permitió concretar reuniones con generadores, desarrolladores de proyectos, proveedores de equipos y servicios, y tener conversaciones por intermedio de un chat en tiempo real, así como conocer más sobre las empresas de la industria de la energía solar a través de videos e información técnico-comercial.

Fuente: Rumbo Minero

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Naturgy concluyó edición 2021 de sus programas de preservación ambiental

Con una serie de actividades de concientización medioambiental, realizadas en la Reserva Natural Urbana “El Corredor”, de San Miguel, Naturgy concluyó la edición 2021 de sus programas Sembrando Futuro y Cuidemos Nuestros Recursos. La jornada incluyó una charla sobre restauración del medio ambiente para alumnos de escuelas del distrito con quienes, posteriormente, se procedió a plantar 30 árboles de especies nativas.

Iniciado en 2016, el programa Sembrando Futuro busca incentivar la plantación de árboles nativos y el desarrollo de huertas urbanas.

Cuidemos Nuestros Recursos, en tanto, es el programa de concientización de Naturgy sobre el uso eficiente de los recursos naturales, cuyas actividades se aglutinan en el portal: www.cuidemosnuestrosrecursos.com

“Es un compromiso de toda la comunidad promover el desarrollo sustentable. Para ello es fundamental realizar un uso eficiente y responsable de todos nuestros recursos, sin derrocharlos y preservando nuestros ecosistemas. Para tal fin, es vital el rol que cumplen las especies nativas, por ello la importancia de estas plantaciones llevadas a cabo a lo largo del año”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

En 2021, a través del programa Sembrando Futuro se realizaron 3 jornadas donde se plantaron 75 árboles nativos, así como también se llevaron adelante 2 capacitaciones sobre el desarrollo de huertas urbanas. A través de Cuidemos Nuestros Recursos se capacitó en uso eficiente de los recursos a más de 2.200 alumnos y 1.300 docentes. En total, las actividades realizadas abarcaron a 11 municipios del área de cobertura de Naturgy.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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El ENRE instruyó a Edenor y Edesur para reempadronar a 1,5 millones de usuarios residenciales de electricidad

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)  instruyó a las empresas prestadoras del suministro eléctrico en el Area Metropolitana de Buenos Aires, EDENOR y EDESUR, para que “adecuen sus mecanismos de gestión y promuevan el reempadronamiento de más de 1.500.000 personas usuarias de categoría Residencial, lo cual permitirá el ordenamiento, la regularización y una construcción real de las bases de datos de las empresas”, se explicó en un comunicado.

Aunque el organismo regulador no lo menciona en la comunicación, puede deducirse que este reempadronamiento se enmarca en la decisión de segmentar la asignación de subsidios a las tarifas del servicio por parte del Estado,  en lugar del actual subsidio generalizado e indiscriminado. Su puesta en práctica se iniciaría en el próximo año.

Los suministros eléctricos a regularizar son un 37 % del total de las personas usuarias Residenciales del área de concesión (AMBA), se precisó.

 Este universo, se detalló, comprende domicilios de suministro en los que se registran como titulares personas fallecidas y que poseen inconsistencias en los datos registrados, tales como omisiones o errores en los números de DNI.  Asimismo, se incluye el caso de personas que se declaran como titulares de una pluralidad de domicilios.

“Cabe recordar que, en este sentido, se considera titular de suministro a quien efectivamente usa, junto a su grupo conviviente si fuera el caso, el servicio de electricidad en el domicilio en cuestión”, puntualizó el Ente.

A partir de noviembre y hasta diciembre de este año, las empresas deberán notificar a las personas usuarias comprendidas en este universo para que, en el plazo de 10 días hábiles, realicen el reempadronamiento.

“De conformidad con lo que establece el Reglamento de Suministro, los domicilios cuya titularidad continúe con inconsistencias serán susceptibles de cortes”, se precisó

En este sentido, el ENRE instruyó a EDENOR y EDESUR a que habiliten mecanismos sencillos, incluyendo herramientas digitales, a fin de facilitar y agilizar la gestión.  Asimismo, las personas usuarias podrán realizar el reempadronamiento mediante un formulario habilitado para realizar la gestión.

“Desde el ENRE continuamos trabajando para garantizar el normal funcionamiento y prestación de los servicios de energía eléctrica y para proteger adecuadamente los derechos de las personas usuarias, propendiendo a una mejora en su atención”, se afirmó.

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Resultados del tercer trimestre: YPF consolida la recuperación de su actividad

En el tercer trimestre del año la rentabilidad de la compañía se mantuvo sólida con un EBITDA ajustado de 1.154 millones de dólares, superando el umbral de los 1.000 millones de dólares por segundo trimestre consecutivo y una ganancia neta de 23 mil millones de pesos. La compañía aceleró su plan de inversiones con foco en el crecimiento de la producción de petróleo y gas. Durante el tercer trimestre, YPF invirtió 700 millones de dólares, lo que representa un crecimiento del 20% respecto al trimestre anterior, casi triplicando los niveles del tercer trimestre de 2020. La producción total de hidrocarburos […]

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Mientras espera una definición por el precio de los combustibles, YPF presentó su balance trimestral con un EBITDA de U$S 1154 millones

La petrolera YPF informó que en el tercer trimestre obtuvo una utilidad neta de 237 millones de dólares. De este modo, evidenció una mejora respecto de la pérdida de 492 millones registrada en el trimestre anterior. En nueve meses el rojo acumulado es de 280 millones de dólares, frente a 1637 millones que la compañía perdió en igual período del año pasado, cuando fue afectada de lleno por la cuarentena destinada a contener la pandemia de coronavirus. Por su parte, el EBITDA ajustado llegó a los 1154 millones de dólares, un 6,5% más que el trimestre previo.  

Producción

La producción de hidrocarburos alcanzó en el tercer trimestre los 495.600 barriles de petróleo equivalentes por día, un 5,8% superior a la del mismo período de 2020. La suba estuvo impulsada fundamentalmente por el shale que trepó 60,5%, mientras que la extracción convencional retrocedió 9,7%.

La producción de gas totalizó 38,9 millones de metros cúbicos diarios (Mm3d), con una suba interanual de 10,5%, mientras que la producción de crudo fue de 209.400 barriles de petróleo diarios (bbld), un 3,5% más que un año atrás. Por otra parte, la producción de NGL registró una reducción de 7% totalizando 41.700 bbld.

Durante el tercer trimestre el barril de crudo tipo Brent promedió 73 dólares, sin embargo, la compañía aclaró que percibió 55,3 dólares por barril debido al esquema de transición acordado entre refinadores y productores que comenzó en el primer trimestre con el fin de suavizar la volatilidad de los precios de referencia internacionales en los precios locales del surtidor.

El precio promedio del gas natural para el trimestre fue de 4,2 dólares por millón de BTU, 57,9% más que un año atrás debido al ajuste estacional del nuevo Plan Gas y mejores términos contractuales con algunos clientes. YPF aclaró también en su presentación que los precios del tercer trimestre de este año incluyen 0,78 dólares de subsidios frente a 0,12 dólares de subsidios del mismo período de 2020.

Venta de combustibles

La venta de productos refinados trepó en el trimestre 22,3 por ciento interanual en volúmenes. En el caso de las naftas la mejora respecto del mismo período de 2020 fue de 54,8%, mientras que en gasoil apenas 7,9%.

Los ingresos treparon a 3621 millones de dólares en el trimestre, un 55,6% más que un año atrás y un 8,1% por encima del trimestre anterior. El gasoil aportó 1220 millones, el 33,7% de las ventas totales, mientras que la venta de naftas recaudó 720 millones, el 19,8% del total. A su vez, la venta de gas natural como productores a terceros sumó 507 millones, una suba interanual del 70,4% debido al ajuste estacional del Plan Gas Ar.

La mejora interanual de los ingresos se vio influenciada por la bajísima base de comparación, ya que el tercer trimestre de 2020 todavía estaba afectada por la pandemia. No obstante, YPF informó que los ingresos actuales mostraron una mejora de 9,4% con respecto al tercer trimestre de 2019, período previo a la pandemia.

Inversiones

El capex de la compañía, las inversiones de capital destinadas a incrementar los beneficios, fue de 559 millones de dólares en el trimestre, un 247,2% respecto a los apenas 161 millones declarados en el tercer trimestre de 2020, cuando la compañía prácticamente había paralizado cualquier tipo de inversión. Con respecto al trimestre anterior, la mejora fue de 16,5%.

Durante el tercer trimestre la actividad se concentró en los bloques de shale:

Crudo: principalmente en el core-hub de la compañía, que incluye La Amarga Chica, Loma Campana y Bandurria Sur.

Gas: el foco estuvo puesto en Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, La Calera, Aguada Pichana Oeste, La Ribera I y Aguada Pichana Este

Además de la actividad de shale, continuó el desarrollo de tight gas en Río Neuquén.

En lo que respecta al crudo convencional, la actividad estuvo focalizada en proyectos de recuperación primaria y de desarrollo en los bloques Manantiales Behr, Seco León, Cañadón Yatel y Desfiladero Bayo; así como en proyectos de recuperación secundaria principalmente en los bloques CNQ7A, Barranca Baya, Lomas del Cuyo, Seco León, Manantiales Behr y Chihuido Sierra Negra.

Al mismo tiempo, la compañía informó que continuó con los proyectos de recuperación terciaria fundamentalmente en los bloques Manantiales Behr, El Trébol, Los Perales y Seco León.

En lo que respecta a la exploración, se intervino el pozo exploratorio La Esperanza.x-1.

Por último, en los bloques no operados, se perforó y completó el pozo Alto Solo.x-1 en el bloque CNQ7 (operado por Pluspetrol), y se perforó el pozo exploratorio PLS.x-1 (d) en el bloque Agua Salada (operado por Tecpetrol), que se encuentra en evaluación.

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Salta el precio del crudo ante perspectivas de mayor demanda de combustibles

Tanto el tipo Brent como el WTI de Estados Unidos registraron alzas en la jornada de hoy, acercándose su cotización a los u$s 85 dólares por barril. La caída de inventarios y las posibilidades futuras de sostener la oferta están detrás de esta suba. Los precios del petróleo alcanzaron hoy un nuevo máximo en dos años, tras la suba que registraron tanto barril tipo Brent como en la variedad West Texas Intermediate (WTI). La suba se registró luego de conocerse un informe que proyecta una mayor demanda de crudo en los próximos meses, a un ritmo mayor al de la […]

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Eramet anunció que retoma la construcción de una planta de litio en Salta por 400M de dólares

El grupo francés retomará un proyecto que generará más de 2.000 puestos de trabajo. Las autoridades del grupo minero se reunieron en Casa Rosada con el presidente, Alberto Fernández; con el canciller, Santiago Cafiero; y con los ministros de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; y de Economía, Martín Guzmán. El presidente Alberto Fernández recibió el lunes en su despacho de Casa Rosada a las autoridades del grupo minero francés Eramet, quienes anunciaron una inversión de 400 millones de dólares para retomar la construcción de una planta de litio en la Argentina, que generará más de 2.000 puestos de trabajo, en el […]

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ENARGAS inauguró la Mesa de Actualización de la Normativa Técnica

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informa que dio inicio a la “Mesa de Actualización de la Normativa Técnica” (MANT) creada en octubre pasado por la Resolución ENARGAS N° 397/21, con el fin de habilitar la recepción previa de propuestas respecto de la actualización de normas técnicas que integran el “Código Argentino de Gas – NAG”, aplicables a todas las actividades reguladas bajo la competencia del Organismo. Participaron del primer encuentro más de 105 inscriptos destacándose la presencia de asistentes pertenecientes a licenciatarias del servicio, cámaras y asociaciones empresarias, asociaciones de profesionales, empresas de bienes y servicios, organismos de […]

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La Rioja: Kulfas inauguró una fábrica de camiones utilitarios y Puma anunció inversiones por $420M

El ministro de Desarrollo Productivo realizó los anuncios junto al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela. Ambos proyectos generarán 300 nuevos puestos de trabajo El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, junto al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, participaron de la inauguración de la fábrica de camiones utilitarios Changan Argentina, un proyecto que demandará una inversión de U$D 20 millones y que en una primera etapa generará 200 puestos de trabajo. Además recorrieron la planta de la empresa de indumentaria deportiva Puma, donde se pusieron en marcha dos nuevas líneas de producción para la confección de zapatillas, para las […]

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A través del decreto 740/2021, el Gobierno modificará “por razones operativas” la conformación organizativa del Ministerio de Relaciones Exteriores

Actualmente lo conduce Santiago Cafiero; del Ministerio de Economía, de Martín Guzmán; y del Ministerio de Desarrollo Territorial y Hábitat, de Jorge Ferraresi. Esto significa más poder para Ferraresi y nuevo esquema en Economía. El Gobierno decretó modificaciones en diversas áreas de los ministerios de Desarrollo Territorial y de Economía. Entre los principales cambios se destacan la definición en el Ministerio de Economía que encabeza Martín Guzmán de la Secretaría de Relaciones Económicas Internacionales. La misma incluye las subsecretarías de Mercosur y Negociaciones Económicas Internacionales, la de Promoción del Comercio e Inversiones, y la de Negociaciones Económicas Multilaterales y Bilaterales. […]

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Neuquén: Gutiérrez firmó la “reparación histórica” para Rincón de los Sauces

El acuerdo se realiza con motivo de cumplirse este año el 50º aniversario de la fundación de la localidad que ha sido declarada como la Capital Nacional de la Energía. “Es un acto de estricta justicia social y de reparación histórica”, dijo. El gobernador Omar Gutiérrez firmó esta mañana en Casa de Gobierno un acta acuerdo con la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda. El acuerdo tiene como objetivo la constitución de un Fondo de Infraestructura Municipal que se instrumenta mediante la transferencia de recursos a un fideicomiso o cuenta especial, los cuales serán destinados a obras de […]

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San Luis: Una empresa instalada en el Parque Industrial Sur realizará una millonaria inversión para aumentar su capacidad de producción

Así se lo informó el gerente de Tecnologías, Ricardo Rabini, al ministro de Producción, Juan Lavandeira. La empresa que está radicada en la provincia desde hace más de 30 años comenzará de manera inmediata la ampliación para aumentar en un año la producción en un 50%. Lavandeira, junto a integrantes del Programa Industria Agroindustria y Comercio, visitó la empresa Poliresinas, ubicada en el Parque Industrial Sur. Allí, fue recibido por el gerente de Tecnologías, Ricardo Rabini, y Liliana Boscariol, representante contable de la empresa en San Luis, quienes le comentaron sobre la actualidad de la empresa y les mostraron los […]

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Virgin Galactic anunció hoy que vendió un centenar de billetes para viajar al espacio, desde agosto pasado, a 450.000 dólares cada uno

El precio actual está muy por encima de los entre 200.000 y 250.000 dólares pagados por 600 clientes entre 2005 y 2014, informó la agencia de noticias AFP. La nueva tarifa “ha tenido una buena recepción”, informó la compañía en un comunicado, en el que recordó su objetivo de vender 1.000 pasajes al espacio antes del lanzamiento del primer vuelo comercial, previsto para fines de 2022. “Estamos entrando en un período de mejora de la flota con una hoja de ruta clara para aumentar la durabilidad, la fiabilidad y la previsibilidad de nuestros aviones de servicio comercial”, precisó Michael Colglazier, […]

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Los campos petroleros abren al turismo el 13 de diciembre

En esa fecha será inaugurado en Colonia Chica “La Huella del Petróleo”, con la habilitación de un recorrido turístico educativo dentro de un yacimiento de Petroquímica Comodoro Rivadavia. Es impulsada por el municipio de 25 de Mayo y las áreas provinciales de Turismo e Hidrocarburos y Minería, esta visita guiada por el proceso productivo del crudo, desde la extracción hasta el refinado, resulta una absoluta novedad: es el primer emprendimiento turístico del país desarrollado sobre un campo petrolero. En 25 de Mayo hay unas 300 plazas de alojamiento y cuatro restaurantes con distintas ofertas gastronómicas, además de casas de comidas […]

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En lucha por un salario digno frente al caos inflacionario

Por Gabriel Matarazzo Codo a codo junto a nuestros compañeros, con reclamos y asambleas en todo el país, conseguimos un adelantamiento del aumento salarial que veníamos exigiendo desde hace meses para la rama yacimientos, con el ciclo inflacionario descontrolado, poniendo en jaque la ya crítica situación económica que padecían los trabajadores de perforación. Tras la conquista de este nuevo logro del diálogo y la unión entre compañeros de distintas ramas, reafirmamos que nuestro camino es el de la Constitución, con todas las garantías y herramientas que nos otorga para luchar por nuestros derechos, como es el caso de percibir un […]

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Lotero sobre la posibilidad de una nueva subasta: “El programa se ha creado con la decisión de masificar las renovables”

El pasado 27 y 28 de octubre se realizó en Bogotá el evento físico «Latam Future Energy Colombia». Allí, el Viceministro de Energía, Miguel Lotero, calificó como «positivos» los resultados de la última subasta de renovables, donde fueron adjudicados 11 proyectos solares fotovoltaicos, por casi 800 MW, en manos de 9 empresas.

El funcionario apostó a que varios de estos emprendimientos lograrán entrar en operaciones antes de enero del 2023, tal como está estipulado por contrato, lo cual ayudará a la reactivación económica de Colombia post COVID, motivando inversiones que generarán miles de puestos de empleo.

Indicó que esto es posible porque los proyectos no requieren de expansiones de líneas de transmisión y, en comparación a otros proyectos de energía, los parques fotovoltaicos permiten un montaje más rápido.

En esa línea, Lotero deslizó la posibilidad de que en 2022 se lance la cuarta subasta a largo plazo de energías renovables.

“Creo que el programa de subastas de Colombia se ha creado tanto con criterios que nos han dado desde el sector privado como con una política pública decidida en masificar las renovables, complementando nuestra matriz y descarbonizando el sector energético; y creo que ese programa de subastas debe continuar”, remató.

Fuente: XM

Diferencia de precios

Cabe señalar que, en esta última subasta, el precio promedio fue de 155 pesos colombianos por kWh, casi un 60% más alto que los 95,65 pesos por kWh que resultaron de la convocatoria anterior.

Consultado al respecto, el viceministro de Energía explicó que este escenario era previsible. “Podía ser sensiblemente superior en términos de precio respecto a la subasta del 2019” por los costos logísticos y de aumentos de precio de la tecnología a nivel mundial, reconoció.

Y argumentó: “Hoy en día un contenedor de China hacia un puerto colombiano antes podía valer alrededor de 3.000 dólares; hoy está entre los 8.000 a 11.000 dólares”

No obstante a ello, el funcionario enfatizó que los precios de esta licitación “están acorde con las posibilidades que tenemos de comprar energía en el mercado colombiano y acorde con las subastas que hemos visto en el mundo”.

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La Secretaría de Economía de México planea impulsar la generación distribuida con proveeduría local

El gobierno de México sigue enfocado en desarrollar y potenciar la generación distribuida en el país. Incluso diversas autoridades ya plantearon que con la reforma constitucional energética propuesta por López Obrador no se planea modificar o perjudicar a dicho segmento, a modo de despejar las dudas que giran en torno a la medida que se debatirá en el Congreso.

Ahora, la novedad pasa por el hecho que desde la Secretaría de Economía se manifestó la idea de impulsar a ese tipo de sistemas fotovoltaicos a partir de la creación y utilización de componentes locales. 

La generación distribuida tiene un gran potencial y se tiene que hacer algo con ello. Y creo que en ese segmento podemos empezar con pilotos y promover el contenido nacional de manera responsable”, señaló Marcos Santiago Ávalos Bracho, Jefe de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético de la Secretaría de Economía, durante el evento Solar Power México.

Y agregó: “Desde el punto de vista de política industrial interesa avanzar un poco más y darle la oportunidad a empresas mexicanas, como por ejemplo para un módulo fotovoltaico”.

¿Cuál es el objetivo? El funcionario reconoció que se desea generar una “proveeduría mexicana” a mediano plazo y que “es momento de plantear las bases y la regulación correspondiente para avanzar e impulsar esta industria local”. 

“Desde Economía pensamos en generación distribuida en particular, podemos incentivar este contenido nacional. Y lo estamos tratando y platicando con aquellos actores que hacen proyectos, como la Comisión Federal de Electricidad y privados, para generar una cadena de valor”, explicó Ávalos Bracho. 

“Hay que ver dónde tenemos ventajas y trabajarlas. Y sé que una de ellas pasa por contenido nacional”, amplió. 

Cabe recordar que la generación distribuida creció 246 MW durante el primer semestre de 2021 y de ese modo la potencia total acumulada en sistemas con capacidad menor a 0.5 MW asciende a 1,797.10 MW, según el último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

Además el PRODESEN contempla un panorama de crecimiento exponencial hacia el 2035, donde la GD podría alcanzar entre 9.179 MW y 13.869 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, y por ende la tendría una participación entre un 13% y un 19% en la matriz energética hacia dicho año. 

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Nueva licitación: Chile concesiona terrenos fiscales para el emplazamiento de centrales fotovoltaicas

El Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una nueva licitación por la concesión de dos terrenos fiscales, ambos en la comuna de Tamarugal, Provincia de Huara, Región de Tarapacá.

Se trata de dos inmuebles cercanos, uno denominado Zapiga Sur (ver), de 25 hectáreas de superficie, y el otro Zapiga Poniente (ver), de 24,93 hectáreas.

Los terrenos se encuentran cercanos al cruce de la Ruta A-40 con la Ruta 5, a 2 km al noroeste de la subestación Dolores, a un costado del área concesionada para electrificación del pueblo de Pisagua, próximo a líneas de distribución.

Según informó el Ministerio de Bienes Nacionales, los sitios cuentan con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica”.

Los interesados tendrán tiempo de realizar consultas hasta el próximo miércoles 24 de noviembre.

La recepción de las ofertas y de los documentos de garantía se llevará a cabo desde el lunes 27 de diciembre hasta el miércoles 29 de diciembre, a las 14.00 horas.

Finalmente, se conocerán los adjudicatarios antes del miércoles 9 de marzo del 2022.

Más hectáreas en Antofagasta

Cabe recordar que, tal como adelantó Energía Estratégica, el Gobierno de Chile concesionará un total de 3.435,82 hectáreas en la Región de Antofagasta, zona que presenta una de las radiaciones solares más potentes y constantes del mundo.

Las Bases de Licitación de los terrenos fiscales están disponibles en el portal electrónico www.bienesnacionales.cl.

De acuerdo al cronograma oficial, la recepción de ofertas comenzará el miércoles 24 de noviembre y se extenderá hasta el viernes 26 de noviembre de este año, a las 14:00 horas.

Finalmente, las adjudicaciones se darán “hasta el lunes 07 de febrero de 2022”, indica el Ministerio de Bienes Nacionales, promotor de las licitaciones.

Los terrenos

Por un lado, se está poniendo en juego el inmueble fiscal denominado “Estación Pan de Azúcar” (ver), ubicado en la comuna de Antofagasta.

Se tratan de 374,46 hectáreas ubicadas en Salar Imilac, aproximadamente a 3,5 km al suroeste de intersección de Ruta B-241 con la Ruta B-55.

El terreno cuenta con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica” y está “próximo a líneas de transmisión eléctrica (Andes-Nueva Zaldívar de 220 kv)”, precisan desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Por otro lado, se está licitando “Salar de Navidad” (ver), terreno ubicado 34 km al sureste del sector La Negra, comuna de Antofagasta.

Cuenta con una superficie de 1.103,38 hectáreas. Es un “terreno con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y próximo a líneas de transmisión eléctrica (Atacama-Domeyko 220 kv y O’Higgins-Domeiko 220 kv)”, indican desde la cartera comandada por Julio Isamit.

Asimismo, se está licitando el terreno “Salar de Imilac” (ver), 1.286,28 hectáreas en la comuna de Antofagasta, ubicadas aproximadamente alrededor de 17 km al suroeste de la intersección de la Ruta B-241 con la Ruta B-55.

El terreno se divide en dos lotes: “Salar de Imilac 1”, ubicado a 16,5 km al suroeste de la intersección de la Ruta B-241 con la Ruta B-55, en el Sector de Salar de Imilac, conformado por 594,15 hectáreas; y “Salar de Imilac 2”, a 18 km al suroeste de la intersección de la Ruta B-241 con la Ruta B-55, en el Sector de Salar de Imilac, de 692,13 hectáreas.

Son “terrenos con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, próximos a líneas de transmisión eléctrica (Andes-Nueva Zaldívar 220 kv) y a 19 km de la subestación Andes”, indican desde el Gobierno.

Finalmente, se están licitando 671,7 hectáreas que hacen al terreno “Loa Poniente” (ver), ubicado en la Provincia de Tocopilla, comuna de María Elena.

El inmueble está aproximadamente 3 km al norte de la subestación eléctrica crucero. El terreno cuenta con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y CSP, próximos a la subestación crucero, en el sector de Kimal”, aseguran desde el Gobierno.

Más terrenos para proyectos renovables

Tal como informó Energía Estratégica la semana pasada, el Ministerio de Bienes Nacionales lanzó licitaciones para cinco inmuebles fiscales, por un total de 3.475,61 hectáreas, ubicados en distintos puntos de la Región de Tarapacá.

Los terrenos se dispondrán para el montaje de proyectos de energías renovables. La convocatoria cuenta con un período de consultas para despejar dudas de los interesados, el cual va desde el viernes 1 de octubre hasta el viernes 15 de octubre de este año.

Según el cronograma, a partir del miércoles 17 de noviembre y hasta el viernes 19 de ese mes a las 14.00 horas, se realizará la recepción de las ofertas y de los documentos de garantía.

Finalmente, la adjudicación de las concesiones se realizará “hasta el lunes 31 de enero de 2022”, indican desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Dos de los inmuebles fiscales se ubican en la provincia de Tamarugal, comuna de Pozo Almonte.

Se trata, por un lado, de Calate (ver), donde se licitan 1.008,65 hectáreas, a 30 km al oriente de la desembocadura del río Loa.

Por otro lado, de Calate Norte (ver), donde se ofrece un complejo de 2.375,86 hectáreas, 20 km al oriente de la desembocadura del río Loa.

Ambos terrenos cuentan con “un alto potencial para el desarrollo de proyectos de energía renovables”, destacan desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Otras dos parcelas licitadas se encuentran en la provincia de Tamarugal, comuna Pica. Una de ellas es Tasma-Tambillo (ver), donde se ofertan 24,96 hectáreas, a 43 km al este de Pozo Almonte, accesible a través de la Ruta A-651.

La otra es Tambillo (ver), donde se ofrecen 30,04 hectáreas, 40 km al este de Pozo Almonte, accesible a través de la Ruta A-651.

Ambos terrenos “cuentan con potencial para el desarrollo de proyectos de energía, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica y una subestación”, aseguran desde el Gobierno.

Finalmente, se están licitando 36,1 hectáreas ubicadas en la provincia de Iquique, comuna Alto Hospicio. El inmueble se denomina Huantajaya Norte (ver), y se encuentra cercano a la Ruta A-514, a 8,5 km de la subestación Cóndores y a la línea de transmisión Cóndores-Parinacota (220 kv).

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Beljansky reemplaza a Guillermo Martín Martínez en la Dirección Nacional de Generación Eléctrica

Mariela Beljansky reemplazará a Guillermo Martín Martínez como titular de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica en la Secretaría de Energía de la Nación, aunque aún resta la designación oficial por parte del gobierno, según pudo saber Energía Estratégica

Cabe recordar que este portal de noticias anticipó la salida de Martín Martínez a mediados de septiembre, bajo el término de una renuncia en buenos términos y debido a “motivos personales” tras casi año y medio de gestión y con la intención de regresar al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), tal como habían confirmado allegados de la Secretaría de Energía. 

Como consecuencia de esta decisión, a partir de ahora será Mariela Beljansky quien ocupará el cargo y tendrá bajo su estructura a tres direcciones: Dirección de Generación Hidroeléctrica, Dirección de Energías Renovables y la Dirección de Generación Térmica.

Beljansky es bonaerense, Ingeniera electricista (1997) y Magíster en Energía (2013), ambos títulos por la Universidad de Buenos Aires, y cuenta con vasto currículum en temas energéticos, aunque actualmente se desempeña como profesora de posgrado de la UBA, puntualmente de la Maestría Interdisciplinaria en Energía. 

A ello se le debe agregar que desde 2005 a la fecha trabajó como profesional independiente en asesoramiento en temas de energías renovables, eficiencia energética, evaluación de proyectos y mitigación del cambio climático, para organismos internacionales, nacionales y el sector privado, por lo que tiene experiencia en el área con una mirada de investigación e intersectorial.

Esta novedad se conoce en un contexto de expectativa para el sector de las renovables, ya que Guillermo Martín y su equipo trabajaban en una nueva resolución para destrabar los proyectos adjudicados en las subastas del Programa RenovAr que, por distintos motivos, no lograron iniciar construcción, además de la ya publicada Res. 742/2021

Dichos contratos e inversiones en stand by, consiguieron contratos PPA bajo la administración de Mauricio Macri y representan más de 1000 MW de capacidad, cifra no menor ya que, de solucionarse la cuestión, abriría la puerta para plantear un nuevo plan de desarrollo con las líneas de transmisión liberadas.

Y si bien la nueva reglamentación está a la espera de la definición gubernamental – e incluso se mencionó que “está por salir” -, lo que sí se sabe es que plantea penalidades más flexibles de manera de facilitar la salida de las empresas que no quieren continuar con la construcción de los parques. Y así lo adelantó Energía Estratégica: 

https://www.energiaestrategica.com/el-gobierno-prepara-una-resolucion-para-contratos-complicados-de-energias-renovables/

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Los ingresos de Neoen aumentaron un 8%: Se propone alcanzar más de 5 GW para fines de 2021

Neoen (ISIN: FR0011675362, Ticker: NEOEN), uno de los productores independientes líderes y de más rápido crecimiento del mundo de energía exclusivamente renovable, informa ingresos no auditados de 242,7 millones de euros en los primeros nueve meses de 2021, un 8% más en comparación con el primero. nueve meses de 2020. A tipos de cambio constantes, los ingresos aumentaron un 7%.

Xavier Barbaro, presidente y director ejecutivo de Neoen, comentó: “Los ingresos de Neoen continuaron creciendo durante los primeros nueve meses del año y subieron un 16% solo en el tercer trimestre”.

“Este desempeño estuvo respaldado por nuestra diversificación geográfica y tecnológica, pilar clave de nuestro modelo de negocio. Desde principios de año, hemos iniciado la construcción de más de 750 MW en proyectos en Australia, Finlandia, Francia, Irlanda y El Salvador, elevando la capacidad en operación o en construcción a 4,8 GW para finales de septiembre de 2021 en línea con nuestro objetivo de llegar a más de 5 GW a finales de año”, precisó.

Y agregó: “Aprovechando nuestra sólida cartera de proyectos, estamos dando más pasos activos para asegurar nuevos proyectos y poder acelerar nuestro crecimiento. Si bien la pandemia naturalmente ha provocado una desaceleración en el ritmo de las victorias de nuevos proyectos, podemos contar con nuestra gran cartera de proyectos existente y el conocimiento y la experiencia de nuestros equipos para revitalizar estas tendencias rápidamente”.

“Nos adjudicamos nueve proyectos fotovoltaicos con una capacidad combinada de más de 130 MWp en la reciente licitación lanzada por el gobierno francés. Eso es un testimonio de nuestra capacidad para embarcarnos en un ciclo de crecimiento sostenible que nos llevará a 10 GW en operación o en construcción para fines de 2025″, finalizó.

Sobre Neoen

Neoen es uno de los productores independientes de energía exclusivamente renovable líderes y de más rápido crecimiento en el mundo. Neoen tiene más de 4.8 GW de capacidad solar, eólica y de almacenamiento en operación o en construcción en Australia, Francia, Finlandia, México, El Salvador, Argentina, Irlanda, Jamaica, Mozambique, Portugal y Zambia.

La compañía también está presente en Croacia, Ecuador, Suecia y Estados Unidos. Los activos insignia de Neoen incluyen la granja solar más poderosa de Francia en Cestas (300 MWp) y la reserva de energía de iones de litio más grande del mundo en Hornsdale, Australia (150 MW / 193,5 MWh de capacidad de almacenamiento).

Neoen tiene como objetivo más de 10 GW de capacidad en operación o en construcción para fines de 2025. Neoen (código ISIN: FR0011675362, clave: NEOEN) figura en el Compartimento A del mercado regulado de Euronext Paris.

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Ministerio de Energía lanza nueva convocatoria de Casa Solar para la instalación de paneles solares

El ministro (s) de Energía, Francisco López, junto al alcalde de La Florida, Rodolfo Carter, el seremi de Energía de la Región Metropolitana, Gonzalo Méndez e Ignacio Santelices, director ejecutivo de la Agencia de Sostenibilidad Energética, lanzó la nueva convocatoria del programa Casa Solar.

El programa de compra agregada y cofinanciamiento estatal permitirá a cerca de 3.500 familias acceder a sistemas fotovoltaicos que les ayudarán a disminuir el gasto mensual en la cuenta de electricidad y además contribuir al cuidado del medioambiente a través del uso de energía renovable.

Esta iniciativa del Ministerio de Energía, ejecutada por la Agencia de Sostenibilidad Energética “está en línea con nuestra Política Energética Nacional (PEN), porque nos permite mejorar la calidad de vida de familias chilenas a través del uso de energías renovables, junto con seguir diversificando nuestra matriz energética. Además, está en sintonía con la realidad actual del país apoyando la reactivación económica y la generación de empleo en pequeñas y medianas empresas del sector de energía”, destacó el ministro (s) Francisco López.

Por su parte, Santelices explicó que “antes del lanzamiento del programa, teníamos en el país 5.000 casas con paneles solares en sus techos. Casa Solar está instalando 3.000 nuevos techos solares y con este llamado, esperamos alcanzar otros 3.500 más. De este modo, esperamos más que duplicar en menos de dos años, el número de hogares que disfruten los beneficios de la generación distribuida”.

Los paneles fotovoltaicos estarán conectados a la red eléctrica, lo que permitirá que aquella energía generada que no se utilice en el hogar pueda ser inyectada al sistema. Lo que incrementará el ahorro para las familias.

Las familias podrán acceder a sistemas de 1kWp o 2kWp –de acuerdo a la evaluación técnica de sus techumbres– con un ahorro estimado de $150.000 o $300.000 anuales respectivamente.

Una de las comunas con mayor participación durante la primera versión fue La Florida. Su alcalde, Rodolfo Carter, resaltó que cada día «existe un mayor interés de los vecinos por incorporar tecnologías o ser parte de iniciativas que ayuden al cuidado del medioambiente. Este programa les permitirá acceder a mejoras para sus hogares con buenos precios y además ahorrar en el consumo de energía en estos tiempos tan difícil”.

Los costos comerciales estimados de un sistema fotovoltaico en el mercado “llave en mano” (todo incluido) son cercanos a $2.200.000 para el sistema de 1kWp y de $3.300.000 para el sistema de 2 kWp. Gracias a la compra agregada de paneles se obtendrán beneficios económicos de un 25% menor al valor original de mercado.

Adicionalmente, el Estado entrega un cofinanciamiento que depende del avalúo fiscal de la vivienda, por lo que finalmente una familia podría llegar a pagar $850.000 para sistemas de 1kWp y a $1.250.000 para los de 2 kWp, que equivale a pagar hasta un 60% menos del valor de mercado.

El monto final a pagar se puede realizar con recursos propios o acceder a un Crédito Verde de Banco Estado, complementando de esta manera el financiamiento estatal otorgado.

La primera versión de Casa Solar adjudicó 3.040 paneles fotovoltaicos en 24 comunas. En esta ocasión la convocatoria a nivel nacional permitirá que puedan ser seleccionadas viviendas de todas aquellas comunas que cuenten con al menos 100 postulaciones viables en su territorio. Además, invitamos también a las comunas que no participaron en la versión anterior, a sumarse a este nuevo llamado para que más familias a lo largo de Chile se beneficien de este programa.

Las postulaciones del presente llamado son hasta el 09 de diciembre o hasta agotar los 3.500 cupos disponibles.

A contar de hoy los interesados pueden revisar los detalles e inscribirse a través de la página www.casasolar.cl

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YPF consolida la recuperación con resultado positivo de $ 23.000 M en el tercer trimestre

 

YPF comunicó que “en el tercer trimestre del año la rentabilidad de la compañía se mantuvo sólida con un EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) de 1.154 millones de dólares, superando el umbral de los 1.000 millones de dólares por segundo trimestre consecutivo, y una ganancia neta de 23 mil millones de pesos.

La compañía aceleró su plan de inversiones con foco en el crecimiento de la producción de petróleo y gas.

Durante el tercer trimestre de 2021, YPF invirtió 700 millones de dólares, lo que representa un crecimiento de 20 % respecto al trimestre anterior, casi triplicando los niveles del tercer trimestre de 2020.

La producción total de hidrocarburos alcanzó los 496 mil barriles de petróleo equivalente por día, lo que representa un crecimiento de 17 % respecto al último trimestre de 2020 y una expansión del 7 % respecto del trimestre anterior, con el gas natural liderando la recuperación (14 %) como resultado de la actividad desplegada a partir de los incentivos previstos en el nuevo Plan GasAR.

“La actividad no convencional sigue mostrando excelentes resultados y actualmente representa un tercio de la producción consolidada de la compañía”, se punualizó.

La producción de crudo no convencional creció 28 % en el último año, con un crecimiento adicional de 17 % en el mes de octubre. Por otra parte, la producción de gas no convencional en las áreas operadas alcanzó un récord histórico en el trimestre con un crecimiento de más de 120 % en el último año.

Además, se completó el mayor número de pozos horizontales desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta.

Por el lado del Downstream, las ventas domésticas de combustibles alcanzaron niveles pre-pandemia con una expansión de 22 % en naftas y 8 % en gasoil respecto al trimestre anterior.

El flujo de caja libre fue positivo por sexto trimestre consecutivo, acumulando 740 millones de dólares hasta el 30 de setiembre pasado, lo que permitió disminuir la deuda neta de la compañía en 621 millones de dólares en los primeros nueve meses del año y alcanzar un ratio de endeudamiento neto saludable de 2 veces EBITDA, destacó la compañía.

PABLO GONZALEZ CON WADO DE PEDRO Y GUZMAN

Poco antes de difundirse estos resultados, el presidente de YPF, Pablo Gonzalez participo de una cena con los ministros Martin Guzman y Eduardo Wado De Pedro organizada por el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque.

En la oportunidad, el directivo remarcó que “YPF está saliendo de un panorama complejo. Después de una renegociación de la deuda muy complicada, hemos podido recuperar la producción, especialmente en gas. Hemos sobre cumplido las metas del Plan GasAR”.

El presidente de YPF volvió a referirse al proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que impulsa el gobierno nacional. Al respecto sostuvo que dicho proyecto “tiene un capítulo especial que establece beneficios para los pozos de baja productividad como los que tenemos en la Cuenca (GSJ), pero lo más importante es que incorpora una figura nueva, que es el tercero recuperador, que tiene que ser una PYME o una empresa del lugar. No puede ser una controlada ni controlante de las operadoras”.

“Además, agregó, establece en el capitulo 9 un régimen novedoso para desarrollar las PYMES locales y regionales, para que puedan prestar servicios en igualdad de condiciones que el resto de las empresas. También, promovemos la capacitación y que logren estándares de calidad”.

“Lo que va a financiar la transición energética es la producción de petróleo y gas”, señaló. “Estamos invirtiendo en renovables. Con Cañadón León, YPF va a ser la principal productora de eólicos del país. También, estamos participando en Litio, y en energía solar en San Juan”, describió González.

Asimismo, refirió que “el programa #Ympulso, que hemos desarrollado con el Ministerio de Desarrollo Productivo, para 5.000 PYMES que trabajan con YPF, establece capacitación, prevé financiamiento con el Banco Nación y el BICE y aportes no reintegrables para sustituir importaciones y desarrollo de innovación tecnológica”.

“También estamos anunciando un financiamiento para el capital de trabajo para las PYMES, hasta 80 millones, algo que nos venían pidiendo en las reuniones que mantuvimos”, añadió.

González insistió con que “en este sendero de recuperación, necesitamos la Ley de promoción, necesitamos seguir haciendo el esfuerzo y acompañar una política que piensa en producir y crear empleo”.

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Gas adicional por 25,8 Mm3/día a Cammesa para segunda mitad de noviembre

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para el suministro a usinas generadoras.

Se realizaron 15 ofertas por un volumen total de 25.8 millones de metros cúbicos día, a un precio promedio ponderado de 2,8798 dólares por MBTU.

Las condiciones principales establecidas para esta compulsa fueron que :

cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG.el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 15/11 y el 27/11.

De las ofertas realizadas, diez correspondieron a gas de la cuenca neuquina por un total de 15 millones de m3/día, con precios que oscilaron entre 2,6978 a 3,0012 dólares el MBTU; tres ofertas desde Tierra del Fuego por un total de 6,8 millones de m3/día a precios de entre 2,7798 y 2,8196 dólares; una oferta desde Santa Cruz por 3 millones de m3/día a 2,8372 dólares, y una oferta desde Chubut por 1 millón de m3/día a un precio de 2,8864 dólares el MBTU.

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La Rioja se suma al boom del litio y otorga un permiso para que una minera canadiense explore un área

La minera canadiense Origen Resources recibió un permiso por parte de la provincia de La Rioja para explorar litio en un área de 21.000 hectáreas. La misma compañía anunció hace un mes un acuerdo para iniciar trabajos exploratorios de un proyecto de litio en San Juan, en el salar Los Sapitos. Ahora, la gobernación de Ricardo Quintela otorgó un permiso para que Origen Resources expanda el proyecto ubicado en el norte de San Juan hasta el sur de la provincia de La Rioja.

Se trata de un proyecto de exploración de litio en el salar Los Sapitos, una zona que no está dentro del Triángulo del Litio, conformado por Bolivia, Chile y las provincias argentinas de Catamarca, Salta y Jujuy, que es la reserva más grande del mundo de este mineral. Todos los proyectos de exploración y producción de litio en la Argentina están en estas tres provincias. Según información oficial, Catamarca concentra el 22% de los recursos, Salta el 41% y Jujuy el 37%. Ahora, la novedad es que la canadiense Origen Resources explorará litio también en La Rioja y San Juan.

La exploración de Origen Resources será en la misma zona limítrofe donde ambas provincias están en disputa por las regalías y beneficios del megaproyecto de oro Josemaría, ubicado en San Juan, gobernada por Sergio Uñac, pero muy cerca del límite con La Rioja.

Litio en La Rioja

En un comunicado, la compañía con base en la ciudad de Vancouver indicó que “ahora ha sido otorgada de derechos por parte de la provincia de La Rioja, Argentina, para explorar 21.000 hectáreas adicionales dentro del posible cinturón de litio que se extiende desde el salar de Los Sapitos en el norte de San Juan hasta la provincia de La Rioja”. En total, las dos áreas que ahora posee la compañía suman más de 47.000 hectáreas.

“El entorno tectónico de los cinturones, la actividad geotérmica y la química de la salmuera observada son similares a las del Triángulo de Litio y dan lugar a la posibilidad de descubrir trampas estructurales para los acuíferos que contienen litio en profundidad”, afirmó Origen Resources.

Además, la compañía canadiense realizará “un muestreo sistemático no solo de las salmueras, sino que también investigará la extensión y las características de las arcillas ricas en litio. La ulexita (un mineral de evaporita de boro) también se ha identificado en todo el cinturón, que indica que han estado presentes salmueras concentradas que contienen boro, un indicador de la prospectividad del litio”.

«El control de 47.000 hactáreas en esta región de litio recientemente identificada es otro cambio de juego para nuestros accionistas. El equipo de Origen Resources espera poner manos a la obra en las próximas semanas para comenzar los trabajos en este activo», afirma Blake Morgan, presidente de la compañía canadiense.

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Shell e YPF realizaran una inversión conjunta de u$s300 millones en gas y petróleo en Vaca Muerta

Será entre 2022 y 2023 en el bloque de Bajada de Añelo, en Neuquén. Está incluida la construcción de una planta de procesamiento de 15.000 barriles diarios de crudo y 2 millones de metros cúbicos diarios de gas, entre otras obras necesarias para impulsar el proyecto. Además avanzarán en la perforación de 16 nuevos pozos en el área, informaron las compañías. Destacaron en un comunicado que la decisión se tomó tras completar satisfactoriamente la etapa piloto, que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área. El área Bajada de Añelo cuenta […]

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Gabinete energético acelera a fondo el tratamiento de la ley de Hidrocarburos

Fuentes legislativas vinculadas al oficialismo confirmaron a Ámbito que el texto original presentado por la Secretaría de Energía de la Nación comenzará a ser debatido en comisión días después de las elecciones legislativas del 14 de noviembre. El tratamiento de la nueva ley de Hidrocarburos recobró un fuerte impulso de la mano del gabinete energético ad hoc. Fuentes legislativas vinculadas al oficialismo confirmaron a Ámbito que el texto original presentado por la Secretaría de Energía de la Nación comenzará a ser debatido en comisión días después de las elecciones legislativas del 14 de noviembre y que se espera sea aprobado […]

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Río Negro invertirá más de $78.800.000 en obras de gas en seis localidades

Con la presencia de la Gobernadora, Arabela Carreras, se firmaron esta mañana los contratos de obra para ampliar las redes de gas en El Bolsón, Ñorquinco, Fernandez Oro, Cervantes, Choele Choel y Luis Beltrán. Se trata de una inversión del Gobierno Provincial superior a los $78.800.000 que beneficiará a 750 familias. Fecha: 8 de noviembre de 2021 “El tema del gas es muy relevante, le agregamos valor a la soluciones que vamos brindando en distintos ámbitos, estamos trabajando en el acceso al suelo de bajo costo para familias trabajadoras, primero con la luz y el agua y después con la […]

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Martín Guzmán y Wado De Pedro llegan a Comodoro con el fin de reunirse con empresarios

El anfitrión será el intendente, Juan Pablo Luque. Los ministros de Economía, Guzmán y del Interior, De Pedro, arribaron ayer a la ciudad petrolera para compartir una comida con empresarios en el salón de eventos del Hotel Lucania Palazzo. Hoy los ministros viajarán a Trelew, donde se reunirán con el intendente Adrián Maderna, quien planteara sus reclamos ante el Presidente; y la segunda candidata a senadora, Florencia Papaiani. El Frente de Todos apuesta fuerte a la provincia de Chubut que pone en juego tres bancas en el Senado de la Nación. Buscan salir airoso luego del resultado de las PASO […]

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Scania entregó un G410 a GNC a la empresa Transporte Sucre para profundizar el cambio en el transporte de cargas

La empresa decidió adquirir un G410 de la gama Green Efficiency con el que transportará alimentos entre Córdoba y San Luis. Esto fue luego de conocer sus ventajas operativas y en impacto medioambiental. Además, firmó un contrato de mantenimiento para que la automotriz sueca realice los services y capacitación a los conductores. Los camiones a gas son cada vez más comunes hoy por hoy. En ese sentido, Scania entregó a la empresa Transporte Sucre un G410 Green Efficiency impulsado a GNC que será utilizado para transportar alimentos diariamente entre Córdoba y San Luis. La gama Green Efficiency está compuesta por […]

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Hidrógeno verde: los motores de combustión no deberían morir

Tras el anuncio de la instalación de una planta de producción de hidrógeno verde en el país, muchos se preguntan para qué y por qué es importante Con el anuncio de la instalación de una planta de producción de hidrógeno en Argentina, muchos se preguntan para qué y por qué es importante. En primer lugar, debemos tener en claro que los procesos de obtención de hidrógeno son bien conocidos y poseen una tecnología madura. Sin embargo, producirlo implica impactos ambientales que no justifican su elaboración como combustible. Aquí es donde entra en juego el hidrógeno verde. Su obtención debe realizarse […]

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Energía y tecnología: Río Negro y Alemania avanzan en una agenda común

La Gobernadora, Arabela Carreras, recibió la semana pasada al embajador alemán Ulrich Sante, para avanzar en una agenda de trabajo vinculada a la potencialización del turismo, las energías renovables, la innovación tecnológica, y las posibilidades que tiene la provincia de atraer inversiones de origen alemán. En conferencia de prensa desde el Hotel LLao Llao, en Bariloche, la Gobernadora agradeció la presencia del embajador y destacó el diálogo fructífero que se viene llevando adelante con el país europero a través de una agenda en común, sobre todo en materia energética, en el marco la futura producción de hidrógeno verde en la […]

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Cledis Candelaresi:“Es impensable un cambio drástico del parque automotor en el corto plazo”

Para la periodista especializada en energía y economía, es indudable que el cambio de matriz energética de Argentina será paulatino y lento. Según el análisis expuesto por Cledis Candelaresi en el panel Expectativas 2030 del Encuentro Nacional de Operadores, en Argentina es impensable un cambio drástico, inmediato y a corto plazo del parque automotor porque “Argentina tiene la necesidad inmediata de dejar de importar gas y otros carburantes fósiles, por lo que necesita llevar a Vaca Muerta a una producción plena, para crecer desde lo económico”. En este sentido, afirmó que “hay derivados del petróleo y gas para rato” a […]

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Colombia: Ecopetrol anuncia hallazgo de gas y petróleo liviano en Aguazul, Casanare

El pozo es 100% Ecopetrol y marca el inicio de un nuevo campo en el Piedemonte Llanero, región estratégica para la seguridad energética de Colombia. Definido plan para iniciar rápidamente producción de este descubrimiento con acceso cercano a infraestructura de los campos Cusiana y Cupiagua. En pruebas iniciales se produjeron cerca de 30 mil barriles equivalentes de petróleo (crudo y gas). Ecopetrol informa que el pozo exploratorio Liria YW12, ubicado en el municipio de Aguazul, Casanare, confirmó la presencia de gas y petróleo liviano de 49°API, hito que impulsa la actividad exploratoria realizada directamente por la compañía en el Piedemonte […]

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Ariel Kogan: “Neuquén tiene una visión equivocada sobre el proyecto de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas”

Kogan, asesor presidencial y mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, defendió el proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas: “En ningún caso busca superponerse ni menoscabar las potestades de los poderes provinciales y el gobierno nacional está dispuesto a modificar la redacción de algunos artículos que no son de fondo si les caben dudas a algún gobernador o fiscal de Estado, para asegurar que no se van a avasallar derechos”. El discurso se dio después de que el ex gobernador de la provincia de Neuquén, Jorge Sapag, incitara a los legisladores a eliminar el artículo 90 del […]

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Combustibles: Manzur se reunió con productores que reclaman un piso más alto para el corte de bioetanol en las naftas

El jefe de Gabinete, Juan Manzur, visitó tres plantas de bioetanol de maíz de la provincia de Córdoba y mantuvo reuniones con los productores que reclamaron un incremento del 12% al 15% en el corte del etanol en su mezcla obligatoria con las naftas. Según pudo conocer EconoJournal, los empresarios agroindustriales también pidieron previsibilidad en el mecanismo de los precios regulados para el biodiesel y bietanol y que la reglamentación de la Ley de Biocombustibles (Ley 27.640), aprobada este año, impida reducir por debajo del 6% la mezcla del bioetanol maicero con las naftas.

Según la norma que aprobó el Congreso este año, impulsada por el diputado Marcos Cleri, legislador de confianza de Máximo Kirchner en la Cámara Baja, la autoridad de aplicación tiene la posibilidad de reducir de 6% a 3% el porcentaje de mezcla del bioetanol elaborado a base de maíz (producido las provincias del centro) para su mezcla con las naftas. Esto dejó en mejor posición a los ingenios tucumanos, donde se elabora bioetanol a base de caña de azúcar, que -según la ley aprobada- mantienen el 6% sin posibilidad de reducción.

Visita por las plantas

Manzur visitó la planta productora Bio4 en Río Cuarto, una empresa agroindustrial con casi 30 socios presidida por el empresario Manuel Ron y cuenta con una capacidad instalada de 90 millones de litros de bioetanol al año. También recorrió las instalaciones de la empresa ACABio, en Villa María, conformada por 63 cooperativas, que tiene una capacidad de producción anual de 145.000 metros cúbicos de bioetanol. Por último, Manzur visitó ProMaiz, un emprendimiento desarrollado en la localidad de Alejandro Roca conformado por las cerealeras Aceitera General Deheza, del empresario y exsenador Roberto Urquía, y Bunge Argentina. Tiene capacidad para producir 200.000 metros cúbicos de etanol.

Además del jefe de Gabinete, participaron de la recorrida del viernes pasado el ministro de Agricultura, Julián Domínguez, y el secretario de Energía, Darío Martínez y el senador por Córdoba del Frente de Todos, Carlos Caserio.

Durante el encuentro de Manzur con los productores de bioetanol se mencionó la posibilidad de convocar a una mesa para trabajar el aumento del corte de los biocombustibles en las naftas y el gasoil con el argumento de reducir la huella de carbono. Según fuentes que participaron de las visitas por las tres plantas productoras, en la mesa podrían participar, entre otros, la Asociación de Fabricantes de Automotores (ADEFA), la Secretaría de Energía y los productores agroindustriales.

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Especialistas analizaron el potencial para el desarrollo del hidrógeno bajo en carbono en Latinoamérica

Especialistas y funcionarios principalmente sudamericanos analizaron el potencial del hidrógeno en Latinoamérica, en un webinar organizado por The Oxford Institute for Energy Studies y la Fundación Torcuato Di Tella. Entre los puntos más salientes, los expositores destacaron el potencial para producir y exportar hidrógeno bajo en carbono y la importancia de las políticas por el lado de la demanda para incentivar el crecimiento de esta industria.

El hidrógeno es un vector energético con gran potencial para descarbonizar las actividades y sectores en los que no existen mejores alternativas. La Unión Europea, Estados Unidos y muchos otros países están impulsando su adopción para nuevos usos, principalmente como insumo para descarbonizar procesos industriales pero también como vector flexible para acompañar la generación variable de las energías renovables y como combustible para transporte pesado de larga distancia.

En Sudamérica, gobiernos y empresas vienen tomando nota y trabajando en agendas para impulsar la producción, uso y exportación de hidrógeno. El Oxford Institute for Energy Studies (OIES) publicó en agosto un reporte sobre la actualidad, las oportunidades y los desafíos del hidrógeno en Latinoamérica. En conjunto con la Fundación TDT, reunieron a especialistas y funcionarios sudamericanos para compartir su visión sobre el panorama del hidrógeno la región, los avances que se están logrando, cuáles son las principales expectativas y los desafíos más importantes para el desarrollo de esta área de la energía.

Reporte del OIES

Mariano Berkenwald, especialista internacional en energía y coordinador del programa para las transiciones energéticas limpias de la Agencia Internacional de la Energía, abrió las exposiciones introduciendo las claves del informe del OIES. “Uno de los hallazgos del informe es que debido a los abundantes y competitivos recursos renovables y no renovables de la región, la región podría producir más hidrógeno bajo en carbono del que podría consumir a largo plazo y convertirse en un actor importante en la energía global”, destacó Berkenwald.

El informe constata que más de diez países de América Latina han publicado o están en proceso de preparar estrategias energéticas nacionales o hojas de ruta en materia de hidrógeno. “Esto se complementa con una cartera bastante impresionante de anuncios de proyectos de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Incluye un puñado de proyectos a escala de GW para generar hidrógeno a partir de electricidad renovable y exportarlo”, señaló el experto.

La expectativa por exportar hidrógeno es alta, pero Berkenwald advierte que esta no es la única región del mundo con potencial para producir hidrógeno competitivo y exportarlo. Australia, Medio Oriente y África del Norte son otros lugares también con potencial. Por otro lado, un enfoque volcado únicamente a la exportación haría perder de vista que el hidrógeno también puede tener como destino los mercados domésticos, en la descarbonización de usos energéticos que están fuera del alcance de la electrificación, principalmente en la industria y también en ciertas aplicaciones de transporte. “También puede integrar aún más las energías renovables en las redes eléctricas al proporcionar cargas flexibles y almacenamiento estacional a largo plazo”, ejemplificó.

Incentivos por el lado de la demanda

La creación de demanda para el hidrógeno es un aspecto central de la discusión pero que no se esta abordando lo suficiente. El hidrógeno bajo en carbono, ya sea verde o azul, es más caro en la actualidad que el hidrógeno común o gris, por lo que es necesario implementar políticas tanto del lado de la producción como de la demanda, según Berkenwald. “Si bien hay mucho entusiasmo por los proyectos de producción a gran escala, muchos de ellos con el objetivo exclusivo de exportar hidrógeno a partir de electricidad renovable, el lado de la demanda no está recibiendo tanta atención en América Latina”, advirtió.

La necesidad de políticas activas es más clara al considerar todo lo que aún falta para impulsar una industria del hidrógeno bajo en carbono, en comparación con la industria de las energías renovables. “Mientras que las turbinas eólicas y los paneles solares producen electricidad, basándose en la demanda existente, así como en el mercado y la infraestructura existentes, el hidrógeno necesitará desarrollar cadenas de valor completamente nuevas. No se trata solo de la oferta, se trata de la demanda, del desarrollo del mercado y de la infraestructura y la proeza tecnológica que se necesitarán para hacer esto realidad. A diferencia de la energía solar y eólica, el hidrógeno bajo en carbono depende de muchas tecnologías que aún no están técnicamente maduras”, explicó.

Visiones desde Argentina, Brasil y Chile

También se escucharon opiniones de especialistas y funcionarios desde Argentina, Brasil y Chile, que aportaron distintas miradas sobre los puntos de partida, desafíos y oportunidades para el desarrollo del hidrógeno en cada país.

Luciano Caratori, investigador principal de la FTDT y ex subsecretario de Planeamiento Energético de la Nación, destacó que los abundantes recursos renovables y de gas pueden volver a Argentina competitiva en hidrógeno verde y azul, aunque los altos costos del capital y el reducido acceso al financiamiento son problemas a resolver. Otra cuestión señalada fueron los subsidios a la energía, que terminan dificultando la fijación de precios del carbono.

Caratori coincidió en la importancia de las políticas por el lado de la demanda. “Como mencionó Mariano antes, se trata de tener la demanda. Como hemos visto en los gráficos finales de consumo total de energía (en Argentina), existe un mercado interno limitado en el mediano plazo debido a que existe una importante penetración de gas natural, que podría complementarse con hidrógeno”, marcó.

Argentina consume algo más de 300.000 toneladas anuales de hidrógeno. Caratori estima que el 10% del consumo final de energía del país podría ser servido con 2 millones de toneladas anuales de hidrógeno. Por el lado de las exportaciones, las largas distancias con los mercados de colocación y los altos costos de transporte empujan “la necesidad de ganar competitividad en la fase de producción para poder competir en el mundo”.

También agregó que incidirá el tipo de hidrógeno que el cliente desee comprar. “Depende de lo que pida el cliente. No está comprando solo hidrógeno, lo está comprando con sus metadatos, y esos metadatos incluyen el contenido del proceso para obtenerlo. Según las definiciones de la demanda y si finalmente decide ir más hacia la neutralidad tecnológica a medida que se descarboniza, podríamos ver desarrollos paralelos no solo para el hidrógeno verde sino también para el hidrógeno azul. Por lo tanto, es probable que exista primero la demanda de hidrógeno para las exportaciones y, en segundo lugar, la demanda interna para la exportación de productos neutros en carbono”.

Desde Brasil, Thiago Barral Ferreira, CEO de la empresa estatal EPE, contó que en agosto el Consejo Nacional para la Política Energética anunció el programa nacional de hidrógeno y remarcó que existen proyectos de producción de hidrógeno a gran escala bajo estudios de factibilidad por U$S 22.000 millones, concentrados principalmente en el noreste del país. “Estos son proyectos a escala de gigavatios. Todavía tienen que abordar el lado de la demanda para ver la viabilidad económica del proyecto”, agregó. Brasil tuvo un pico de producción de 900.000 toneladas de hidrógeno en 2010 y hoy se encuentra produciendo 600.000, debido a una menor producción de fertilizantes.

A su turno, Francisco López, viceministro de Energía de Chile, ponderó la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde publicada y puesta en marcha en 2020. Chile busca alcanzar su pico de emisiones en 2025 y se comprometió alcanzar la neutralidad de carbono para 2050. El Desarrollo de la industria del hidrógeno verde es uno de los cuatro pilares para cumplir con esa meta y buscan impulsarlo con energía renovable a bajo costo. “Solo en 2021 sumamos 6 GW. Los recursos renovables nos permiten tener precios de la energía competitivos, como se vio en las licitaciones. Se adjudicaron precios de 23.8 dólares por MWh. Tenemos el potencial para tener el hidrógeno verde más barato del planeta, ubicándose los costos de producción por debajo de 1 dólar por kilo de hidrógeno para el 2030”, explicó.

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Argentina pasó los 7 MW instalados en generación distribuida

La Secretaría de Energía de la Nación actualizó el reporte de avance sobre la generación distribuida en el país y durante octubre se superaron los 7 MW instalados bajo la normativa de la Ley Nacional N° 27.424, que prontamente llevará cuatro años desde su promulgación. 

Precisamente se alcanzaron los 7.291 kW de potencia y 636 usuarios – generadores, gracias a que en el mes pasado se adicionaron 371 kW y 22 U/G. Y de este modo la generación distribuida ya sumó más de 4 MW y 298 U/G en lo que va del 2021. 

De los números que se agregaron durante octubre, 16 usuarios – generadores pertenecen al sector residencial y en total son 398 en este segmento (63% de participación). Mientras que los otros 6 U/G restantes que se incorporaron a este régimen son del área comercial / industrial (211 U/G y 33% del total); en tanto que el restante 4% de la cantidad absoluta se divide entre organismos oficiales y otros (12 U/G y 15 U/G, respectivamente).

Pero si se refiere a potencia instalada, el sector comercial / industrial es el que abarca la mayor cantidad dados los 5.172 kW (286 kW el mes pasado), seguido del residencial con 1.424 kW (85 kW en octubre), y los entes oficiales que no sufrieron modificaciones y se mantienen en 469 kW instalados. 

Además, según se desprende del informe de la entidad dependiente del Ministerio de Economía, existen otros 365 proyectos con reserva de potencia aprobada (45 corresponden a octubre), que representan 5.784 kW de capacidad reservada por el distribuidor (696 kW en octubre), de los cuales 1.669 kW están a la espera de la conexión del medidor. 

Ya respecto a las provincias que incrementaron cantidad de usuarios – generadores y potencia, Córdoba nuevamente fue la de mayor números en el primer aspecto, con 9 U/G (88,5 kW) durante el décimo mes del año, y continúa siendo el territorio mejor posicionado en generación distribuida: 356 U/G y 4.356 kW. 

Sin embargo, San Juan fue la provincia que mayor capacidad incorporó, ya que conectó a un usuario y sumó 174,1 kW, alcanzando así 8 U/G y 344,3 kW instalados. 

Por el lado de Buenos Aires – que todavía no adhirió a la Ley 27.424 – adicionó 7 U/G y 67,66 kW de potencia (total de 172 U/G y 1.045,7 kW). Mientras que en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires se unieron dos proyectos y 12,3 kW (55 U/G y 611,5 kW acumulados); en tanto que Chaco también conectó a dos usuarios y añadió 23,4 kW a su matriz (6 U/G y 130,2 kW). 

Por último, la otra provincia que también vio crecer la generación distribuida, aunque en menor medida, es La Pampa: 1 U/G y 5,38 kW en octubre, logrando así un total de 2 U/G y 10 kW instalados. 

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Chile: Ocho empresas obtienen financiamiento para estudios de preinversión de hidrógeno verde

Un total de ocho empresas fueron seleccionadas para recibir cofinanciamiento para realizar estudios de preinversión de proyectos de hidrógeno verde, a través de un concurso impulsado por la Dirección General de Asociaciones Internacionales de la Unión Europea y la Agencia Chilena de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AGCID), y ejecutado por el Ministerio de Energía y Corfo.

Las compañías son: Sociedad de Inversiones Albatros Ltda; RWE Renewables Chile SPA; CVE Energía Renovable Chile SPA; Antuko Comercialización SPA; Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A., perteneciente a Statkraft Chile; Cerro Dominador CSP S.A.; MOWI Chile S.A.; e Inversiones y Desarrollos Energéticos Free Power SPA.

El objetivo de esta convocatoria es acelerar el desarrollo de proyectos de producción, almacenamiento, transporte y uso de hidrógeno verde que activen la industria de este energético en Chile, contribuyendo a avanzar hacia la carbono neutralidad para el 2050.

El concurso estuvo dirigido a aquellas empresas que contemplan desarrollar y materializar prontamente proyectos de inversión de hidrógeno verde en cualquiera de sus aplicaciones, ya sea generación de electricidad, usos en el transporte, mezcla en redes de gas o producción de insumos verdes para la industria. Se espera que sus resultados otorguen un significativo apoyo a las iniciativas de inversión en este sector en el país, alineados con la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

La experiencia de Cerro Dominador

Una de las empresas ganadoras, que se adjudicó el 100% de la postulación es Cerro Dominador, que actualmente opera en un mismo predio una planta fotovoltaica de 100 MW y una de Concentración Solar de Potencia (CSP) de 110 MW, que cuenta con un almacenamiento térmico de 17,5 horas, permitiéndole dar respuesta a todos los periodos de demanda de consumo energético.

En virtud de ello, la empresa, realizará un estudio, en conjunto con el consultor internacional CEA-Liten (Instituto francés para la transición energética), para evaluar la factibilidad tecno-económica de producción de hidrógeno y combustibles verdes con energía generada en toda hora del día.

“El proyecto de Cerro Dominador contribuirá a satisfacer la demanda incremental de hidrógeno verde para transporte de pasajeros, carga pesada de larga distancia, y en la gran minería, junto con producción de amoniaco para demanda local e internacional, impulsando así la transformación de la matriz energética chilena a través del uso de hidrógeno y combustibles verdes provenientes de la energía limpia producida por tecnología solar fotovoltaica y concentración solar de potencia”, destacó Fernando González, CEO de Cerro Dominador.

En CEA-Liten, están muy orgullosos de generar esta alianza con un proyecto pionero como el de Cerro Dominador. “Como instituto tecnológico, buscamos apoyar la industria hacia la transición energética, trabajando con ella para acelerar su competitividad técnica y económica para la producción y uso de Hidrógeno Verde en Chile. Y eso es justamente lo que pretendemos hacer con esta alianza”, resaltó Robin Hervé, Representante en Chile del CEA-Liten.

Cerro Dominador

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Alfonso Blanco Bonilla: “Necesitamos mercados energéticos más integrados”

Se sigue llevando a cabo la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2021 (COP26) en Glasgow, Escocia, y continúan los diálogos intersectoriales que apuntan a la reducción de gases de efecto invernadero y descarbonización de la matriz energética, entre otros aspectos. 

Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), participó de uno de los programas organizados por Global Wind Energy Council (GWEC) y planteó la importancia de los sistemas integrados en la región de América Latina y el Caribe.

“Nos enfrentamos a una transición energética con una alta penetración de las renovables en un futuro próximo, con sistemas que generan una alta complementariedad de integración y un papel crucial en la eficiencia de los sistemas energéticos”, aseguró.

Y agregó: “Tenemos muy buenos sistemas de integración en Centroamérica, pero el resto de la región se basa en intercambios bilaterales de electricidad entre países. Por ello necesitamos mercados energéticos más integrados, con mejores condiciones para las transacciones energéticas y ese es el desafío para el futuro cercano”.

El especialista también hizo hincapié en el hecho de avanzar hacia este tipo de procesos y puso la mirada en uno de los carriers energéticos del mañana: el hidrógeno verde; teniendo en cuenta el potencial que tiene la región para su producción a partir de fuentes renovables.

Siguiendo esta misma línea aseguró que “la integración será una necesidad para poder desarrollar un mercado regional de hidrógeno con la idea de exportarlo al resto del mundo”. 

Y para afrontar este desafío venidero, el secretario ejecutivo de OLADE informó que desde la organización están trabajando en una iniciativa “muy ambiciosa” en materia de integración energética en el cono sur de Latinoamérica. 

Puntualmente para “crear un mercado eléctrico integrado entre Brasil, Argentina, Paraguay, Chile y Uruguay, ya que la idea es tener sistemas dinámicos y mejor integrados”, según explicó.

“También trabajamos en la región andina, además que existen otras iniciativas para la zona norte de América del Sur, en el territorio superior de Brasil y las Guayanas [región que componen Guyana, Surinam y Guayana Francesa]”, amplió.

“Necesitamos más integración y movernos a mejores intercambios bilaterales de energía. Si incluimos el alto porcentaje de penetración de las renovables, el rol de la integración en la eficiencia energética será crucial”, concluyó.

Este tema será una de las cuestiones que se abordarán durante la Semana de la Energía, la cual se desarrollará del 17-24 de noviembre del 2021 en modalidad virtual bajo la organización de la propia OLADE y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

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Colombia lanza el Plan Nacional de Electrificación Rural que promete inversiones por 800 millones de dólares

Hasta el próximo 18 de noviembre, el Ministerio de Minas y Energía dejará en consulta pública el borrador del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) para las Zonas No Interconectadas (ZNI) y el Sistema Interconectado Nacional (SIN) -ver en línea-.

El PNER es un documento que se enmarca en lo establecido en el Decreto No. 884 del Ministerio de Minas y Energía, el cual hace parte integral del Acuerdo Final para la Terminación del Conflicto y la Construcción de una Paz estable y Duradera, y se desarrolla teniendo en cuenta los lineamientos plasmados en el Plan Nacional de Electrificación Rural 2018 – 2031.

En su interior, el programa realiza un análisis de alternativas para lograr la universalización del servicio de energía eléctrica.

Allí se realiza un ejercicio donde se evalúan dos escenarios de incorporación de nuevos usuarios; el primero de ellos corresponde a la electrificación con recursos públicos, mientras que el segundo adiciona usuarios que serán electrificados con recursos de los operadores de red (OR) incentivados en gran medida por el Delta tarifario.

En el primer escenario se analiza la proyección de incorporación de nuevos usuarios que se podrían electrificar exclusivamente con los recursos estimados del FAER, FAZNI y SGR para cada vigencia. En el caso del SGR se estima un valor medio para los años 2031 a 2035.

En la Gráfica 8 1 se presenta el valor acumulado de la evolución del ingreso de usuarios por cada mecanismo de financiación. Esta información se complementa con el avance de cumplimiento de meta correspondiente a 100.000 (conectados + ejecución) y a 80.000.

El valor resultante se compara con los datos de número de Viviendas Sin Servicio total nacional (universalización) y rural, publicado por la UPME en el cálculo del ICEE. En los resultados se encuentra que para el año 2031, se lograría un avance del 68,8% de la meta de universalización, lo que equivale a alrededor de 155.000 viviendas sin servicio. El monto estimado para la electrificación de estas viviendas se aproxima a 3,2 billones de pesos colombianos (830 millones de dólares).

Ahora bien, al revisar la proyección hasta el año 2035, se encuentra que el total de usuarios que se pueden beneficiar con recursos de los mecanismos mencionados se aproxima al valor del número de viviendas sin servicio de las zonas rurales. En contraste, se encuentra que para la universalización del servicio haría falta alrededor de 57.000 viviendas equivalentes a 1,18 billones de pesos colombianos (310 millones de dólares).

Gráfica 8 1: Escenario 1 de universalización del servicio de energía eléctrica – Recursos públicos. Fuente: Ministerio de Minas y Energía

El segundo escenario de análisis considera la electrificación de nuevos usuarios con recursos públicos, es decir los mismos valores del escenario 1, complementado con los usuarios que electrificarán en los O.R. Enel – Codensa y E.P.M, quienes han manifestado la intención de llegar al 100% de las viviendas ubicadas en los departamentos donde operan actualmente, lo cual se motiva en gran medida con la aprobación del denominado Delta Tarifario.

Al realizar la estimación de incorporación de nuevos usuarios se encuentra que para el año 2031 en el país se habrá llevado el servicio de electricidad a más de 380.000 viviendas, lo que representa el 76,6% de la meta de universalización (ver Gráfica 8 2). Así mismo, se estima que para electrificar los cerca de 116.000 usuarios faltantes se requeriría alrededor de 2,4 billones COP.

Así mismo, la proyección hasta el año 2035 señala que el total de usuarios que se pueden beneficiar en este escenario es cercano a 478.000, valor equivalente al 96,4% de los usuarios totales de la meta de universalización.

Gráfica 8 2: Escenario 2 de universalización del servicio de energía eléctrica – E1 + O.R. Fuente: Ministerio de Minas y Energía

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Chile firma MOU con dos puertos estratégicos de Europa para fomentar la producción de hidrógeno verde

En el marco de la COP26 que se está llevando a cabo estos días en Glasgow, Reino Unido, el Ministro de Energía y Minería de Chile, Juan Carlos Jobet, junto a Tine Van der Straeten, Ministra de Energía de Bélgica y representantes de los puertos de Amberes y de Zeebrugge, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MoU) para fomentar la producción de hidrógeno verde.

En la actividad, las autoridades manifestaron su interés en colaborar para establecer un corredor entre Chile y Bélgica y así enviar hidrógeno verde y/o sus derivados.

El Ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, celebró la iniciativa y señaló que “esta es una excelente noticia para seguir consolidando el liderazgo de Chile en el desarrollo de esta nueva industria. Nuestro potencial en energías limpias nos permitirá ser los productores más baratos de hidrógeno verde del mundo, con el cual podremos satisfacer nuestra demanda, pero también ayudar a otros países a avanzar con sus metas climáticas”.

El puerto de Amberes, es el mayor puerto de Europa en términos de tamaño y de actividades integradas del clúster químico, y el de Zeebrugge, el más importante centro de GNL y de energía eólica marina de Bélgica. Ambos puertos desempeñan un papel clave como centros de energía fósil para Europa Occidental, almacenando y enviando importantes volúmenes de energía a los consumidores de electricidad, calor y transporte del continente.

El Puerto de Amberes, el Puerto de Zeebrugge y el Ministerio de Chile colaborarán para intercambiar conocimientos, experiencias y otras informaciones para seguir explorando las posibilidades de la cooperación.

Desde ambos puertos, las autoridades han señalado que quieren formar parte de la solución climática belga y europea actuando como centros de energía renovable pioneros, haciendo uso de sus infraestructuras, conocimientos técnicos y red para importar y desplegar importantes volúmenes de hidrógeno en el interior de Europa.

Jacques Vandermeiren, Director General del Puerto de Amberes: «Cuando miremos hacia atrás y veamos el impacto de la COP26, espero sinceramente que la llamemos «la cumbre de la acción climática». La cumbre en la que se hicieron y se cumplieron las promesas. Sólo así podremos afrontar este reto, diciendo lo que hacemos y haciendo lo que decimos. En el Puerto de Amberes seguiremos impulsando nuestras ambiciones para que toda nuestra flota sea ecológica y para seguir desarrollándonos como puerto multicombustible, ofreciendo los combustibles alternativos que requiere el transporte marítimo sostenible.»

Tom Hautekiet, Director General del Puerto de Zeebrugge, dice: «Estamos orgullosos de saber que Chile, el exportador potencial más importante de moléculas verdes, quiere cooperar con los puertos de Amberes y Zeebrugge. Esta oportunidad nos permitirá realizar juntos nuestra ambición compartida de importar hidrógeno a Europa. El hecho de que consideren que Zeebrugge es un puerto de importación adecuado confirma nuestra posición como importante centro energético. Además, nuestra estrecha cooperación anunciará un nuevo capítulo para la transición energética en y de Europa».

Otros acuerdos internacionales

Este convenio se suma a los acuerdos firmados con el ministerio de Energía de Singapur y con el Puerto de Rotterdam, a comienzo de este año, para estudiar la viabilidad técnica y comercial de rutas de suministro desde Chile y Latinoamérica hacia los mercados de Singapur y Europa, respectivamente.

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Las grandes congestiones en ubicaciones remotas del sistema produjeron una alta volatilidad en los precios marginales

El Componente Energético fue más alto que la semana pasada (+20) y mucho más alto que el año anterior (+ 60%), destaca la consultora Antuko en su último informe que analiza el mercado mexicano.

El Precio Marginal Local (PML) más alto del Day-Ahead Market se registró en Akumal Dos (Peninsular) a USD 740,5 / MWh. La PML más baja ocurrió en el Valle de México Maniobras (Central) a USD -31.0 / MWh.

El Componente Energético fue mucho más volátil esta semana, pasando de un mínimo de USD 25 / MWh el martes al mediodía a un máximo de USD 179 / MWh el lunes a las 8 pm. A pesar de la volatilidad general de lunes a jueves, los precios se mantuvieron planos, alrededor de USD 50 / MWh durante los días de baja demanda (domingo, viernes y sábado). En general, el sistema presentaba congestiones muy elevadas entre regiones.

Las regiones del Norte (Nacozari, Moctezuma y Monterrey) tuvieron los PML más bajos del sistema. En particular, las regiones del noroeste presentaron PML cercanas a USD 0 / MWh varias veces durante las horas solares los miércoles y jueves. Por otro lado, la región noreste a veces se acopló con las regiones sur del sistema que presentaban una PML muy alta. Esta situación ocurrió específicamente el lunes, miércoles por la mañana y jueves. Las principales líneas de transmisión congestionadas fueron: Hermosillo – SIN por 34 h, y El Encino Dos – Avalos -Francisco Villa por 49h y Lajas – Güémez por 24h.

Los PML de la región Oeste (San Luis Potosí) fueron intermedios, fluctuando entre USD 50 / MWh a USD 100 / MWh. La principal línea de transmisión congestionada fue: Querétaro Potencia – Tula por 33h.

Finalmente, los PML en las regiones del Sur (Victoria, Temascal y Ticul) fueron los más altos del sistema. De hecho, los PML superaron los USD 100 / MWh varias veces durante el día con picos altos por la noche de lunes a jueves. Esta situación se agravó aún más en la región peninsular debido a una congestión recurrente entre Tabasco y Malpaso. Los Picos ocurrieron durante los períodos de alta demanda por las tardes y noches de lunes a jueves. La PML máxima ocurrió la noche del martes a USD 743 / MWh. Las principales líneas de transmisión congestionadas fueron: Teotihuacan – Texcoco por 69h, Enlace Cozumel por 58h y Malpaso – Tabasco por 19h.

Operación SIN global

La previsión de generación eólica fue inferior a la semana anterior en 76,1 GWh (-18,9%), mientras que la generación solar fue ligeramente superior en 4,8 GWh (+ 1,5%).

El precio de la energía eólica fue USD 1 / MWh más bajo que el PML promedio de Victoria, mientras que el precio de la energía solar fue USD 1 / MWh más alto.

Fuente: Antuko

La demanda semanal total prevista ascendió a 6,2 TWh, un 0,3% superior a la semana anterior.

Las acciones Térmicas y Renovables aumentaron 5.6 pp y 0.1 pp, respectivamente, compensando la disminución de las acciones No Despachables, Hidroeléctricas y Contrato Legacy en 2.5 pp, 1.6 pp y 1.6 pp, respectivamente.

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Miguel Ángel Martínez sobre el freno a la exploración offshore: «Las compañías pueden apelar a fuerza mayor y retirarse del país sin cumplir los contratos»

El gobierno de Cambiemos adjudicó, en mayo del 2019, 18 áreas para la exploración de gas y petróleo offshore en el Mar Argentino, bajo el esquema de la Ronda Argentina 1. En total, 13 importantes petroleras comprometieron una inversión mínima de US$ 732 millones. No obstante, los desembolsos están pausados porque el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible no aprobó los Estudios de Impacto Ambiental requeridos para llevar adelante la actividad. Al participar del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, el especialista en el desarrollo de hidrocarburos aguas abajo, Miguel Ángel Martínez, analizó las consecuencias que se pueden derivar del escenario actual.

“La licitación fue un éxito. Sin embargo, ante la indefinición, las compañías que apuestan a duplicar el valor invertido inicialmente en la etapa exploratoria, pueden apelar a lo que se denomina fuerza mayor y retirarse del país sin cumplir los contratos”, manifestó el consultor. Entre las empresas adjudicatarias de los bloques offshore figura la noruega Equinor, la anglo-holandesa Shell, la estadounidense Exxon, las británicas Tullow y British Petroleum, las argentinas YPF, Pluspetrol y Tecpetrol, la japonesa Mitsui y Qatar Petroleum, entre otras.

Los obstáculos y la pesca ilegal

Las condiciones para el desarrollo de la actividad offshore son positivas, sobre todo, en materia de aporte de recursos ante un escenario macroeconómico crítico. Aun así, las empresas que firmaron los contratos y tienen la obligación de invertir están estancadas por cuestiones administrativas irresueltas.

“El litoral marítimo argentino es muy extenso y es uno de los pocos del mundo que no ha sido explorado lo suficiente y de manera ordenada”, señaló Martínez. Respecto de los obstáculos que imposibilitan el avance, el especialista explicó: “Funcionarios del medio ambiente consideran que los estudios e investigaciones ligadas a la contaminación que realizaron las empresas no están completos y llamaron a una audiencia pública. Personalmente, me cuesta creer eso, porque si hay alguien que trabaja en el mundo son estas firmas. Quienes tienen a cargo la decisión de los permisos deberían conversar nuevamente con las empresas».

“Es cierto que puede haber problemas con la emisión de la sísmica”, dijo el ingeniero y apuntó: “Precisamente por eso vamos adelante observando puntualmente donde están las especies marinas. Y lo que sí encontramos cuando recorremos el tramo que va desde la milla 180 a la 350, son 400 barcos chinos de pesca ilegal. Entonces le pregunto a la gente que apoyó el freno de la actividad offshore: ¿Qué le deja eso a la Argentina? Quizá deberían preocuparse más por recuperar las 10 toneladas de especies marinas por día que se lleva cada barco ilegal en Comodoro Rivadavia”.

Guyana: un caso de éxito

Con el fin de ejemplificar, Miguel Ángel Martínez describió el caso de Guyana, uno de los países más pobres del mundo que transformó su futuro económico y social a partir de la exploración. “Este año se van a perforar 12 pozos offshore en el país caribeño. Ya están llegando los dos primeros buques FPSO (barcos de tratamiento, almacenamiento y descarga), que implican el inicio de la producción”, subrayó el ingeniero.

“En Argentina todavía no se perforó ni un pozo. Mientras Guyana avanzó en el desarrollo —con las mismas empresas— nosotros estuvimos dando vueltas. Necesitamos que las autoridades del país entiendan la importancia del offshore y la ventana que tiene históricamente en el mundo. La exploración y explotación offshore todavía es negocio y todavía hay inversión. La gente involucrada en esta industria debe ser clara y comunicar a las autoridades que no podemos perder otra oportunidad”, resaltó Martínez.

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El grupo Eramet ratificó al gobierno inversión de US$ 400 M en una planta de litio en Salta

El presidente Alberto Fernández recibió en su despacho de Casa Rosada a las autoridades del grupo minero francés Eramet, quienes anunciaron una inversión de 400 millones de dólares para retomar la construcción de una planta de litio en la Argentina, que generará más de 2.000 puestos de trabajo, en el marco del programa que lleva adelante el Gobierno nacional para el desarrollo de la explotación y la industrialización de ese mineral, se informó.

El Jefe de Estado se reunió con Daniel Chavez Díaz, CEO de Eramine Sudamérica SA, filial local de Eramet, quien le confirmó la inversión anunciada por la compañía en París y que implica la construcción, junto a la siderúrgica china Tsingshan, de una planta de litio en el salar “Centenario-Ratones” en Salta, con una capacidad de 24.000 toneladas y que entrará en servicio a comienzos de 2024.

Participaron del encuentro el canciller Santiago Cafiero; el ministro de Economía, Martín Guzmán; y el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Por parte de Eramine, también estuvo el director de la empresa, Juan Archibaldo Lanús.

El presidente Fernández, durante su visita a Francia en mayo de 2021, había avanzado con su par francés Emmanuel Macron en generar las herramientas para lograr una sinergia público-privada que posibilite la reactivación del proyecto.

Tanto el presidente Fernández como el ministro de Economía Martín Guzmán mantuvieron  encuentros en París con la empresa Eramet. En respuesta a un diálogo constructivo y continuo, la compañía decidió anunciar ahora que retoma la inversión en el proyecto “Centenares- Ratones”.

En este sentido, Christel Bories, Presidenta y Directora Ejecutiva del grupo Eramet, sostuvo desde París que “nuestra decisión de implementar nuestro proyecto de litio en Argentina se inscribe en la dinámica de fuerte crecimiento del mercado. Este es un paso clave en el despliegue de nuestra hoja de ruta estratégica que tiene como objetivo posicionarnos como un actor de referencia en metales para la transición energética”.

Además, las autoridades de la filial local destacaron que “uno de los factores que ha incidido enormemente en la decisión del directorio, ha sido que notamos una mejora y un ambiente mucho más favorable a las inversiones extranjeras en los últimos meses, gracias a las decisiones adoptadas por el Gobierno Nacional”.

“Creemos que la Argentina se ha transformado, para proyectos como el nuestro, en un territorio económico, en una atmósfera institucional reglamentaria muy favorable para las inversiones extranjeras. Teníamos esto frenado y lo hemos reiniciado casualmente por esta nueva atmósfera”, destacaron ante los periodistas acreditados en Casa Rosada.

Durante la fase de construcción de la planta, cuyo inicio está previsto para el primer trimestre de 2022, se estima que hasta 1.000 personas trabajen en la obra a la vez que, durante la fase de producción, el proyecto generará 280 puestos de trabajo directos y alrededor de 1.200 indirectos.

La empresa Eramet controlará el proyecto, con una participación del 50,1 %, y asumirá la responsabilidad de la gestión operativa, mientras que su socio Tsingshan financiará la construcción de la planta y entrará en el proyecto con hasta un 49,9 %. 

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, conformó en abril pasado con los gobernadores de Jujuy, Gerardo Morales; de Catamarca, Raúl Jalil; y de Salta, Gustavo Sáenz, la Mesa Nacional del Litio, en la que se propusieron cinco puntos para iniciar una hoja de ruta para el desarrollo de la explotación y la industrialización del litio en esas provincias.

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Gobierno nacional destacó la producción de biocombustibles en Córdoba

El secretario de Energía, Darío Martínez, visitó en Córdoba emprendimientos dedicados a la producción de biocombustibles. La actividad formó parte de una jornada de trabajo encabezada por el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, y de la visita también participaron los ministros Alexis Guerreraa) (Transporte) y Julián Domínguez (Agricultura, Ganadería y Pesca). También estuvieron el secretario de Obras Públicas, Martín Gil y el senador Carlos Caserio.

Martínez recorrió emprendimientos productivos ubicados en distintas localidades de la provincia dedicados a la elaboración de bioetanol a base de maíz. 

Al respecto destacó que “estas plantas son un ejemplo de la forma en la que asumimos el desafío de la transición energética: es un camino en el que están involucrados la industria, los trabajadores y el Estado, así vamos a generar más industria nacional, más puestos de trabajo y una energía cada vez más limpia”. El recorrido incluyó las plantas Bios 4 (Río Cuarto), Promaiz (Alejandro Roca) y Acabio (Villa María).

Por su parte, Manzur destacó la reciente sanción de la nueva ley para el sector: “Las empresas vinculadas a los biocombustibles que están radicadas en Córdoba tienen una perspectiva muy importante. Ha habido una decisión política del Gobierno Nacional que se ha puesto de manifiesto a través de una normativa legal para que esta industria tenga previsibilidad.

El impulso a los biocombustibles forma parte del conjunto de políticas de la secretaría de Energía en el marco del proceso de transición energética hacia nuevas formas de generación, abastecimiento y utilización de los recursos. Este año ese compromiso quedó plasmado con la aprobación de la ley 27. 640, normativa que tiene por objetivo la fijación de un horizonte de largo plazo que incentive la inversión y el incremento de los volúmenes de producción.

El titular de Energía explicó que “con la nueva ley de biocombustibles establecimos reglas claras hasta el 2030 en cuanto al corte y al precio, esto generó las condiciones de previsibilidad que necesitan los actores de este mercado. Algo muy importante porque cuando asumimos nosotros había un parate generalizado en todas las plantas de biocombustibles y hoy estamos celebrando la recuperación de la actividad a niveles superiores a los de 2019”.

El Jefe de Gabinete Manzur agregó: “la gente del sector nos cuenta que esta ley le ha dado sustentabilidad a la actividad y a las inversiones. Esto es un piso para seguir creciendo, y en ese sentido, creo que hay un gran trabajo por delante”.

En primer término, los funcionarios se acercaron hasta la ciudad de Río Cuarto, donde recorrieron las instalaciones de Bios 4, una planta con capacidad instalada para 90 millones de litros al año, que produce 41.800 toneladas anuales de burlanda de maíz seca y húmeda y más de 200.000 toneladas de molienda de maíz.

Luego se trasladaron hasta la localidad de Alejandro Roca para conocer Promaíz, que cuenta con una capacidad de procesamiento de molienda seca de 1.450 toneladas de maíz por día, y está en condiciones de producir unos 200.000 m3 de Etanol y 125.000 toneladas de proteína vegetal para alimento.

En el último tramo de la visita, llegaron hasta la ciudad de Villa María, donde recorrieron las instalaciones de Acabio, cuya planta actual es el resultado de una inversión de 150 millones de dólares. La firma se constituyó a partir de la asociación de 63 cooperativas y posee una capacidad productiva de 145.000 m3 anuales de bioetanol anhidro; así como otras 33.000 de CO2 y 140.000 de granos secos y solubles para alimentación animal.

El conjunto de estas firmas genera más de 500 puestos de trabajo en la región e integra la dinámica estructura productiva del bioetanol en Córdoba, provincia que se destaca por ser la que cuenta con la mayor capacidad de producción de ese fluido, con más de 400. 000 metros cúbicos anuales.

Tras la sanción de la 27. 640, la Secretaría de Energía se encuentra abocada a continuar el diálogo con todos los actores involucrados en la producción de biocombustibles en el país y apunta a una reglamentación definitiva de la norma que contemple los mayores beneficios para el conjunto de la actividad. “Lla Argentina está embarcada en la transición energética y emprendimientos como estas plantas de bioetanol nos muestran que ese proceso ya es una realidad”, señaló Martínez.

En el caso específico de los biocombustibles, se alcanzó una solución para resolver el precio del bioetanol. Así, mediante el decreto 717/2021 se unificó el precio técnico del etanol de caña y el de maíz al mes de septiembre; a partir de allí se determinó que las correcciones del mismo sigan automáticamente la variación del precio de las naftas. Con este mecanismo de ajuste se logró mantener el corte para la elaboración a base de maíz en un 6 %.

En la Argentina existen 18 plantas de bioetanol con destino al corte obligatorio de combustibles, están distribuidas en 6 provincias y cuentan con una capacidad nominal de producción de 1.125.000 metros cúbicos por año.

El potencial de las empresas de bioetanol quedó reflejado en su capacidad para recuperar los niveles de producción previos a la pandemia de Covid-19, tal como se verificó en agosto y septiembre últimos en el que se superaron los 100.000 m3. A su vez, este incremento ha sido acompañado por el alza sostenida del precio que, entre enero y septiembre de este año, pasó de 43,6 a 59,4 pesos por litro.

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Petroleras esperan una decisión del gobierno para saber si los combustibles aumentarán un 8% en diciembre

El gobierno postergó el 31 de mayo de este año la actualización de los impuestos a los combustibles del primer y segundo trimestre hasta el 1 de diciembre. La medida se combinó con el congelamiento de las naftas y el gasoil con la intención de desacelerar la inflación durante la campaña electoral. Sin embargo, la estrategia no dio el resultado previsto. La suba de precios sigue en torno al 3 por ciento mensual y si en diciembre se actualiza el ICL la nafta súper, por ejemplo, debería subir en la Ciudad de Buenos Aires un 7,9%.

YPF y el resto de las petroleras son conscientes de que no hay margen para aumentar los combustibles el mes próximo. Por eso le solicitaron al gobierno que se vuelva a postergar la actualización del impuesto ya que de otro modo las empresas se verían forzadas a absorber ese incremento, situación que podría tensionar más aún a la cadena de abastecimiento.  

El impuesto atrasado

En la actualidad, el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) suman 19,423 pesos al precio de las naftas. Si se le suma lo atrasado hasta noviembre debería pasar a 24,342 pesos y si se actualiza en diciembre llegaría a 26,598 pesos, un 36,94% más del valor vigente en la actualidad.

Esos 7,17 pesos que se deberían sumar al valor de las naftas representan un porcentaje de suba diferente en los distintos lugares del país porque no hay un único valor de los combustibles a escala nacional. En la Ciudad de Buenos Aires, YPF, por ejemplo, vende el litro de súper a 90,40 pesos. En ese caso la suba representaría un 7,9%

En el segmento diésel, esos mismos impuestos son actualmente d 13,575 pesos por litro. Si se le suma lo atrasado a noviembre, debería pasar a 17,012 pesos y si se actualiza en diciembre, llegaría a 18,589 pesos por litro, un 36,94% más. El litro de diésel 500 YPF lo vende a 84,90 pesos en la Ciudad de Buenos Aires. Por lo tanto, el aumento sería de 6%.

La negociación

YPF subió sus precios por última vez el domingo 16 de mayo. El viernes anterior a ese día el barril de Brent había cerrado 68,71 dólares. Este lunes por la mañana estaba 83,64 dólares, un 21,7% más. Si bien las petroleras no le trasladaron a las refinerías esa suba, han ido ajustando un poco sus precios sin que los valores en el surtidor se hayan modificado.

En el contexto inflacionario actual se estima que el atraso en el surtidor está cerca de un 25%, sin tomar en cuenta la suba de impuestos. Si el 1 de diciembre se aplica la suba del ICL y del IDC, pero el gobierno no le da luz verde a YPF para trasladar esa suba al surtidor, los márgenes de las compañías se reducirán aún más y la tensión con el sector se incrementará. A su vez, el resto de las empresas suele seguir los pasos de YPF, ya que está última domina el mercado al concentrar cerca del 55% de las ventas.

En YPF y en el resto de las empresas son conscientes de esta situación. Por eso, apuestan a que la actualización impositiva vuelva a postergarse para que pueda aplicarse en un mejor contexto. El problema es que desde hace un tiempo el contexto es cada vez peor. Por lo tanto, el atraso se va acumulando.

Los impuestos sobre los combustibles implican un monto fijo que se va actualizando cada tres meses en función de la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec. Originalmente se actualiza cuatro veces por año, en enero, abril, julio y octubre. El gobierno sólo actualizó el 38% de los impuestos correspondientes al cuarto trimestre de 2020 en marzo de este año. En los hechos, viene postergando la actualización impositiva del 62% de ese trimestre y este año la volvió a postergar en tres oportunidades. Todo indica que se viene la cuarta.

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El grupo francés Eramet retoma la construcción de una planta de litio en Salta con una inversión de US$ 400 millones

El grupo minero francés Eramet retomará la construcción de la planta de litio en el proyecto Centenario – Ratones, ubicado en la provincia de Salta, donde invertirá 400 millones de dólares. La construcción comenzará en el primer trimestre de 2022 y la planta entrará en operación en 2024. El anuncio fue hecho hoy por Daniel Chavez Díaz, CEO de Eramine Sudamérica, filial local de Eramet, en una reunión que mantuvo con el presidente Alberto Fernández en la Casa Rosada. El ejecutivo de la empresa le confirmó la inversión al Poder Ejecutivo luego de que fuese anunciada en París por la casa central de la compañía.

Según el comunicado del gobierno, la inversión generará más de 2.000 puestos de trabajo “en el marco del programa que lleva adelante el Poder Ejecutivo para el desarrollo de la explotación y la industrialización de ese mineral”.

La construcción de la planta de litio en Salta por parte de Eramine será junto a la siderúrgica china Tsingshan y tendrá una capacidad de procesar 24.000 toneladas. El grupo francés posee el 50,1% y opera el proyecto, mientras que la firma china tiene el 49,9% restante.

En el encuentro en la Casa Rosada participaron el canciller Santiago Cafiero; el ministro de Economía, Martín Guzmán; y el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Por parte de Eramine también estuvo el director de la empresa, Juan Archibaldo Lanús.

Visita en mayo

Durante su visita a Francia en mayo de 2021, Alberto Fernández “había avanzado con su par francés Emmanuel Macron en generar las herramientas para lograr una sinergia público-privada que posibilite la reactivación del proyecto”, destaca el comunicado de la Casa Rosada. El ministro de Economía, Martín Guzmán, también se reunió en París con la empresa Eramet.

En este sentido, Christel Bories, presidenta y directora Ejecutiva del grupo francés, sostuvo desde París que “nuestra decisión de implementar nuestro proyecto de litio en la Argentina se inscribe en la dinámica de fuerte crecimiento del mercado. Este es un paso clave en el despliegue de nuestra hoja de ruta estratégica que tiene como objetivo posicionarnos como un actor de referencia en metales para la transición energética”.

Además, las autoridades de la filial local destacaron en Casa Rosada que “uno de los factores que ha incidido enormemente en la decisión del directorio, ha sido que notamos una mejora y un ambiente mucho más favorable a las inversiones extranjeras en los últimos meses, gracias a las decisiones adoptadas por el gobierno nacional”. “Creemos que la Argentina se ha transformado, para proyectos como el nuestro, en un territorio económico, en una atmósfera institucional reglamentaria muy favorable para las inversiones extranjeras. Teníamos esto frenado y lo hemos reiniciado casualmente por esta nueva atmósfera”, destacaron los ejecutivos.

Durante la fase de construcción de la planta, cuyo inicio está previsto para el primer trimestre de 2022, se estima que hasta 1.000 personas trabajen en la obra a la vez que, durante la fase de producción, el proyecto generará 280 puestos de trabajo directos y alrededor de 1.200 indirectos.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, conformó en abril pasado con los gobernadores de Jujuy, Gerardo Morales; de Catamarca, Raúl Jalil; y de Salta, Gustavo Sáenz, la Mesa Nacional del Litio, en la que se propusieron impulsar una hoja de ruta para el desarrollo de la explotación y la industrialización del litio en esas provincias, destacó el comunicado del gobierno.

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Tierra del Fuego: Generarán más trabajo las nuevas inversiones en hidrocarburos

El secretario de Hidrocarburos de la provincia  resaltó el anuncio de inversiones hidrocarburíferas, por parte de la empresa Roch, de 13 millones de dólares. “El entramado de PyMEs que tenemos en el norte de la isla comenzará a reactivarse como consecuencia de este proceso”, dijo. Con respecto a la reunión del gobernador Gustavo Melella con el presidente de la empresa Roch S.A, Ricardo Chacra y que ambos comunicaran que la empresa realizará inversiones por la mencionada cifra para la exploración de dos nuevos pozos petroleros, el Secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre dijo que el hecho representa: “una reactivación importante, ya […]

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Phoenix empezó con los trabajos de fracturas en su área Corralera

La compañía Phoenix Global Resources comenzó con las tareas de fractura hidráulica en el área Corralera, un bloque que extiende la exploración de Vaca Muerta hacia Rincón de los Sauces. Las operaciones comenzaron a fines del mes de agosto, cuando la petrolera inició su campaña de perforación para dos pozos exploratorios con objetivo en Vaca Muerta, en una inversión que alcanzó los 32 millones de dólares y muchas expectativas. El perforador llegó a los 3700 metros de profundidad para completar con 2000 metros de rama lateral. Esta campaña de perforación está al noreste de El Trapial, bajo la operación de […]

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Jorge Lapeña: “Hay que acelerar la producción de Vaca Muerta y venderla a todo el mundo”

El ex secretario de Energía de la Nación, que lidera un think tank vinculado al tema, el Instituto Mosconi, junto a muchos de los mayores expertos en la materia del país, refutó la idea de “morigerar” Vaca Muerta y puso en claro cuál debería ser el camino de la transición hacia el uso de energías limpias. Terminó la Cumbre sobre Cambio Climático que se desarrolló en Glasgow, Escocia (la COP26) y dejó importantes recomendaciones en torno a qué hacer para frenar el daño al planeta. Argentina estuvo sobre representada: entre este encuentro y el G20 realizado en Roma, sumaron más […]

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Volkswagen invertirá $ 7.000 millones de reales en la región

En un evento realizado en Brasil, la marca anunció el inicio de un nuevo ciclo de inversiones que contempla el lanzamiento del Polo Track como parte de la renovación de su portfolio, que incluiría los sucesores del Gol, Voyage y Saveiro y la pick up compacta Tarok. Además se enfocará en el desarrollo de software y en su centro de investigación de biocombustibles para la transición hacia la electrificación. polo La suma equivale a unos 1.000 millones de euros y será hasta 2026 para el desarrollo de nuevos productos y avanzar en su estrategia de digitalización y descarbonización. La cifra […]

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Chubut: Entre enero y septiembre, la recaudación fue de 275,3 millones de dólares, lo que superó en un 8 por ciento todo lo recaudado en 12 meses del año pasado

Aun cuando la provincia perdió el liderazgo de producción petrolera a partir de la explosión que ha tenido la actividad concentrada en Neuquén por los recursos no convencionales de Vaca Muerta, mantuvo en gran parte de este año un buen nivel de ingresos por regalías petroleras. Con el crudo manteniéndose en alza durante el último trimestre, con precios por encima de 80 dólares por barril, el año cerrará con un buen caudal de regalías, pero con varias incógnitas para despejar el año próximo. Sin embargo, todo indica que el nuevo ciclo de precios altos tampoco servirá para sentar bases de […]

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Adelantan 15% del pago de la paritaria a diciembre para petroleros

Las Cámaras de la industria de hidrocarburos y todos los sindicatos del sector acordaron adelantar el primer tramo de 15%, que debía pagarse a inicios del año que viene. Todos los sindicatos del sector acordaron adelantar el pago del primero de los aumentos correspondientes a la paritaria 2022 a diciembre de este año. Así, todos los trabajadores y las trabajadoras recibirán un aumento del 15% con el salario de diciembre 2021. En mayo se había firmado un acuerdo, con vigencia de un año, en el que se reconocía un aumento del 35% a aplicarse en tres tramos sobre los salarios […]

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Sapag sobre la ley de hidrocarburos: “Así como está redactada, no resistiría un tribunal”

El ex gobernador cuestionó el articulado del régimen de inversiones que impulsa el gobierno nacional. Fue en una charla organizada por el Colegio de Abogados de Neuquén y el Colegio de Ingenieros de Neuquén, y remarcó en las autonomías provinciales. El enfoque fue jurídico: “Quiero felicitar al gobierno nacional por tomar la iniciativa de redactar una ley de promoción de inversiones. El país necesita inversores, emprendedores y técnicos-profesionales. Este proyecto va a generar un amplio debate”, manifestó Sapag en su presentación virtual. “Esta ley de promoción debería hablar de las normas tributarias y de cómo darle tranquilidad al inversor para […]

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El barril criollo a USD 46 no actualiza las regalías

En 2019 Santa Cruz recibió, en promedio, unos mil millones de pesos por regalías petroleras. De fijarse un precio sostén en torno a los USD 46 el barril, ese monto se mantendría casi invariable. Siempre que la producción no decaiga. Desde la Ofephi, Carlos Lambré advirtió que sin barril criollo se corre el riesgo de un parate casi total. Gobernadores se llevaron el compromiso del presidente Alberto Fernández de que se avanzaría en la toma de decisiones en torno a la realidad que atraviesa la actividad petrolera. “Es insostenible para las provincias productoras y para las empresas, las operaciones con […]

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YPF y Corredores Viales firman acuerdo para sumar estaciones de servicio y paradores

El convenio consiste en desarrollar proyectos de instalación de paradores de camiones y estaciones de servicios, diseño de campañas de educación sobre seguridad vial y compras de insumos para la conservación y mantenimiento de las rutas. El presidente de Corredores Viales Gonzalo Atanasof firmó hoy un convenio de colaboración y trabajo conjunto con el CEO de YPF Sergio Affronti, para encarar desafíos conjuntos que mejorarán la infraestructura de servicios en las rutas y autopistas que administra la empresa pública de concesiones viales. “Este convenio se celebra tras mantener reuniones previas en múltiples oportunidades en las que realizamos un trabajo en […]

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La encrucijada energética

Los subsidios corrientes al sector energético se duplicaron desde el inicio de la actual administración. El gobierno enfrenta una situación energética compleja que no parece tener voluntad de subsanarla, al contrario se empecina en sostener un esquema populista que profundiza problemas que se observan desde el inicio de la gestión. En la lista de los problemas se destacan el atraso tarifario que ya supera los 24 meses, el creciente costo fiscal de los subsidios energéticos que este año alcanzarían 2,5% del PBI -y si sumamos los subsidios al transporte la cuenta llega a los 3% del producto-, el aumento de […]

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Oscar Herrera Ahuad: “Misiones tiene equilibrio como activo ambiental”

El gobernador destacó el acuerdo con la empresa Mercuaria Energy en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (COP26) que se desarrolla en Glasgow, Escocia, y que permitirá obtener fondos a cambio de seguir protegiendo la selva. El gobernador Oscar Herrera Ahuad explicó los beneficios que tendrá la provincia al suscribir el convenio con la empresa Mercuria Energy Trading, con sede en Suiza en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (COP26) que se desarrolla en Glasgow, Escocia, y que permitirá obtener fondos a cambio de seguir protegiendo la selva. […]

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Alertan por derramamiento de petróleo en un pozo de la zona de Mosconi

La denuncia fue recibida por la policía de Mosconi alrededor de las 11:30 de este domingo. Un grupo de personas que caminaba por la zona de cerros en el Barrio Rodríguez Peña denunció el derramamiento de petróleo en un pozo de esa zona de Comodoro Rivadavia. Inmediatamente intervino Defensa Civil, para que determine las medidas a seguir. En apariencia esta pérdida se había producido por una fisura en la cañería del pozo de batería extractora Nro. 5.

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Pereyra cuestionó a Omar Gutiérrez y a Sapag por no respaldar el proyecto de Ley de Hidrocarburos

El saliente secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyracuestionó las posturas del gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y del exgobernador Jorge Sapag en torno a la ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas que impulsa el secretario de Energía, Darío Martínez.

Dijo que el gobernador Omar Gutiérrez, en el fondo, está de acuerdo con la ley y que, en todo caso, defiende la autonomía provincial y, en cambio, el gremio sostiene que se debe resolver con diálogo pero que «no se puede demorar más» porque de ser así no se podrá generar más empleo habida cuenta que el proyecto «beneficia a las que inviertan y no a las que no hagan», según consignó el diario Río Negro.

«Es la última oportunidad que tenemos los argentinos y los neuquinos porque los combustibles fósiles van a ir desapareciendo con el tiempo, que son los causantes del cambio climático», afirmó en declaraciones a radio La Red Neuquén. Auguró que de no aprobarse la ley, el país va a seguir teniendo pobres porque la cuarta reserva de petróleo no convencional del mundo y la segunda de gas «van a quedar abajo«

Reveló que hay delegados del gremio petrolero que están militando junto al secretario de Energía, Darío Martínez, e indicó que su postura «va mucho más allá de la cuestión política sino en defensa de los intereses de todos los neuquinos«. «Somos todos peronistas», afirmó. Mencionó que la ley contempla la reactivación de los yacimientos maduros que beneficiarán a Rincón de los Sauces y Catriel que, de otra forma, «van a tender a desaparecer».

Con relación a las declaraciones del exgobernador Jorge Sapag dijo que «hizo una exposición brillante para el auditorio del colegio de Abogados donde se mencionó la constitución Nacional y Provincial y una cantidad de leyes que tiene presente, pero no llega al resto de la sociedad este mensaje«. Pugnó por un debate «más amplio que llegue a toda la gente donde las preguntas de la gente común pueda escucharse».

Contó que estuvo en Chos Malal y mucha gente le pidió empleo a lo que indicó que porqué no se puede hace una cuestión de los políticos para darle solución. Adelantó que trabaja en un proyecto que se basa en la distribución de las regalías mineras que tiene San Juan donde éstas van a parar a los municipios, no al gobierno provincial que no tiene deuda ni déficit sino equilibrio fiscal que se maneja con la coparticipación federal.

«Debemos aprender de lo que hacen bien otros gobiernos que tienen municipios fuertes, no puede ser que no nos alcancen 200 mil millones y que tenemos que salir a pedir deuda, nos vamos a gastar los yacimientos no convencionales que son las joyas de la abuela», opinó. En relación con la cuestión partidaria expuso que la salida debe ser un partido abierto y no cerrado, a la vez que dudó de las listas colectoras porque «son cosecha de votos nada más, sin proyectos». Abogó por armar un proyecto amplio sin que estén de por medio las candidaturas.

Sostuvo que «la última oportunidad» para cambiar el rumbo es la ley de hidrocarburos porque «plantea 20 años de duración, es previsible, institucionaliza el Plan Gas Ar que tanto éxito está teniendo y se plantea la evacuación de la producción».

El MPN

En relación con el cambio de discurso del candidato a diputado por el MPN, Rolando Figueroa, después de las PASO, dijo que le preocupa porque «no es lo que votó la gente en la interna». Agregó que es necesario modificar estas posturas porque «son proyectos individuales» y contrastó que él no quiere ser candidato sino que se tenga en cuenta sus años y experiencia para hacer aportes.

Agregó que el modelo actual del MPN no está agotado pero que «hay que aggiornarlo» y se remitió al federalismo que figura en la declaración de principios de la carta orgánica que «ya está cumplida por Don Felipe y Elías y hay que ir a buscar otros, no olvidarnos de donde venimos, somos un movimiento de ideas nacionales y populares«. Es el mismo modelo diseñado hace 60 años se actualiza permanentemente pero hay que aggiornarlo para representar los intereses de todos los neuquinos.

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María Rosa Miguel, distinguida como Mujer Agrolíder 2021 en el Fórum Nacional de Agronegocios

Se llevó a cabo el X Fórum Nacional de Agronegocios y el tema del año fue la sustentabilidad. Sin embargo, la diversidad también estuvo en la orden del día. En ese marco, se entregaron tres Premios LIDE Agronegocios 2021. En la categoría Mujer Agrolíder, la ganadora fue María Rosa Miguel.

Las distinciones motivan a seguir trabajando, a pensar en crecer y a encarar de otra forma los nuevos desafíos y proyectos. Tras una agasajadora presentación, la Vicepresidenta de Bertotto Boglione y Metalfor agradeció el reconocimiento. “Es una caricia al alma. Recibí un galardón, sí, pero mi trayectoria no es sólo mía, sino que hay un trabajo en equipo que sostiene a cada individualidad. Uno más uno es más que dos”, señaló.

En ese contexto, María Rosa destacó la importancia de la presencia femenina en las compañías: “Siento que representé a un montón de mujeres que trabajan en otras empresas o emprendimientos. Incluso también a las que lideran sectores en alguna compañía, esas que lo hacen con trabajo, esfuerzo, constancia, sacrificio y trayectoria. Más allá de ser reconocida como mujer, es importante que se destaque todo lo demás, que es lo que cuenta para llegar a estar en un puesto de liderazgo”.

En relación a ello, Bertotto Boglione y Metalfor tienen una postura firme e inclusiva. Ambas empresas piensan en potenciar capacidades, sin importar el género. En una búsqueda laboral no se señalan requisitos en ese sentido. Suman a la persona más acorde al puesto y no a un “hombre” o a una “mujer”. Y así lo sostuvo la premiada directiva: “Tenemos mujeres trabajando en planta, en tareas operativas, ingenieras, técnicas. Es más común verlas en la oficina, pero no tanto en un piso de planta y por eso lo resalto”.

Finalmente, María Rosa Miguel vinculó el tema central del Congreso con el comportamiento de las dos firmas a las que representa. “Estamos trabajando con la sustentabilidad, tenemos acciones para evolucionar en ese campo. El camino por andar es muy largo, pero hay que transitarlo con pasos firmes. Las nuevas generaciones ya tienen el chip de la sustentabilidad y valoramos eso”, concluyó.

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Sorpresa en el MATER: Se asignaron siete proyectos renovables por 365 MW

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. asignó prioridad de despacho a siete de los veintidós proyectos renovables que se presentaron en la tercera convocatoria 2021 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), tras haber aplicado el mecanismo de desempate. 

De ese modo, y en base a la capacidad disponible en las líneas de transmisión, finalmente quedaron dos parques solares (108 MW de potencia entre ambos) y otros cinco eólicos (257 MW), alcanzando así un total de 365 MW asignados. 

Las plantas fotovoltaicas fueron adjudicadas para el corredor Centro – Cuyo – NOA. El primer proyecto es el P.S. Santa Clara III (de RPG Santa Clara S.A.S), de 100 MW, y al que se le concedieron todos los megavatios. Mientras que para el P.S. El Zonda I (YPF Energía Eléctrica S.A), sólo se le otorgó 8 MW de los 100 MW de capacidad. 

En cuanto a los proyectos eólicos, uno sólo fue para el corredor previamente mencionado, puntualmente el P.E. San Luis Norte (PCR), al cual se le atribuyeron 75 MW de los 201,6 MW. 

Las otras centrales eólicas corresponden al corredor Comahue – Patagonia – Buenos Aires y son los siguientes:

P.E. De la Bahía – AMPL (Pampa Energía) fue adjudicado por todos sus 35 MW de potencia. 
P.E. De la Buena Ventura (ABO Wind) tuvo todos los megavatios asignados (100,8 MW).
P.E. Mataco III – E1 (PCR) sólo se le designó 14 MW de 103,5 MW.
P.E. Vivorata – E1 (PCR) tuvo 31,2 MW de sus 129 MW de potencia. 

Los proyectos indicados tendrán tiempo de realizar el pago requerido y estipulado en la Res. 551/2021 hasta el 25 de noviembre (se aplazó unos días de la fecha original debido a ciertas demoras previas) para así confirmar la asignación. 

Y en caso que uno o más parques a los que se les haya designado capacidad no realice dicho pago, se reasignará la potencia que se libere, en principio a los proyectos ya concedidos, en función de la prioridad de despacho máxima y no atribuida que hubieran solicitado, respetando el orden establecido para esta oportunidad. 

Pero si cumplida esa faceta aún quedara potencia disponible, se adjudicará entre el resto de los participantes no asignados, repitiendo idénticamente el método de desempate ya aplicado. 

Además, es preciso recordar que los titulares de los proyectos deberán efectivizar pagos en cada trimestre calendario posterior al que fuera asignado hasta aquel trimestre correspondiente a la fecha de habilitación de habilitación comercial (COD). 

Ahora bien, ¿cuánta capacidad queda en las redes para el MATER? Según el informe de la convocatoria publicado por CAMMESA, para la región Centro – Cuyo – NOA quedan sólo 43 MW vacantes. 

Mientras que para la exportación en Comahue – Patagonia – Buenos Aires no queda ningún megavatio disponible ya que en este llamado se otorgó toda la potencia restante.

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Tras haber adjudicado 250 MWp en Colombia, SolarPack redobla la apuesta y despliega un ambicioso pipeline al 2025

SolarPack fue la empresa que más energía adjudicó en la última subasta a largo plazo de energías renovables de Colombia. Se quedó con 1.123 MWh/día, volumen importante si se tiene en cuenta que en todo el proceso se adjudicaron 4.595,67 MWh/día.

Además, lo hizo a uno de los mejores precios: 178,5 pesos colombianos el kWh; transformándose en la compañía con la oferta más alta después de Enel Green Power, que adjudicó a 189,7 pesos por kWh.

En una entrevista para Energía Estratégica, María Juliana Tascón, Gerenta de SolarPack en Colombia, analiza esta adjudicación y los retos que genera para la empresa.

¿Qué sensaciones le deja la adjudicación de la subasta?

Estamos muy contentos por la adjudicación, en el sentido de que sabemos que son proyectos muy sólidos. Hemos venido trabajando sobre ellos durante 3 años, optimizandolos, y tenemos la certeza qué los vamos a construir en un tiempo bastante acotado como el que se nos exige para cumplir con el suministro de energía de los PPA.

¿Toda esa energía será entregada por los proyectos La Mata y La Unión?

Sí. Con La Unión, en 99,9 MW en AC, con una potencia pico de 144 MW, y La Mata con 80 MW en AC, y 108 MWp. La inversión para ambos proyectos, por 252 MWp es de aproximadamente 266 millones de dólares.

¿La fecha límite entrada en Operación comercial a enero del 2023 es ambiciosa?

Teniendo en cuenta la situación de logística y de la cadena de suministro de equipos principales, creemos que si es una ficha ambiciosa.

Pero nosotros ofertamos en la subasta de manera seria, como nos caracterizamos en Solapack, y lo hicimos para honrar los contratos.

¿Están previendo algún tipo de atraso y, con ello, alguna medida de cobertura?

Son cosas que estamos analizando en este momento, y afinando algunos números.

¿Qué desafíos tiene una empresa que no pera en el país y comienza hacerlo a partir de esta subasta?

Es un reto bastante grande porque los tiempos son apretados y más teniendo en cuenta la situación del mercado logístico y de la cadena de suministro de los equipos.

Sin embargo, nosotros tenemos cierta experiencia en el mercado colombiano, ya que fuimos EPCistas en un proyecto fotovoltaico, y además Contamos con la experiencia de estar presente en 10 países en todo el mundo, construyendo cerca de 700 MW.

¿Qué objetivos tiene Solarpack en los próximos años en Colombia?

Nos hemos propuesto un objetivo de desarrollar 250 MWp más pipeline para los próximos cinco años, llegando así a los 500 MWp en Colombia, contando los proyectos recientemente adjudicados.

Algunos actores del mercado señalan que los precios de esta subasta fueron altos, sobre todo si se comparan con la del 2019. Al tipo de cambio de cada momento, esta última cerró en 41,5 dólares por MWh contra 28 dólares por MWh de la pasada. ¿Qué opinión tiene al respecto?

Todas las empresas que resultamos adjudicadas en la subasta nos comprometemos a ejecutar los proyectos y de brindarle a Colombia es energía y esas inversiones que está requiriendo para la reactivación económica.

A pesar que las ofertas fueron más altas que las de la subasta pasada, no dejan de ser competitivas respecto al mercado, pero ahora nos encontramos en condiciones de mercado muy distintas y entendemos que el país necesita este respaldo de energía cómo cobertura a largo plazo

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AES anuncia nuevos proyectos en Chile mientras prepara la inauguración de su mega parque fotovoltaico con baterías

El viernes pasado, en el marco de la COP26 que se lleva a cabo en Glasgow, Reino Unido, el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, anunció una nueva meta en materia climática señalando que “Chile duplicará su capacidad de almacenamiento de energía al 2023”, en virtud de nuevos proyectos que están desarrollando desde AES Andes.

La empresa sumará en los próximos dos años 188 MW de almacenamiento en baterías, al abanico de proyectos que ya está operando y que está construyendo.

A saber, actualmente AES opera cuatro proyectos que cuentan con almacenamiento. El más antiguo es Andes de 12 MW, inaugurado en marzo de 2009; le sigue Angamos, de 20 MW, en operaciones desde febrero del 2012; y Cochrane de 20 MW, que ingresó en funcionamiento en octubre del 2016. Estos tres emprendimientos son de corta duración.

La central más modera es la hidroeléctrica Alfalfal, de 178 MW, que cuenta con una batería de 10 MW y una duración de 5 horas.

A esa cartera se le sumará el parque fotovoltaico Andes B2, de 180 MWp, que cuenta con banco de baterías de 112 MW y una duración de 5 horas. Según pudo saber Energía Estratégica, el proyecto se inaugurará a finales del primer semestre del 2022.

En efecto, a estos 174 MW de baterías, se le sumarán 188 MW más, alcanzando los 362 MW al 2023. Pero el dato más importante es que los nuevos proyectos contarán con baterías más sofisticadas.

A saber, la actual capacidad de 174 MW permiten acumular de 623 MWh; pero los emprendimientos adicionales por 188 MW aumentarán en 2,5 veces la capacidad de almacenamiento de energía en baterías, llegando a 1563 MWh por día de energía al 2023, lo que significa evitar más de 200.000 toneladas de emisiones de CO2 al año, el equivalente a retirar más de 80 mil vehículos particulares de las calles de Chile.

“Es un gran paso, ya que va en completa sintonía con lo que nos hemos propuesto en nuestra Política Energética Nacional para que al 2030 tengamos como mínimo 2.000 MW en sistemas de almacenamiento. En esta COP26 hemos abordado con urgencia el hacer realidad las metas que tenemos como planeta, y con este anuncio concreto avanzamos en esa dirección”, resaltó Jobet.

Y puntualizó: “Frente a la creciente necesidad de flexibilidad en el sistema eléctrico, necesitamos de las baterías, o los sistemas de aire líquido, y todos los tipos de tecnologías de almacenamiento para integrar fuentes renovables y asegurarnos que se pueda disponer de energía limpia a cualquier hora y para todos los hogares de Chile”.

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Organismos europeos presentan instrumentos de financiación para proyectos de descarbonización en Latinoamérica

Instituciones financieras europeas participaron en el seminario virtual organizado por el programa Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) en Latinoamérica, donde presentaron un portafolio de instrumentos y líneas de financiación públicas que faciliten la materialización de acuerdos comerciales entre empresas latinoamericanas y socios tecnológicos europeos.

Además de operar como acelerador de negocios sostenibles, LCBA ha querido ofrecer a través de esta sesión técnica, un abanico de soluciones públicas para el financiamiento y puesta en marcha de los proyectos verdes europeos en Latinoamérica.

La Programme Officer de la Delegación de la Unión Europea en Brasil, Stéphanie Horel fue la encargada de abrir el acto recalcando la importancia de la cooperación internacional, pública y privada, para la consecución de los objetivos de neutralidad climática.

Desde la Agencia para la Economía y el DesarrolloAlemana (Agentur für Wirtschaft und Entwicklung) se presentaron soluciones de inversión con programas promocionales, apoyo empresarial y una extensa red de contactos como valor añadido.
El director de relaciones internacionales de Oesterreichische Kontrollbank AG (OeKB) de Austria, Gerhard Kinzelberger, por su parte mostró un catálogo de proyectos invertidos de 9,8 billones de euros con un 12% pertenecientes a Latinoamérica.
Asimismo, desde Credendo Bélgica, mostraron la batería de apoyos a proyectos renovables con los que cuentan destacando que “a Credendo se entra con un proyecto, pero se sale con una solución” destacó Mireille Janssensmostrando así la cercanía del servicio a medida que ofrecen.
El Ministerio de Industria, Comercio y Turismo del Gobierno de Españade la mano de Marta Valero, presentó los cuatro instrumentos disponibles: Fiem, Cofides, Cesce e ICO así como las líneas estratégicas de este año como son: el apoyo a PYMES, la digitalización o los proyectos sostenibles. Sólo Fiem cuenta con un fondo de 4.500 millones de euros y no tiene límites de transacción.
Por último, desde Italia,el grupo SACE añadía cómo ha movilizado ya más de 50 billones de euros en apoyo al crédito de exportación y la internacionalización de PYMES y empresas italianas. Además, cuenta con una línea en apoyo a proyectos de economía circular denominada “Green New Deal”.

En palabras del líder del programa LCBA en Latinoamérica, Alfredo Caprile: “nuestra misión es apoyar a las empresas participantes en el programa LCBAtanto europeas como latinoamericanas, incluyendo el eslabón de la financiación. Desde LCBA nos encontramos que muchos de los proyectos de transferencia de tecnología y conocimiento que acompañamos, tienen un elemento arduo común que es la financiación”. Con el fin de que las empresas europeas con proyectos innovadores de economía circular y reducción de emisiones puedan acceder al mercado latinoamericano y contribuir a la descarbonización de sectores regionales clave como el agrícola, minero o industrial, entre otros, el programa opera como acelerador de negocios. LCBA encuentra el socio tecnológico en Europa para las demandas argentinas, brasileñas, chilenas y colombianas y facilita la firma de acuerdos comerciales apoyando con paquetes de asistencia técnica de índoles legal, financiero o medioambiental.

Toda la información y recursos de la jornada están disponibles en la web de LCBA.

Próximas oportunidades de negocio online

El próximo 10-11 de noviembre el programa LCBA celebrará una rueda de negocios entre empresas chilenas y europeas en materia de gestión de residuos; el 24 y 25 de noviembre se realizará una rueda de negocios entre proveedores de tecnología europeos y empresas del sector alimentario brasileño; y por último, el 30 de noviembre habrá un encuentro con empresarios del sector agrícola argentino a los que se les presentará un portafolio de maquinaria eficiente y baja en carbono. Para más información sobre los próximos encuentros y modalidades de participación consultar aquí.

Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA)

LCBA es una plataforma financiada y apoyada por la Unión Europea, para favorecer la transferencia tecnológica y de conocimiento y que pretende desarrollar relaciones de valor agregado entre proveedores de tecnologías bajas en carbono de la UE y empresas que buscan soluciones sostenibles en Argentina, Brasil, Chile y Colombia. Este proyecto también se está implementando en México y Canadá.

https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/

Para más información:  

Gabinete de prensa LCBA

Ainara Alonso

Ainara.alonso@lowcarbonbusinessaction.com

Ana López de Lerena

Ana.lopezdelerena@lowcarbonbusinessaction.com

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OLADE pone la mirada en estándares para el desarrollo del hidrógeno en la región

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) sigue fomentando el desarrollo y crecimiento de las renovables en la región y recientemente participó de un webinar donde se trataron varios aspectos relacionados al hidrógeno, teniendo en cuenta el potencial que tiene América Latina. 

Y algunos de los puntos que enfocaron desde OLADE, fueron las barreras y oportunidades en la materia. “Hay una necesidad de trabajar en la armonización de estándares para seguridad y diferentes aspectos del desarrollo e implementación del H2 en la región”, señaló Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía.

Y continuó: “Tenemos un gran potencial porque hay algunos excedentes en la producción de energía renovable en algunos mercados específicos. Pero el gran problema no es la oferta potencial de hidrógeno en la región, sino discutir cómo desarrollar los mercados para ese vector energético en nuestra región”. 

Cabe mencionar que en varios países de América Latina y el Caribe ya se concretaron hojas de ruta del H2 verde (y hay otras todavía en proceso), así como también diversos estudios para conocer el panorama a futuro en cuanto a la producción y el costo nivelado del H2 (LCOH).

Siguiendo esta misma línea, el especialista remarcó la importancia de “incorporar” y “adentrarse” en las posibilidades del H2. “Nuestra región tiene un gran potencial para la producción de hidrógeno, porque tenemos precios muy bajos para la producción de energía renovable y esa es la razón respecto al desarrollo del H2 en la región latinoamericana”, manifestó. 

“Latinoamérica tiene muy buenas condiciones para el hidrógeno verde, no sólo por la energía solar y proyectos onshore, sino también con la offshore como una oportunidad para aprovechar dicho potencial”, agregó.

Justamente varias naciones de la región ya pusieron la mirada en avanzar con proyectos por fuera de sus costas, como los recientes casos de Brasil y Colombia, que durante la COP26 le confirmaron a Energía Estratégica los planes a futuro: 

Elbia Gannoum: “ABEEólica trabaja en una licitación de energía eólica offshore para el próximo año”
Los empresarios proponen energía eólica offshore para Colombia

De todos modos, Alfonso Blanco Bonilla hizo hincapié en que “el hidrógeno debe disminuir el costo de producción para ser competitivo”, pero fue positivo en el tema y destacó que “el LCOH en Latinoamérica probablemente pueda ser menor que en otras partes del mundo”. 

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Huawei profundiza su presencia en Argentina y presenta su portafolio de soluciones en energías renovables

Efergía, empresa referente en el sector de distribución de componentes para el mercado de energía solar fotovoltaica, realizó junto a Huawei Solar el segundo “Encuentro Huawei” en la ciudad argentina de Córdoba Capital.

En este encuentro, Efergía y Huawei dieron a conocer su cartera de productos de la mano de expertos en energía solar fotovoltaica mediante charlas y capacitaciones para instaladores e integradores la industria.

Huawei ofrece soluciones fotovoltaicas inteligentes impulsadas por más de 30 años de experiencia en el desarrollo de tecnologías de información digital. Al integrar Cloud con la tecnología digital, Huawei incorpora las últimas tecnologías TIC a la fotovoltaica para una generación de energía óptima, convirtiendo así la planta en una planta solar altamente eficiente, segura, fiable e inteligente en términos de O&M y de capacidad de soporte de red, sentando así las bases para convertir la energía solar en la principal fuente de energía.

«Huawei contribuye a alimentar energéticamente a millones de hogares y cientos de industrias en todo el mundo, y queremos que así lo sea también en Argentina. Queremos seguir innovando y potenciando las energías renovables para llegar a más individuos, hogares y organizaciones del país”, comenta Ignacio Dapena, Solar Inverter Senior Account Manager.

Por su parte, desde Efergía agregaron que “estos Encuentros Huawei que se están realizando en diferentes provincias son muy enriquecedores para la industria”. “Es importante entender dónde estamos parados y hacia dónde vamos para continuar progresando”, agregaron.

Dentro de las propuestas que se presentaron, una de las más interesantes fue LUNA 2000, una batería de litio de 5kWh que cuenta con las últimas tecnologías y una vida útil que llega por lo menos a los 10 años bajo condiciones extremas. Además, presenta un diseño que prioriza la estética.

Información de Mercado

Petroleras se reunieron para analizar la ley de promoción de inversiones

Las principales petroleras del país se reunieron la semana pasada para analizar y unificar criterios -o al menos intentarlo- sobre el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que oficializó el gobierno nacional en septiembre. Se trata del primer encuentro que realizan las empresas para discutir los puntos que generaron ruido en todo el sector.

La reunión fue confirmada a este medio por fuentes que participaron del encuentro en estricto off the récord y que además aseguraron que hay un importante consenso sobre las principales preocupaciones y puntos de las productoras que operan en Vaca Muerta. No descartaron que en el corto plazo se vuelvan a reunir, ya que quedó abierta la agenda de trabajo.

Participaron representantes de YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Chevron, Vista Oil&Gas, Pampa Energía, y de otras compañías, nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). En el encuentro se pusieron sobre la mesa todos los puntos que dejaron «gusto a poco» y que las empresas afirman que, de mantenerse así, no tendrán un impacto significativo ni en inversión, ni tampoco en producción y trabajo.

Tal y como había adelantado este medio, los principales puntos que las operadoras ven como insuficientes o que generaron desencuentros tienen que ver con varios ejes del proyecto: en primer lugar, en la reunión se discutió la línea de base de producción (Artículo 8) que se tendrá en cuenta para calcular los incrementales. “No valora a los que pusieron el hombro durante la pandemia”, se planteó.

Plantearon que el incremental de producción que podrán exportar, que arranca en 20% y es ampliable al 50%, no solo requiere de fuertes inversiones, sino que, sobre eso, la opción de liquidar solo el 50% de ese incremental no se traducirá en mayor inversión.

Además, sobre el mismo artículo, algunos productores de Vaca Muerta, discutieron en la reunión que se dan beneficios exclusivos para el tipo de petróleo Escalante discriminando el shale.

“Es muy importante que empiecen a estar estos espacios y que se atiendan estos puntos para que se haga una ley más atractiva”, dijo una fuente que participó de la reunión a este medio.

La CEPH, que preside el CEO de YPF, Sergio Affronti, tendrá una tarea difícil para ponerse en línea con todos los puntos, ya que está compuesta por empresas integradas, no integradas y con realidades totalmente diferentes. A pesar de eso, hay acuerdo en que algunos ejes deben modificarse

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/petroleras-se-reunieron-para-analizar-la-ley-de-promocion-de-inversiones-2023583/

 

 

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Repsol pagará compensación a Argentina por el gas que no envía por percance en pozo

El vicepresidente de Administración de Contratos de YPFB, Armin Dorgathen, se refirió al comunicado conjunto de YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos, en Asuntos Centrales, y afirmó que Repsol, operadora del campo Margarita, pagará la compensación por el gas que no se envía a Argentina si el vecino país así lo exige.

«En caso de que Argentina decidiera por el lado de la compensación, ya que el contrato prevé fuerzas mayores operativas como la que pasó en esta situación, pero en caso de que Argentina no estaría convencido de los argumentos de la operadora Repsol, esta compensación pasa a Repsol, en el contrato se estipula el porcentaje a pagar», afirmó.

Dorgathen detalló que una falla geomecanica en uno de los pozos del Campo Margarita impide enviar el cupo de gas que está establecido en el contrato de compra y venta de gas. «Actualmente estamos enviando entre 7,5 y 8,2, millones de metros cúbicos por día y estamos incumpliendo alrededor de 2,5 millones de metros cúbicos por día», puntualizó.

Destacó que la prioridad cubrir el mercado interno, para abastecer las redes de gas y termoeléctricas, el segundo contrato es el de Brasil, el cual se está cumpliendo a cabalidad, y luego el de Argentina.

“Es algo que no se puede prever, y el operador -que es Repsol-, es un operador internacional, de pedigree, está haciendo su mejor esfuerzo”, explicó.

 

 

Fuente: https://eju.tv/2021/11/repsol-pagara-compensacion-a-argentina-por-el-gas-que-no-envia-por-percance-en-pozo/

 

 

 

 

Información de Mercado

Estos 14 empresarios opinan sobre el negocio de la energía en Argentina

Las innovaciones en el sector de energía implican un proceso de transición que discurre a lo largo de diferentes verticales: tecnológico; a partir de los nuevos desarrollos y las nuevas tecnologías, negocios; con la aparición de nuevas oportunidades de inversión y nuevos tipos de productos y servicios y finalmente la regulación; cómo los gobiernos están generando reglas de juego claras para todos los actores.

Por hacer, aún queda bastante. Casi mil millones de personas, más de una de cada 10, no tenían acceso a la electricidad, según la organización Our World in Data. De la misma manera, el número de personas sin acceso a combustibles y tecnologías limpias para cocinar es aún mayor.

Tres mil millones de personas, alrededor del 40 por ciento de la población, no tienen acceso. La innovación en la generación, almacenamiento y distribución de energía es una carrera contra el tiempo: los países demandan cada vez más energía a medida que las sociedades se enriquecen y modernizan.

En la Argentina, se pasó de consumir 313 TWh (terawatts por hora) en 1965 a más de 960TWh en 2019, es decir que más que se triplicó el consumo.

En esta misma línea, se prevé que la demanda mundial de energía aumente un 4,6 por ciento en 2021, superando la contracción que se dio en 2020 y empujando la demanda un 0,5 por cuento por encima de los niveles de 2019, según la Agencia Internacional de Energía (IEA).

Casi el 70 por ciento del aumento proyectado en la demanda mundial de energía se encuentra en los mercados emergentes y las economías en desarrollo, como la Argentina.

El rol de las compañías hoy está enfocado en la inversión y la innovación, que son en realidad dos caras de la misma moneda.

Los principales players del sector energético explican cómo están pensando el cambio de paradigma en sus negocios a través de sus cambios tecnológicos. En qué invierten, cuáles son sus planes y qué esperan del futuro en el negocio energético.

ESTAS SON LAS VOCES DE 14 PLAYERS DEL SECTOR ENERGÉTICO

 

– Rubén Zaia, director de Desarrollo de AES Argentina

En AES Argentina entendemos que los clientes ya no piensan en la energía como una cuestión de suministro y demanda, sino más bien como un espacio de innovación y colaboración.

En este sentido, la estrategia global de la compañía está enfocada en alcanzar una mayor eficiencia energética, a través de la innovación en tecnologías más sostenibles e inteligentes.

Tanto es así, que en el mediano plazo tendremos mayor similitud a una empresa tecnológica que a una de tipo industrial. En los últimos años, AES Argentina ha atravesado una transformación hacia un futuro energético más inclusivo, seguro, rentable, sostenible y con bajas emisiones de carbono; mediante la implementación de nuevas tecnologías aplicadas al desarrollo de energías renovables y su almacenamiento.

Adicionalmente, hemos incluido en nuestro portfolio soluciones con redes avanzadas de energía que permiten tener la visibilidad y control necesario, para poder optimizar el negocio de nuestros clientes; ya sea en eficiencia energética, micro redes, digitalización de la demanda, entre otras. 

– María Tettamanti, directora General de Camuzzi

La incorporación de tecnología ha tenido un protagonismo muy significativo en el crecimiento y desarrollo de Camuzzi, permitiendo mejorar la vinculación con los usuarios, especialmente en el contexto sanitario que atravesamos frente a la pandemia.

Gracias a las inversiones que veníamos llevando a cabo en los últimos años, pudimos adaptarnos rápidamente e incorporar distintos desarrollos y plataformas tecnológicas que nos permitieron dar una respuesta integral a las distintas necesidades de nuestros usuarios en un entorno de mucha incertidumbre y volatilidad.

La tecnología posibilitó incorporar nuevas soluciones a medida y brindar una experiencia de usuario cada vez más eficiente.

Hoy todos los trámites se puede gestionar de manera remota, y de hecho, el alto nivel de aceptación que tuvo la incorporación de tecnología se evidencia con que más del 70 por ciento de nuestros dos millones de usuarios gestionan diariamente a través de la Oficina Virtual su suministro, cifra que evoluciona mes a mes.

 – Luis Lenkiewicz, CIO de Edenor

En la industria de la distribución y comercialización de energía eléctrica no ha quedado prácticamente ninguna actividad de negocio sin transformarse desde los aspectos tecnológicos, de procesos y culturales.

Hoy, cualquier cliente puede realizar todas las gestiones comerciales y técnicas que necesite a través de una app y sin moverse de su casa. Desde interactuar con un asistente virtual para entender y pagar su factura y, además, entender su patrón de consumo, hasta colocar un reclamo por interrupción del suministro y saber, mediante un modelo predictivo que lo calcula, en qué momento será normalizado su servicio. La operación se hizo más eficiente.

El personal técnico ejecuta tareas en la calle dotados de teléfonos inteligentes y una app para orquestar las actividades en la secuencia óptima.

El mantenimiento de la red y el control de fraudes se optimizó mediante el uso de modelos de IA. Podemos predecir desperfectos de algún componente crítico de la red eléctrica y remplazarlo antes que falle.

Hoy monitoreamos, operamos y atendemos anomalías en centros de transformación críticos sin desplazar al personal técnico.

 – Daniel De Nigris, Lead Country Manager de Exxon Mobile

ExxonMobil tiene una larga trayectoria satisfaciendo responsablemente las necesidades cambiantes de la sociedad en torno a la energía, de manera confiable y sostenible.

Los avances tecnológicos desempeñan un papel fundamental frente a la demanda mundial energética. Permiten el descubrimiento de nuevos recursos, el acceso a lugares difíciles o remotos y el desarrollo de reservorios que anteriormente no eran económicos de producir.

En la Argentina tenemos presencia en siete bloques en la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina, además de tres bloques en la Cuenca Malvinas Oeste donde utilizamos la misma tecnología de avanzada que a nivel global.

La combinación de tecnología, conocimiento y experiencia ha sido reconocida por la industria como innovadora para el desarrollo de recursos no-convencionales y nos permitió perforar en cada momento los pozos horizontales más largos registrados en la formación.

El proceso de mapeo sísmico combinado con el análisis computacional avanzado nos permite tomar decisiones de exploración, desarrollo y producción más acertadas.

–  Patricio Neffa, director de Innovación, Desarrollo y Project Management de Genneia

En Genneia consideramos que la tecnología es el mejor aliado de las energías renovables. En 2019, implementamos un Centro de Control Operativo (CECO) que se vale de Scada para controlar y supervisar toda la operación de la compañía en los 10 centros de generación de energía eléctrica (836MW energía renovable).

En el CECO, recibimos más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y dos centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos nuestros clientes de forma integral.

Recientemente, incorporamos el análisis avanzado de datos mediante técnicas de Machine Learning, que evita pérdidas de producción de manera considerable.

Esta tecnología aplicada al negocio de las energías representa sin duda mejoras en la eficiencia operativa e ingresos del tres al cinco por ciento. Dado que los contratos de operación para los proyectos son de 10 a 20 años, el beneficio de las tecnologías es enorme.

–  Silvina Larrecharte, directora de Servicios Compartidos de MetroGAS

Las empresas de energía pueden y deben adaptarse a las exigencias de las nuevas eras. En MetroGAS llevamos adelante un proceso de modernización y transformación digital basado en la transversalidad. Este objetivo involucra toda la compañía e implica desafíos de gestión en todos los niveles internos.

Conceptos como autogestión y agilidad, gestión de proyectos y eficiencia de recursos se incorporaron a la cultura corporativa.

Como empresa orientada al cliente, generamos más canales digitales de atención e integramos sus datos en 360 grados. Incorporamos productos y servicios con herramientas colaborativas ágiles que hacen posible sostener y mejorar el trabajo de nuestros colaboradores, teniendo en cuenta la modalidad de trabajo remoto y la cadena de valor.

La tecnología constituye un pilar fundamental del cambio, no solo nos permite ser una organización más dinámica y ordenada que asegure la continuidad del trabajo, sino que permite dar una respuesta eficiente y brindar mejor servicio a los clientes.

 – Alberto González Santos, gerente General de Naturgy BAN

En Naturgy, en los últimos años trabajamos en el desarrollo de innovaciones tecnológicas que permitan optimizar la relación con nuestros clientes, con los gasistas y su vínculo con el área técnica.

Avanzamos fuertemente en la digitalización de la misma. Desarrollamos nuevos canales de atención, tanto a través de las redes sociales, como del call center telefónico y nuestro portal de autogestión, Oficina VirtualEsto permitió que en 2020 hayamos canalizado más de 2,8 millones de consultas.

Referido a medios de pago, en los últimos años avanzamos en la externalización, pasando de 16 centros de cobro presencial a más de 1.500 puntos de cobro en toda nuestra área de cobertura.

A su vez, los procesos de digitalización también avanzaron sobre la forma de distribuir las facturas. Hoy, más de 700.000 de nuestros usuarios reciben la factura en formato digital.

En tanto, con relación a los gasistas matriculados, hoy los trámites con ellos se realizan de forma 100 por ciento virtual. Estas iniciativas nos permiten brindar una experiencia satisfactoria a nuestros públicos de interés, continuándoles brindando un servicio de calidad.

– Juan Andrés Aranguren, gerente de Tecnología de PAE

La tecnología siempre ha estado presente en el negocio de la energía, podemos observar en los últimos años una tendencia hacia fuentes renovables que requieren un constante desarrollo tecnológico como la generación eólica, solar e hidrógeno que han visto una mejora sustantiva en costos y hoy son una pieza competitiva del suministro de electricidad a escala global.

La tecnología digital pone primero y en el centro a nuestro cliente frente a viejos paradigmas que buscaban producir todo lo que se pudiera al costo más bajo posible.

En PAE vemos a la digitalización como una oportunidad para conocer mejor a nuestros clientes y sus necesidades, integrar mejor a la organización para crear una respuesta acorde en forma eficiente y rápida entre los múltiples sectores que intervienen y adaptar nuestras fuentes de producción para las demandas del mercado.

Para nosotros la tecnología crea un espacio para la innovación y así preparar a la compañía para competir mejor en un contexto impredecible y no lineal.

–  Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía

En Pampa sabemos que la tecnología es fundamental en nuestro modelo de negocio, por ello, tenemos un programa de digitalización de procesos que nos permite la utilización de datos para la toma de decisiones.

En ese sentido, implementamos una plataforma que nos permite obtener los datos operativos de plantas y yacimientos en tiempo real desde cualquier lugar, a través de un dispositivo.

Estas implementaciones que llevamos adelante nos desafían sobre los nuevos conocimientos que debemos adquirir, trabajando de forma mucho más integrada con equipos multidisciplinarios, con perfiles con fuerte conocimiento de los procesos del negocio, tecnologías y con capacidad de análisis a partir de los datos.

Tener información de calidad ordenada y accesible en múltiples contextos todo el tiempo, nos permite tomar decisiones más rápidas y de mejor calidad, y sin dudas, posiciona a Pampa a la altura de los principales referentes mundiales de la industria.

– Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM

La industria de la energía dio un salto en productividad con la incorporación de las nuevas tecnologías y la automatización. Entre otros logros, se redujo la exposición al riesgo de las personas, se eliminaron errores y las tareas repetitivas se tornaron más seguras.

Asimismo, con la incorporación de comunicación y digitalización, se impulsó la operación remota y se reemplazaron procesos reactivos por decisiones en tiempo real.

Este cambio comenzó en las operaciones de subsuelo, perforación y fractura de pozos, lo que posibilitó, por ejemplo, que el mayor importador de petróleo se convirtiera en pocos años en exportador.

A su vez, se redujeron de días a horas las tareas de traslado de los equipos de perforación desde un pozo a otro. El próximo paso es lograr este salto cualitativo en los procesos de superficie.

Para tal fin, en PECOM desarrollamos un Modelo de Operación Digitalmente Asistido (MODA), que cambia disruptivamente la forma de operar. Incorpora soluciones innovadoras basadas en la transformación digital, permitiendo la integración de los modelos operativos y los servicios.

 – Mariana Melbardis, socia de PwC Argentina del área de Consultoría

En los cinco años que pasaron desde el derrumbe de los precios del petróleo en 2014, las empresas del sector (O&G) hicieron recortes sustanciales de costos para ajustarse al entorno de precios bajos.

Optimizaron la producción, simplificaron sus organizaciones y renegociaron contratos con proveedores. La pandemia dio un golpe más a una industria que ya tambaleaba, pero las compañías debieron resistir el impulso de postergar sus programas de transformación digital, pues estos son estratégicos para aumentar la eficiencia, impulsar la rentabilidad y administrar la agenda de sostenibilidad y bajo carbono.

La digitalización les será esencial para sobrevivir. Actualmente pocas compañías se identifican como “campeones digitales”, con un claro posicionamiento en el mercado con soluciones complejas a medida, ofrecidas a través de interacción digital multinivel. Por el contrario, muchas compañías se ven en las primeras etapas de la madurez digital. 

–  Paula Altavilla, CEO Schneider Electric (Argentina)

Todos sabemos que el cambio climático es el mayor desafío de nuestra generación, tenemos que limitar el aumento de la temperatura global a 1,5°C, y la energía es responsable de más del 80 por ciento de las emisiones de carbono del mundo.

Para resolver este desafío debemos ser cuatro veces más eficientes en cómo gestionamos la energía y los procesos. La electricidad debe duplicar su participación en la matriz energética y a su vez debe multiplicar por seis el uso de fuentes renovables.

En Schneider Electric creemos firmemente que la solución es un mundo más eléctrico y más digital. La disrupción digital es el motor de la eficiencia y la sostenibilidad.

Nos permite ser mucho más eficientes en cómo utilizamos la energía eléctrica en el hogar, en el trabajo, en la movilidad, en los procesos industriales, etcétera. Nos permite establecer objetivos de eficiencia y descarbonización sostenibles, con resultados medibles utilizando tecnologías que ya existen en la actualidad.

– Sean Rooney, presidente de Shell Argentina

La innovación tecnológica está cambiando las formas en que producimos, transportamos, demandamos y consumimos la energía. Nos hemos vuelto más eficientes y estamos reduciendo exponencialmente el impacto de la actividad, yendo hacia energías cada vez más limpias y formas de mayor cuidado para generar esa misma energía.

Un ejemplo que todos conocemos es el avance de las energías renovables y el hidrógeno, pero estamos teniendo también progresos en todas las fuentes de energía alternativas.

En materia de hidrocarburos, en lo que es Vaca Muerta, por ejemplo, la incorporación de tecnologías de punta desarrolladas localmente o traídas de otros activos en el extranjero nos ha permitido ganar eficiencia, aplicando procesos más simples y seguros en el trabajo, mejorar la competitividad, a través de la reducción de tiempos y costos, y mitigar impactos potenciales.

La tecnología está revolucionando la industria energética y va a seguir haciéndolo cada vez más en el futuro cercano. 

 – Oscar Sardi, director General de TGS

La tecnología digital está transformando a las compañías de energía, con impacto no solo en la operación y en su productividad, sino también en la dinámica para la toma de decisiones.

La transición que está sucediendo en el mercado energético, junto con la transformación digital motorizada con foco en el cliente y la mejora de procesos, que redunden en un beneficio para la comunidad, irrumpe en los estilos de vida, generan consumidores con diferentes valores, actitudes y expectativas. Así la relación de las personas con las empresas está cambiando.

Esto impacta en la complejidad del juego competitivo de la industria, impulsando a pensar nuevos modelos de negocio y liderarlos con estructuras ágiles. Se están adoptando tecnologías innovadoras con la capacidad de generar cambios en la operación, como las herramientas de data analytics, IoT, IA, digital twins y blockchain.

La innovación tecnológica y la transformación digital están rompiendo paradigmas y la forma de usar la energía está transformándose. Es una oportunidad para la industria, que debemos liderar.

Fuente: https://www.infotechnology.com/mundo-cio/estos-14-empresarios-opinan-sobre-el-negocio-de-la-energia-en-argentina/

 

 

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YPF y Shell incrementan su actividad en Vaca Muerta: 16 pozos nuevos y otra planta de gas y petróleo

Shell Argentina e YPF anunciaron su decisión de pasar a desarrollo el bloque de Bajada de Añelo en la ventana de transición entre petróleo y gas de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Esta determinación se da luego de completar satisfactoriamente una primera etapa piloto que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área.

Esta segunda etapa consistirá en la perforación de 16 nuevos pozos y la construcción de una EPS (Early Production System) con capacidad de procesar hasta 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios.

Esta segunda etapa consistirá en la perforación de 16 nuevos pozos y la construcción de una EPS (Early Production System) con capacidad de procesar hasta 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios.

Pablo Iuliano, VP de Upstream No Convencional de YPF, dijo que desde la compañía “vamos a sumar nuestra experiencia y conocimiento en este nuevo desarrollo que lanzamos en conjunto con Shell.

“Vamos a continuar trabajando en Vaca Muerta para el desarrollo de nuestro país, cubriendo la demanda interna y exportando volúmenes crecientes de petróleo y gas”, señaló Iuliano.

“Desde YPF generamos valor con base en el crecimiento eficiente y la sustentabilidad ambiental y social, con una oferta de energía de baja huella de carbono”, agregó.

Esta inversión se suma a las que Shell ya viene haciendo en los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, en etapa de desarrollo desde fines de 2018. En estas áreas, ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, la compañía triplicó su capacidad de producción instalada con la reciente puesta en marcha de una segunda planta de procesamiento de petróleo y gas de 30.000 barriles de petróleo diarios, que se agregan a los 12.000 bpd ya existentes.

Shell Argentina cuenta con una producción de 31.000 barriles diarios promedio en sus activos en el país y lleva más de 100 pozos perforados en Vaca Muerta. En los próximos años, la compañía realizará más de 35 pozos anuales para continuar con los planes de desarrollo en las áreas que opera.

 

Fuente https://www.ambito.com/energia/vaca-muerta/ypf-y-shell-incrementan-su-actividad-16-pozos-nuevos-y-otra-planta-gas-y-petroleo-n5310391

 

Información de Mercado

Jorge Lapeña: “Hay que acelerar la producción de Vaca Muerta y venderla a todo el mundo”

Terminó la Cumbre sobre Cambio Climático que se desarrolló en Glasgow, Escocia (la COP26) y dejó importantes recomendaciones en torno a qué hacer para frenar el daño al planeta. Argentina estuvo sobreprepresentada: entre este encuentro y el G20 realizado en Roma, sumaron más de 120 los integrantes de la misión oficial, entre los enviados de diferentes poderes.

Pero la tarea estaba aquí, igual que los expertos. Y lo que falta, es un plan concreto, no un viaje de exhibición. Al menos, así lo analizó uno de quienes más saben sobre energía en el país y que presidente el Instituto General Mosconi, Roberto Lapeña, exsecretario de Energía de la Nación.

En su diálogo con el programa “Tormenta de Ideas” (sábados a las 8.30 por radio Nihuil), el experto dio cuenta de lo que desde el punto de vista de quienes abordan la producción energética y abordan las alternativas a futuro, representaría un verdadero rol de la Argentina en la materia.

– Un diputado nacional de esta provincia participó de la misión del Congreso en Glasgow y planteó que, lo voy a decir textualmente, hay que morigerar Vaca Muerta. ¿Se puede morigerar? ¿hay que eliminar el proyecto Vaca Muerta?¿ Es una burrada lo que dijo o tiene algo de asidero? Estoy hablando de José Luis Ramón.

– No conozco exactamente las declaraciones del diputado. Lo que hay que morigerar o disminuir es la proporción de las energías carbonosas en la ecuación energética. Es decir vamos hacia una transición energética, una transición energética que tiene un período largo, estamos hablando de 30 años. Los objetivos por alcanzar de neutralidad de misiones se van a alcanzar en el año 2050, de acá a 30 años, posiblemente algo extendido al 2060. Es un proceso largo en el cual tendremos que sustituir la fuente de energía carbonosa. Esto es menos utilización de carbón, menos utilización de combustibles líquidos y derivados del petróleo, menos utilización de gas natural y, en ese contexto, más utilización de energías renovables no productoras de gases de efecto invernadero, más utilización de energía nuclear. más hidráulica. más solar, etcétera. Este es el proceso de transición este energética que nos va a permitir tener una situación planetaria con elevación de la temperatura por sobre los niveles de la era preindustrial en 1,5 grados, qué es el objetivo que se ha planteado en la comunidad internacional en la reunión está de Glasgow.

– De todas maneras, me da la impresión que nos toca distraídos el tema. Yo no sé si la Argentina tiene un plan que vaya camino a eso. Lo tuvo durante el gobierno anterior, cuando se promovieron fuertemente las energías alternativas, pero todo ese plan se dio de baja.

– No diría que se dio de baja, pero lo cierto es que la Argentina no tiene un plan estratégico para navegar en ese proceso de transición energética de los próximos 30 años. No tiene una estrategia energética nacional acordada políticamente en el Congreso, no está discutido internamente y en este contexto sobre una situación todavía no dormí nada de la energía en Argentina para transitar ese largo proceso. Entonces hay quienes piensan que, bueno que como el petróleo y el gas van a sufrir una importante reducción de la demanda, hay que hacer una producción acelerada de Vaca Muerta para venderla toda al mundo. Por ejemplo, digamos hay una una parte de la sociedad Argentina que cree en eso, y me parece que bueno que es un momento de construir lo que no tenemos, que es una estrategia energética bien debatida, bien consensuada y que la puedo mantener por 30 años y qué es estrategia no sé contraponga con la estrategia mundial pactada en esta reunión que acaba de terminar en Glasgow, que por otra parte es sucesora de París de 2015 y de otra reunión climática virtual que hubo el 22 de abril de este año, en la cual participaron los principales líderes mundiales. Me parece que la Argentina tiene que protagonizar esa transición en armonía con otros países.

– Frente a este desafío es real y necesario vamos a señalar por pasos. Tener un plan y discutirlo estuve leyendo el plan de Chile donde hay tres ministerios metidos de cabeza. Lo han diseñado paso a paso, inclusive, y está aprobado como política de estado por todos los partidos. En Chile hay grieta y hay discusión como la Argentina, pero estos temas no se tocan. Y por otro lado, Vaca Muerta. Volvemos al principio. ¿hay que morigerarla, frenarla, pararla?  ¿Cuál es la señal que tiene que dar una persona que está en la misión oficial? Me pareció sorprendente porque no hay alternativa hoy como para dar por muerta a la Vaca Muerta. Me parece que primero habría que rascar al máximo, aprovecharlos hasta buscar alternativas inclusive de empleo para para toda esa gente.

– Efectivamente, la primera parte de la pregunta. Lo que hay que hacer es lo que está haciendo Chile, de alguna forma es el ejemplo cercano. Hace un plan aprobarlo por ley del Congreso, consensuarlo y ejecutarlo. Esto es lo que nos va a marcar la hoja de ruta. Sin hoja de ruta no llegaremos a ningún lado y vamos a tener problemas serios en el caso de jugar una estrategia individual divorciada del contexto mundial. Hay 200 países en el mundo y la Argentina forma parte de un grupo de 40 países, de eso 200, que contribuyen en mayor medida que los otros a la contaminación y tienen que hacer el esfuerzo en su justa medida. Tiene que participar de ese de ese esfuerzo y no ser un colado o jugar por afuera, porque va a tener represalias comerciales y otro tipo de inconveniente. Entonces, lo primero es tener el plan. Ahora cómo es, cómo son esos 30 años. Son 30 años en el cual va a disminuir la demanda mundial de petróleo, la medida demanda mundial de gas y va a ser sustituida por otras energías que tienen que aumentar. Entonces, Argentina no tiene que cerrar Vaca Muerta, ni ningún yacimiento. Argentina tiene que tenerlos en producción y abastecer sus requerimientos internos y exportar el resto. Ahora, para exportar el resto tiene que ser competitiva a nivel internacional y Argentina no es competitiva a nivel internacional, entonces lo peor que podría decir la Argentina es acelerar Vaca Muerta para consumir toda la Argentina a como de lugar. Me parece que hay un tema. Ni cerrar Vaca Muerta, ni pensar en contra de la transición o apostar en contra de la transición, que sería nefasto. Hay que comprender el fenómeno y este ajustar la propia economía la producción. Es decir, lo peor que podríamos hacer es pensar que todo el mundo va a bajar la demanda y que nosotros no vamos aumentar para poner en producción esos recursos.

– Particularmente con su experiencia y con todo el trabajo que viene haciendo instituto Mosconi. Cómo vio usted la posición de la Argentina en la cumbre, lo que dijo el presidente. Inclusive apareció una oportunidad de negocios con elaboración de hidrógeno verde, que ni siquiera tenemos claro bien qué es y cómo funciona.

– Lo de la aparición de este negocio por US$8.000 millones por el hidrógeno verde me pareció sorpresiva, no está conocida en la Argentina. El presidente la anunció en ese escenario mundial sin haberla anunciado internamente, lo cual me parece un hecho que no es común. Me parece raro que ese proceso efectivamente se de, porque sino lo hubieran difundido antes en la Argentina para que, por lo menos, tomáramos posición sobre ese tema, lo conociéramos, pudiéramos entender el problema. Entonces desconfío mucho, de una inversión de ese tipo de US$8.000 millones de la cual no habíamos escuchado hasta el momento actual. Así que eso lo pondría como un proyecto que, en principio, hasta que cambie la situación local, lo caracterizaría de inmaduro, no lo conocemos. El gobierno argentino no ha logrado unificar una posición y esto producto de no tener una estrategia acordada internamente, entonces yo he visto diferencias entre, por ejemplo, el pensamiento de la Secretaría de Energía, el Ministerio de Ambiente, etcétera. Veo diferencia dentro del propio gobierno. De hecho, la ley de promoción de los hidrocarburos, que se presentó hace unos 15 días en el Senado de la nación, va en sentido contrario  e ignora totalmente el tema de la transición energética, promueve a diestra y siniestra el tema de los hidrocarburos y. pareciera. que el que la redactó, que es el propio presidente de la Nación, que la firmado y su principal ministro, ha ignorado en ese texto la existencia propia de la transición energética mundial. Entonces, veo un cierto divorcio entre lo que se plantea y después lo que se hace internamente. El gobierno tiene que ordenar el funcionamiento de su sector energético a nivel político.

– Más allá de la promoción del Estado, uno puede ver también otra grieta. Hay una predisposición de empresas, lo vemos acá en Mendoza, de avanzar con energía fotovoltaica, con nuevos emprendimientos de energías alternativas, de trabajar en proyectos hidroeléctricos y que no encuentran el ámbito adecuado, la contención necesaria de parte del Estado para poder multiplicar todo está está vocación de cambio que hay a nivel privado.

– Por eso, el primero que tiene que poner en orden las ideas es el Estado y esa es una función política, el Estado y el gobierno tiene la obligación de poner orden en esa hoja de ruta. Primero, generar primero los consensos políticos y con eso consensos políticos puede aprobar legislación, con la seguridad de que sea legislación no va a ser dejado de lado tan pronto una elección cambié la situación política. Si tenemos que ir hacia la idea de una política de Estado, esa la política de Estado es la guía que permite al inversor inteligente y eficiente, decir “me conviene, voy a hacer tal cosa, porque esto es lo que me conviene como inversor, pero también es lo que le conviene al país”. En su plan de largo plazo, mientras eso no exista estamos haciendo salto de mata, corriendo atrás de los acontecimientos y nunca tenemos la claridad suficiente como para imaginarnos el largo plazo, siempre corto plazo. Entonces me parece que el gobierno, ahora cuando termine esta elección, tendría que entrar en una profunda reflexión, y dentro de esa profunda reflexión, supongo que estará en resolver los problemas macroeconómicos que la Argentina tiene,  los problemas políticos que son la causal de estas grandes incertidumbres hacia el futuro que nos presenta la Argentina hoy.

– ¿Hay materia gris suficiente en Argentina para generar en 2022 un espacio fuerte de exigencia? Que se lo empuje el gobierno nacional a tener un plan, a construir un plan. Un espacio a nivel técnico político fuerte en dónde se busquen coincidencias y no solamente el choque.

– Materia gris hay, lo que pasa es que esa materia gris no está organizada. La discusión momentánea en la política, siempre en el plano táctico, nunca en el plan estratégico, que ofrece la Argentina desde hace muchos años, dificulta qué es la materia gris este se expresa en forma organizada. Entonces, por eso digo, me parece que después de las elecciones Argentina va a tener que entrar una reflexión profunda. El gobierno también va a tener que entrar en una reflexión profunda respecto a cómo organiza sus últimos dos años de período gubernamental, porque veo muchos problemas de funcionamiento político en el ejecutivo y en el gobierno en general.

 

 

Fuente: https://www.memo.com.ar/poder/lapena-vaca-muerta-cambio-climatico-cop26-entrevista-tormenta-de-ideas/

 

 

Información de Mercado

Vaca Muerta impulsa producción de petróleo de Argentina a cifras récord

La producción argentina de crudo ha alcanzado una cifra sin precedentes de 532.566 barriles por día en septiembre de 2021, según un informe difundido este viernes por la firma privada Regional Investment Consulting (Ricsa), superando así la marca anterior más alta de 528.782 bpds de marzo de 2020, cuando estalló la pandemia del COVID -19.

Los nuevos resultados se dieron en conjunto con un aumento del 10% solo en Vaca Muerta, que en agosto de 2021 alcanzó los 174,416 bpds, lo que representa el 33% de la producción total del país.

“En términos petroleros, de los cinco pozos más productivos del país, la empresa YPF S.A. ocupa el primer lugar, mientras que el segundo y tercer lugar corresponde a la empresa Exxonmobil”, señala el informe privado.

En cuanto al gas en Vaca Muerta, la cifra “se mantuvo prácticamente igual a la de agosto”, con una variación mensual negativa del 0,2%, y un total de 44,205 millones de m3 (metros cúbicos) de gas. En tanto, la producción total del país alcanzó los 133.672 millones de m3 de gas, un 0,8% menos que en agosto, según el informe. La producción de gas en septiembre fue la segunda más alta de los últimos 12 años, con 133 millones de m3 diarios, según el Ministerio de Energía.

Según cifras oficiales de producción, en septiembre se registró un total de aproximadamente 68,1 millones de metros cúbicos por día de gas no convencional, alcanzando así un máximo histórico por tercer mes consecutivo.

El informe Ricsa también mostró inversiones por valor de 42 millones de dólares.

Septiembre también reflejó un crecimiento interanual de la producción de gas no convencional del 30,9% mientras que el gas en su conjunto lo hizo en un 7,9% con un incremento del 2,8% con respecto a agosto, que si se compara con los datos prepandémicos, muestra un crecimiento global del 3,8% y del 22% en producción de gas no convencional con respecto a las cifras de febrero de 2020.

 

 

Fuente: https://es.mercopress.com/2021/10/30/vaca-muerta-impulsa-produccion-de-petroleo-de-argentina-a-cifras-record

 

 

Información de Mercado

Argentina buscará invertir en infraestructura con venta de gas a Brasil

Un financiamiento por 1,800 millones de dólares (mdd) aunado al Plan Federal para Obras de Transporte Eléctrico con un valor de 3,000 mdd, permitirán al Ministerio de Argentina financiar la construcción del gasoducto Vaca Muerta y diversas obras de transporte eléctrico.

A través de un comunicado, la dependencia argentina señaló que los montos por las exportaciones de energía a Brasil financiarán ambos proyectos a través de la construcción del nuevo gasoducto aunado a un plan para edificar líneas de alta tensión.

Con este paso, Argentina aprovecharía su potencial de generación en la producción de gas y eléctrica. Esta medida permitirá al Ministerio de Energía disponer de 100 mdd extra para finales de 2021, que se sumarán a los 500 mdd recaudados por el llamado “impuesto al patrimonio”.

Cabe recordar que los grandes proyectos de infraestructura se han detenido en Argentina desde 2018 debido a la crisis económica. La medida espera sumar mayor capacidad de transporte para reactivar las inversiones en generación térmica, eólica y solar.

Inversión separada

La Resolución 1037 del Ministerio de Energía crea una Cuenta de Exportación dentro del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que “permite [que] los beneficios de las exportaciones de energía eléctrica a Brasil sean cobrados en una cuenta separada, cuyo destino específico es la ejecución de infraestructura energética funciona”, según el Diario El Cronista.

Cabe recordar que en los primeros nueve meses de 2021 se exportaron 2.876 gigavatios hora (GWh) a Brasil, superando el récord anual de 2.618 GWh que se registró en 2020, con precio promedio de exportación el año de 205 dólares por megavatio-hora ($ / MWh); mientras que en septiembre de este año subió a más de los 287 dólares.

Solo en septiembre de 2021, Argentina exportó electricidad a Brasil por 258 millones de dólares, mientras que las proyecciones para 2021 rondan los 1,000 millones de dólares.

“El alto requerimiento energético de Brasil -asociado a la extraordinaria sequía que enfrenta- representa una oportunidad para colocar el excedente disponible del sistema local, a través de la interconexión internacional, por el convertidor de Garabí”, señaló en este sentido, Federico Basualdo, el subsecretario de Energía Eléctrica.

El funcionario dijo que al quemar diésel -que se importa para satisfacer la demanda energética interna y externa– las máquinas termoeléctricas se deterioran más rápidamente que las que funcionan con gas natural, lo que encarece su mantenimiento.

 

Grandes reservas

La construcción de un nuevo gasoducto que lleve gas desde Vaca Muerta al resto del país es una necesidad que fue catalogada como “urgente”.

Según la iniciativa privada argentina, el país cuenta con la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo -en referencia al recurso-, pero les falta capacidad de transporte.

Mientras tanto, y también como fuente de ingresos, Argentina importará gas licuado y lo revenderá a una central térmica brasileña a un precio 10 veces superior al que se cobra a nivel nacional por uso doméstico.

La firma argentina IEASA cerró un contrato de exportación con la termoeléctrica brasileña Ambar Uruguaiana Energía 57 millones de metros cúbicos a 43,8 dólares por el millón de BTU, lo que significará un costo final de operación de 92 millones de dólares, según el Ministerio de Energía.

La diferencia entre el costo de importación y el precio de venta a Brasil permanecerá con IEASA. Después de los impuestos a la exportación, los analistas creen que rondará los 7 mdd.

Brasil depende en 60% de la generación hidroeléctrica para obtener energía y durante dos años ha atravesado una sequía, por lo que se ha visto obligado a buscar otras fuentes, como la importación de gas licuado en Río de Janeiro o la electricidad de Argentina.

 

 

Fuente: https://realestatemarket.com.mx/noticias/infraestructura-y-construccion/35243-argentina-invertiria-en-infraestructura-con-venta-de-gas-a-brasil

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YPFB suspende temporalmente envío de gas a Argentina por fallas en campo Margarita

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó este viernes que uno de los pozos del campo Margarita sufrió una falla operativa lo que ocasionó inconvenientes en el envío de volúmenes de gas natural a Argentina.

“En las últimas semanas, el envió de volúmenes de gas natural al mercado argentino, en el marco del contrato de compra venta de gas natural, suscrito entre YPFB e IEASA sufrió algunos inconvenientes para llegar a los niveles comprometidos, a raíz de una falla operativa en uno de los pozos del campo Margarita, específicamente en el MGR-X3ST, que es uno de los de mayor productividad”, señala un comunicado de la empresa estatal.

En ese sentido, se explica que, por prevención, se suspendio de manera temporal la entrega de producción asociada al pozo, misma que asciende a 2,5 millones de metros cúbicos por día.

“Esta falla, notificada como un evento de fuerza mayor por el operador del campo, puso en riesgo la operación del mismo. Tales situaciones están previstas en el contrato y son administradas en ese contexto”, se añade en el texto publicado en las cuentas de redes sociales de YPFB.

Del mismo modo, indica que Repsol y YPFB trabaja desde hace varias semanas para restablecer la producción del pozo afectado, por lo que se espera reiniciar la entrega de volúmenes “en el menor plazo posible”, asegurando que el suministro de gas está garantizado.

Más temprano el medio argentino Río Negro informó que el Gobierno de ese país define por estos días el inicio de un reclamo formal a YPFB porque desde octubre que envía un volumen inferior al mínimo acordado.

La medida deberá ser definida desde Integración Energética Argentina (Ieasa), ya que es la titular del contrato de importación de gas firmado en 2006 y cuya vigencia se extiende hasta 2026.

Fuentes del Gobierno del país vecino explicaron que la decisión de iniciar el reclamo por el incumplimiento de las cláusulas de deliver or pay (entrega o pago) es casi un hecho porque desde el 22 de octubre pasado los envíos de YPFB incumplieron los volúmenes mínimos fijados en la quinta adenda del contrato que se firmó en diciembre del año pasado, señala Río Negro.

 

Fuente: https://correodelsur.com/economia/20211105_ypfb-suspende-temporalmente-envio-de-gas-a-argentina-por-fallas-en-campo-margarita.html

 

Información de Mercado

Gas: Argentina reclama a un socio estratégico para el dólar por incumplimientos

El Gobierno inició acciones para reclamarle una multa millonaria a Bolivia por incumplir los envíos diarios de gas natural durante las últimas dos semanas.

La empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) debe entregar en esta época del año unos 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), pero desde el 22 de octubre está en falta y le transfiere a Integración Energética Argentina (Ieasa, ex Enarsa) entre 6 y 7 MMm3/d. La sumatoria de la penalización sería por 10 millones de m3.

Así lo anticipó el viernes pasado el diario Río Negro y lo confirmó el asesor de la Presidencia en temas energéticos, Ariel Kogan, quien además es colaborador de estrecha confianza del secretario de Energía, Darío Martínez.

El contrato de importación de gas que la Argentina tiene con Bolivia fue firmado en 2006 por los ex presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales.

Hay una cláusula de deliver or pay (DOP; entregar o pagar) para el vendedor, que es lo que reclaman las autoridades argentinas.

Según el consultor Álvaro Ríos Roca, socio director de Gas Energy Latin America y ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia entre 2003 y 2004, la Argentina está pidiendo el equivalente a unos u$s 2,5 millones por el incumplimiento de YPFB, a razón de 7 dólares por millón de BTU.

La petrolera de bandera boliviana informó que sufrió junto a Repsol una falla operativa en uno de los pozos del campo Margarita y lo catalogó como un “evento de fuerza mayor”, por lo que estaría a salvo de una multa.

Los gobiernos de Argentina y Bolivia deben negociar antes de fin de año la sexta adenda al contrato.

Como en la Cuenca Norte local, la producción del país vecino está en declinación (42 MMm3/d y una caída del 3% a 4% anual, de acuerdo a los datos de Ríos Roca) y prioriza su mercado interno (15 MMm3/d) y las exportaciones de gas a Brasil (20 MMm3/d). Por lo tanto, los excedentes son cada vez menores.

En este sentido, las autoridades energéticas argentinas quieren que Bolivia reduzca al mínimo su inyección en verano, cuando sobra el gas local, y eleve las entregas en el invierno, ya que reemplazan importaciones de gas licuado más caras -u$s 7 frente a u$s 15 por millón de BTU proyectados para el año que viene- y de combustibles líquidos para la generación eléctrica.

Por eso, Ríos Roca apuntó que “la solución es que Argentina construya el Gasoducto Néstor Kirchner, revierta el Gasoducto Norte y consiga demanda de exportaciones en Chile y Brasil”.

Fuente: https://www.cronista.com/economia-politica/gas-argentina-reclama-a-un-socio-estrategico-para-el-dolar-por-incumplimientos/

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MEGSA: Kogan defendió el proyecto que promueve inversiones, y el del nuevo gasoducto

El asesor presidencial en materia energética, Ariel Kogan, defendió el proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, aseguró que “en ningún caso busca superponerse ni menoscabar las potestades de los poderes provinciales” y anticipó que el Gobierno nacional “está dispuesto a modificar la redacción de algunos artículos que no son de fondo, “si les caben dudas a algún gobernador o fiscal de Estado, para asegurar que no se van a avasallar derechos”.

“No se comprende cómo algún gobernador pueda encabezar una rebelión federal, ya que no hay ningún avance sobre la propiedad provincial de los recursos ni ninguna intención del Gobierno nacional de ir por encima de las provincias”, agregó Kogan durante un encuentro virtual organizado por el Mercado Electrónico del Gas S.A (MEGSA), difundidas por la Agencia Telam.

El funcionario destacó el respaldo al plan oficial de la mayoría de las empresas, el pleno de los trabajadores y las cámaras Pyme, y sostuvo que “Neuquén tiene una visión un poco equivocada” sobre ciertos aspectos del proyecto.

La iniciativa, explicó, plantea incentivos con impuestos federales, medidas arancelarias y cuestiones cambiarias, “que son atribuciones exclusivas del Gobierno nacional, así como la organización de las exportaciones”.

“Las únicas modificaciones de la ley madre (de Hidrocarburos) son dos: la incorporación del almacenamiento subterráneo (de gas), a pedido de algunas provincias y empresas que tienen proyectos en marcha; y la otra es el artículo 90, que sólo aclara el nuevo nombre de la Secretaría de Energía”, aclaró Kogan.

El asesor admitió, por otra parte, que una empresa petrolera, a la que no identificó, propuso modificar la línea de base a partir de la cual se medirá la producción incremental de hidrocarburos que gozará de los incentivos previstos.

“Es válido, consideró, que alguna empresa pida una base menor para tener mayor disponibilidad de exportaciones, pero tenemos que velar por el interés general y el funcionamiento del sistema sin poner en riesgo el abastecimiento interno: hay que cuidar que el crudo local abastezca a las refinerías con mayor componente nacional”, acotó.

De todos modos, afirmó Kogan, “la producción va a escalar rápidamente y la discusión sobre este punto quedará como una anécdota”.

En otro orden, remarcó que el sistema gasífero “necesita imperiosamente la ampliación de la capacidad de transporte”, para lo cual se estudian distintas alternativas de financiamiento, tanto del Estado como algunas ofrecidas por empresas privadas del sector.

“La Secretaría de Energía elaboró un esquema para reemplazar lo que importamos de GNL (gas natural licuado) y gasoil; paliar el declino de la producción de YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia); y potenciar las exportaciones, básicamente a Chile y en menor medida a Brasil”, detalló el funcionario.

En ese sentido, se diseñaron obras que incluyen un gasoducto grande, desde Neuquén hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires) y de allí a San Gerónimo (Santa Fe), pero además se prevé la vinculación de las Transportadoras de Gas del Norte y del Sur (TGN y TGS) para “facilitar el abastecimiento a todo el país”.

Ese plan prevé tramos finales del Gran Buenos Aires, para Central Puerto (ubicada en la costanera sur de CABA), el gasoducto norte y ampliaciones del centro oeste, para transportar lo que llegue de Vaca Muerta.

“Los proyectos están terminados, falta la financiación y se estudian todas las opciones, empezando por los aportes del Tesoro de este año y el próximo; y la participación privada en general, y en particular de las productoras de gas, lo que requiere diseñar una herramienta para que ese aporte se materialice”, dijo Kogan.

Mencionó por último, como probables fuentes financieras, a la recaudación del Aporte Solidario de las Grandes Fortunas, “para lo cual hace falta una norma que permita utilizar esos fondos”, y también la posibilidad de emisión de algún título por parte del Estado, con destino específico: “hay varias alternativas sobre la mesa del ministro (Martín Guzmán), el Jefe de Gabinete (Juan Manzur) y el Presidente (Alberto Fernández)”, concluyó Kogan.

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Acuerdo salarial para petroleros

Las Cámaras de la industria de hidrocarburos y todos los sindicatos del sector acordaron adelantar el pago del primero de los aumentos correspondientes a la paritaria 2022 a diciembre de este año.

De esta manera, todos los trabajadores y las trabajadoras recibirán un aumento del 15 % con el salario de diciembre 2021.En mayo el sector firmó un acuerdo, con vigencia hasta mayo 2022, en el que se reconocía un aumento del 35 % a aplicarse en tres tramos sobre los salarios de noviembre de este año.

Este acuerdo fue firmado en el Ministerio de Trabajo de la Nación por La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la Cámara de Empresas de Operaciones Especiales (CEOPE), el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, el Sindicato Petrolero y Gas Privado de Santa Cruz, el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional de Petróleo y Gas Privado y Químicos de Cuyo y La Rioja, el Sindicato Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa y el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Salta, Jujuy, Formosa y La Pampa.

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Ariel Kogan: «Neuquén tiene una visión equivocada sobre el proyecto de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas»

Ariel Kogan, asesor presidencial y mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, defendió el proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas: “En ningún caso busca superponerse ni menoscabar las potestades de los poderes provinciales y el gobierno nacional está dispuesto a modificar la redacción de algunos artículos que no son de fondo si les caben dudas a algún gobernador o fiscal de Estado, para asegurar que no se van a avasallar derechos”. El discurso del contador se produjo luego de que el ex gobernador de la provincia de Neuquén, Jorge Sapag, incitara a los legisladores a eliminar el artículo 90 del proyecto, que supuestamente relativiza las competencias provinciales.

“No se comprende cómo algún gobernador pueda encabezar una rebelión federal, ya que no hay ningún avance sobre la propiedad provincial de los recursos y ninguna intención del Gobierno nacional de ir por encima de las provincias”, agregó Kogan durante un encuentro virtual organizado por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA).

En la misma línea, el ex vicepresidente de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, destacó el respaldo al plan oficial de la mayoría de las empresas, el pleno de los trabajadores y las cámaras Pyme, y sostuvo que “Neuquén tiene una visión un poco equivocada sobre el proyecto de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas».

La iniciativa, explicó, plantea incentivos con impuestos federales, medidas arancelarias y cuestiones cambiarias que son atribuciones exclusivas del gobierno, así como la organización de las exportaciones. “Las únicas modificaciones de la ley madre son dos: la incorporación del almacenamiento subterráneo (de gas), a pedido de algunas provincias y empresas que tienen proyectos en marcha; y el artículo 90, que sólo aclara el nuevo nombre de la Secretaría de Energía”, aclaró Kogan.

Por otra parte, el asesor admitió que una empresa petrolera, a la que no identificó, propuso modificar la línea de base a partir de la cual se medirá la producción incremental de hidrocarburos que gozará de los incentivos previstos.
“Es válido que alguna empresa pida una base menor para tener mayor disponibilidad de exportaciones, pero tenemos que velar por el interés general y el funcionamiento del sistema sin poner en riesgo el abastecimiento interno: hay que cuidar que el crudo local abastezca a las refinerías con mayor componente nacional”, acotó y agregó que «de todos modos la producción va a escalar rápidamente y la discusión sobre este punto quedará como una anécdota”.

Ariel Kogan, álter ego de Darío Martínez, es el virtual secretario de Energía en funciones.

El Plan Gas y el Gasoducto Neuquén-Salliqueló

En otro orden, el funcionario se mostró conforme con la implementación del Plan Gas.Ar: “Veo resultados muy buenos. Se detuvo el declino y la producción crece mes a mes. Es una herramienta que nos permitió ahorrar en torno a los US$1300 millones, por la sustitución de importaciones de GNL y gasoil y un ahorro fiscal de US$700 millones. Al menos desde Vaca Muerta ya tenemos problemas de saturación del sistema de transporte y se necesita imperiosamente la ampliación de la capacidad para lo cual se están estudiando distintas alternativas de financiamiento, tanto por parte del Estado como del sector privado.

“La Secretaría de Energía elaboró un esquema para reemplazar lo que importamos de GNL (gas natural licuado) y gasoil; paliar el declino de la producción de YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia); y potenciar las exportaciones, básicamente a Chile y en menor medida a Brasil. En ese sentido, se diseñaron obras que incluyen un gasoducto grande, desde Neuquén hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires) y de allí a San Gerónimo (Santa Fe), pero además se prevé la vinculación de las Transportadoras de Gas del Norte y del Sur (TGN y TGS) para facilitar el abastecimiento a todo el país», detalló el funcionario.

Ese plan prevé tramos finales del Gran Buenos Aires, para la Central Puerto (ubicada en la costanera sur de CABA), el gasoducto norte y ampliaciones del centro oeste, para transportar lo que llegue de Vaca Muerta. “Los proyectos están terminados, falta la financiación y se estudian todas las opciones, empezando por los aportes del Tesoro de este año y el próximo; y la participación privada en general, y en particular de las productoras de gas, lo que requiere diseñar una herramienta para que ese aporte se materialice”, dijo Kogan.

Por último, el ex diputado mencionó como probable fuente de financiamiento, a la recaudación del Aporte Solidario de las Grandes Fortunas, “para lo cual hace falta una norma que permita utilizar esos fondos”, y también la posibilidad de emisión de algún título por parte del Estado, con destino específico: “Hay varias alternativas, sobre la mesa del presidente Alberto Fernández; el ministro de Economía, Martín Guzmán y el Jefe de Gabinete, Juan Manzur», concluyó Kogan.

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La OPEP+ aumentará su producción en diciembre

La alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, confirmó  que en diciembre incrementará su bombeo en 400.000 barriles diarios (bd) de petróleo diarios, en línea con el plan vigente que se acordó en julio pasado.

Así lo señalaron los ministros de los trece miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y de otros diez productores independientes en una declaración conjunta tras concluir su teleconferencia mensual.

Se confirma «la decisión de ajustar al alza la producción conjunta» en 400.000 bd para diciembre», señala el texto del documento, donde también se convoca la próxima reunión para el 2 de diciembre.

La  OPEP+ aumentará su producción en diciembre

La alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, confirmó  que en diciembre incrementará su bombeo en 400.000 barriles diarios (bd) de petróleo diarios, en línea con el plan vigente que se acordó en julio pasado.

Así lo señalaron los ministros de los trece miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y de otros diez productores independientes en una declaración conjunta tras concluir su teleconferencia mensual.

Se confirma «la decisión de ajustar al alza la producción conjunta» en 400.000 bd para diciembre», señala el texto del documento, donde también se convoca la próxima reunión para el 2 de diciembre.

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Escalada inflacionaria: petroleras adelantan para diciembre un aumento del 15% en salarios que estaba previsto para 2022

Si bien estaba acordado de palabra entre los principales dirigentes sindicales petroleros y las empresas productoras y de servicios, las cámaras que nuclean a las empresas del sector accedieron a adelantar para el 1° de diciembre un aumento del 15% que estaba previsto para el primer trimestre de 2022.

El entendimiento, que se suscribió ayer en un acta firmada por los representantes de los sindicatos de las provincias petroleras y la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Especiales (CEOPE), se da en el marco de una escalada inflacionaria que registró en septiembre una aceleración de 3,5% (interanual de 52,5%) y trepó a 37% en lo que va del año.

Lo acordado preveía que la nueva recomposición se concretaría recién en los primeros meses de 2022, pero la escalada inflacionaria que está registrando el país empujó a las productoras a adelantarlo para diciembre.

La paritaria petrolera debería reabrirse, según lo estipulado, el 1º de abril de 2022, pero en la industria advierten que, casi con seguridad, la negociación se adelantará para fines del primer bimestre del año por la delicada situación macroeconómica del país, con una inflación creciente que se mantendrá en niveles altos, según coinciden la mayoría de los analistas.

El acta

Firmaron el acta el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa; el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut y el sindicato petrolero de la provincia de Santa Cruz. Además, el sindicato del personal jerárquico de la Patagonia Austral; los jerárquicos de Neuquén, Río Negro y La Pampa; y los gremios profesionales y jerárquicos de Salta, Jujuy y Formosa y los químicos de Cuyo y La Rioja.

El acta firmada resalta que “atento al complejo panorama de actualidad económica y social, las partes han decidido adelantar excepcionalmente al mes de diciembre de 2021 el pago de la primera etapa del acuerdo correspondiente al período 1° de junio de 2021 y 31 de mayo de 2022, equivalente a un 15%”. El acta incluye que el pago de la cuota se realizará “siempre que las entidades sindicales mantengan la paz social”.

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Neuquén renueva a Medanito la principal área de la cuenca

La medida se oficializó a través del decreto 1904/2021 de la provincia. Luego de cinco postergaciones, la provincia de Neuquén le aprobó a la firma Medanito la concesión de explotación sobre el área Aguada del Chivato – Aguada Bocarey de la Cuenca Neuquina por 10 años más. La firma deberá pagar más de 7,8 millones de dólares a Neuquén. El decreto firmado por el gobernador Omar Gutiérrez y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, ratifica el Acta Acuerdo de Prórroga que habían rubricado con la petrolera en junio de este año, cuando  la concesión venció. La compañía […]

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YPF entregará fondos para el gasoducto de Vaca Muerta

Pablo González, presidente de YPF, anunció que el año que viene la petrolera de bandera invertirá 3.500 millones de dólares en la obra. Fue en el marco de una reunión en Neuquén con el gobernador Omar Gutiérrez. González, confirmó que la petrolera aportará fondos para construir el gasoducto Néstor Kirchner, una obra clave para detonar el potencial exportador de Vaca Muerta. Pablo Gonzalez, anticipo después de reunirse en Neuquén con el gobernador Gutiérrez: “Estamos armando un plan de inversión para el año que viene, que va a ser muy ambicioso y que va a llegar a más de 3.500 millones […]

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Neuquén: El gobierno provincial y OTASA ya mantienen reuniones para la concreción de la vía chilena para el crudo de Vaca Muerta

El oleoducto hacia el vecino país podría estar operativo a finales del año entrante para evitar un cuello de botella en la provincia argentina. El gobierno provincial tiene reuniones con los administradores del Oleoducto Trasandino, (OTASA), para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde Vaca Muerta. Así lo divulgó el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro. Además confirmó que esta empresa espera tener en funcionamiento este caño estratégico para Neuquén a fines del 2022. Esta puesta a punto evitaría un cuello de botella para la creciente producción de petróleo no convencional en los bloques de Vaca Muerta.

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Cupo de nafta para turistas extranjeros: sólo pueden cargar 15 litros en Puerto Iguazú y tienen un surtidor exclusivo

Ocurre luego de que las petroleras limitaran la entrega. Hay una fuerte demanda porque en Argentina el combustible es más barato que en Brasil y Paraguay. Los paraguayos y brasileños que crucen a Puerto Iguazú ya no podrán llenar sus tanques en las estaciones de servicio de esa ciudad. Debido a la limitada entrega de las petroleras, el municipio y las expendedoras acordaron que los vehículos con patente extranjera sólo podrán cargar quince litros. Además, se ratificó la exigencia de contar con un surtidor exclusivo para atender la demanda de los turistas que arriben de los países vecinos. La medida […]

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A 83 dólares: El Precio del petróleo, con el Brent como protagonista sube

Además el crudo West Texas Intermediate (WTI), que opera en el mercado de futuros de Nueva York (Nymex), avanzó ayer 1,19% y se vendía a US $81,82 el barril en los contratos con entrega en diciembre. Lo mismo ocurre con el petróleo Brent del Mar del Norte, que lo hace en el mercado electrónico de Londres (ICE), se encarece 1,49% y el barril se comercializaba a US $83,21 pero en los contratos para enero, según Bloomberg. La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) divulgó que sus crudos cerraron el miércoles  a US $81,58 el barril, contra a los U$S […]

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Destacan que los gasoductos virtuales serían la mejor opción para Misiones

Se transporta el gas licuado o comprimido (GNL o GNC) en camiones, barcos o trenes y luego se destina a la industria para abaratar costos y mejorar competencia; o en los barrios que tengan red domiciliaria, como el caso de Itaembé Guazú, en Posadas. Mientras el Gobierno nacional sigue anunciando nuevas obras y ampliaciones de gasoductos, Misiones se mantiene como la única provincia del país que no cuenta con ningún metro de redes. Las otras tres del NEA: Corrientes, Chaco y Formosa, tienen algunos municipios con gasoductos. Ante este panorama y la cada vez más lejana posibilidad de que esta […]

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Petroleras se reunieron para analizar la ley de promoción de inversiones

Las firmas que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) se juntaron por primera vez para unificar criterios sobre el proyecto. Aseguran que hay consenso sobre las principales preocupaciones. Las principales petroleras del país se reunieron la semana pasada para analizar y unificar criterios -o al menos intentarlo- sobre el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que oficializó el gobierno nacional en septiembre. Se trata del primer encuentro que realizan las empresas para discutir los puntos que generaron ruido en todo el sector. La reunión fue confirmada por fuentes que participaron del encuentro en estricto […]

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Los países nórdicos y cómo llevaron a cabo la transición energética

Argentina acaba de aprobar el Plan de Transición Energética para llegar a 2030 con fuentes de energía renovables y sostenibles, que ayudan al medioambiente. Los modelos nórdicos marcan, sin dudas, el camino a seguir en estas cuestiones. Hace ya un tiempo se convirtieron en ejemplos de transición verde y economía circular para superar los principales desa­fíos que plantean las grandes urbes, que, según la ONU, producen el 75% de las emisiones de carbono y el 80% del gasto energético global. “Suecia se convertirá en la primera nación de los países con Estado de bienes­tar libre de fósiles”, dijeron el premier […]

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La compañía petrolera San Antonio Internacional abonará el sueldo a sus empleados en 2 cuotas

Lo comunicó el departamento de RRHH de la firma quien manifestó que por problemas financieros, debido a la crisis que vive el sector, el salario de todos el personal se abonará en dos tramos. Será de la siguiente manera: un 70% en los próximos días y el 30% restante entre el 15 y el 20 de noviembre. Esta acción puso en vilo al sector petrolero y a la Cámara, porque esta medida impacta fuertemente en dos provincias: Chubut y Santa Cruz, teniendo en cuenta que ambas comparten la actividad y en este caso SAI involucra a casi 1.800 personas en […]

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Daniel Scioli: “Brasil volvió a ser el primer socio comercial argentino”

El embajador argentino en Brasil, habló tras la llegada de Axel Kicillof y la reunión que mantuvieron con más de 70 empresarios El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, subrayó hoy las “buenas perspectivas” del intercambio comercial entre ambos países y estimó que los ingresos por exportaciones a ese destino serán de US $12.000 millones durante este año. “Brasil volvió a ser el primer socio comercial argentino; esto se fue consolidando y hay buenas perspectivas por delante”, destacó el diplomático en diálogo con Radio 10 y El Destape Radio. Asimismo, Scioli estimó que durante este año ingresarán al país más […]

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Jorge Sapag pidió la exclusión del artículo 90° del proyecto de Ley de Hidrocarburos porque afirma que relativiza la competencia de las Provincias

Jorge Sapag, ex gobernador de la provincia de Neuquén entre 2007 y 2015 y actual consultor, cuestionó el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que fue presentado por el gobierno a mediados de agosto. “Esta Ley no debería introducir la discusión sobre el reparto de competencias entre la Nación, las provincias y los municipios.», aseguró. A raíz de ello, Sapag sugirió a los legisladores de las comisiones de Energía del Congreso que “pidan la exclusión del artículo 90° del texto o su discusión y una redacción totalmente nueva, donde quede claro cuáles son las funciones de autoridad de aplicación de la provincia y en qué aspectos es autoridad la Secretaría de Energía”, durante la conferencia virtual organizada por los Colegios de Abogados e Ingenieros de Neuquén.

El artículo 90° del proyecto que Alberto Fernández presentó en agosto indica que la aplicación de la Ley compete a la Secretaría de Energía respecto de los permisos de exploración, las concesiones de explotación y las concesiones de transporte y almacenamiento subterráneo en las áreas hidrocarburíferas en el ámbito de su competencia.

Jorge Sapag

Sobre este punto, el consultor manifestó que “se deberá aclarar si con eso se refieren a los territorios donde a la Nación le compete ser autoridad de aplicación, porque nada dice acerca de las provincias. Si es un error de redacción deberían corregirlo rápidamente porque si el proyecto se convierte en Ley, se interpreta que la Secretaría de Energía queda como autoridad de aplicación de todas las concesiones en los aspectos técnicos, de seguridad y ambiental”.

Jorge Sapag explicó que, de acuerdo con la reglamentación vigente, las normas que dicta el Congreso no pueden limitar la jurisdicción ni la competencia de las provincias y en este sentido, Neuquén tiene derecho a dictar normas complementarias sobre la cuestión medioambiental o incluso una ley de hidrocarburos provincial.

“El proyecto no se discutió con la provincia, pero exige nuestra adhesión. Y detrás del telón de la promoción terminamos resignando facultades no delegadas”, expresó el hijo de Elías Sapag, uno de los fundadores del Movimiento Popular Neuquino. Luego añadió que “hay que redactar las leyes con lealtad federal, sin abusar del derecho de las potestades”.

Mientras la iniciativa no arroja ninguna certeza respecto del apoyo del cristinismo en el Congreso y oscila entre los vaivenes de los heterogéneos intereses de las petroleras, el ex-gobernador de la provincia que alberga el mayor desarrollo de Vaca Muerta, asumió una postura crítica: “Una ley de inversiones tiene que acelerar las inversiones y dar tranquilidad en lugar de mezclar todos los temas. Tenemos 20 empresas que se comprometieron a invertir US$200.000 millones en 41 concesiones no convencionales y el proyecto debería enfocarse en esto”, concluyó Sapag.

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Air-e afina detalles de su subasta de renovables de hasta 500 MW: Se esperan ganadores para enero próximo

Air-e (ex Electricaribe) publicó una Adenda (ver) que, principalmente, modifica el cronograma de su subasta a largo plazo de energías renovables que espera adjudicar por lo menos 848 GWh/año (10% de la comercialización total de la energía), es decir, entre 300 a 500 MW eólicos y/o solares fotovoltaicos.

De acuerdo a la adenda, los comentarios del sector privado acerca de la convocatoria serán acogidos hasta el 9 de noviembre. 10 días después, el 19 de ese mes, se publicarían los términos definitivos. Las ofertas se recibirían el 10 de diciembre y las adjudicaciones se realizarían durante enero del 2022.

Bayron Triana, Gerente Desarrollo y Mercado Mayorista de Energía de Air-e, cuenta a Energía Estratégica que el volumen de energía a adjudicar “va a depender mucho de la competitividad que ofrezcan las empresas con sus proyectos”.

El directivo explica que muchas de las pautas de la subasta se definirán en estos días, una vez recogidos todos los comentarios del sector privado. Además, previo a la adjudicación, la idea de la empresa es negociar condiciones específicas de acuerdo a cada adjudicatario.

Uno de los aspectos tiene que ver con el plazo de firma de contratos de venta de energía (PPA, por sus siglas en inglés). En principio se establece a 15 años, pero se podrían extender a 20 años “si el precio del proyecto lo amerita”, advierte Triana.

La fecha de suministro de los proyectos adjudicatarios es una cuestión que se definirá en estos días. Se está evaluando que sea en enero del 2023 o del 2024. Los contratos que se firmen serán del tipo financiero, es decir que los adjudicatarios deberán horrar sus contratos de energía no necesariamente con la central de energías renovables que se adjudique en el proceso.

No obstante, los términos por el momento definidos en la subasta indican que la “fecha de puesta en operación (deberá ser) a más tardar 12 meses luego de la fecha de inicio de suministro”. Para participar, los emprendimientos deberán estar en condición Fase 2, de acuerdo al criterio de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Ante la pregunta si es que existe un máximo de potencia determinado para los proyectos que se presenten a la convocatoria, Triana responde: “Por el momento no hay límite de tamaño en la participación”.

Analiza: “Si ocasionalmente se presentara un proyecto eólico por 300 MW y el costo por MWh es el más bajo por la economía de escala, y estamos conformes con las garantías que nos presenten y la certeza de la entrada en operaciones del proyecto, podríamos adjudicarlo a uno sólo”. “Va a depender mucho de las ofertas que seguramente tengamos”, remata.

Por otra parte, el gerente de Air-e anticipa que se podrían establecer ventajas para los proyectos que se ubiquen en el área de influencia de la empresa: Atlántico, Magdalena y La Guajira, “por lo que significa la tracción de inversiones en la región”. “En el caso de que hubiera empate respecto a características técnicas y en precio, sí primarían los proyectos de la región”, adelanta.

En cuanto a expectativas por la participación de las empresas, Triana destaca: “Estamos muy tranquilos y confiados en que van a participar muchas          empresas, y grandes que quieren entrar al país o que lo han hecho con algunos proyectos en la subasta del Gobierno. Les interesa la convocatoria que hemos logrado realizar, que concede flexibilidad en la entrega de energía, en el producto, en los plazos y las garantías. Una oportunidad para las empresas”.

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Elbia Gannoum: “ABEEólica trabaja en una licitación de energía eólica offshore para el próximo año”

Brasil avanza en la transición energética y ya analiza posibilidades para llevar a cabo proyectos eólicos offshore. “Tendremos la regulación en diciembre y ABEEólica trabaja para tener una licitación en el próximo año”. 

Así lo aseguró Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), en una entrevista exclusiva durante la COP26 con Energía Estratégica, único medio del sector con alcance latinoamericano con presencia en el evento de Glasgow, Escocia.

Y agregó que siempre se desempeñan con licitaciones competitivas, que hay por cada fuente de energía y, por ende, “existe una específica para para aerogeneradores por fuera de las costas del país”. 

¿Por qué? Gannoum reconoció que “actualmente hay 46 GW de proyectos offshore en desarrollo en Brasil y eso representa cerca de un tercio de la capacidad instalada total, ya que tenemos aproximadamente 170 GW”. 

Cabe recordar que según los datos que aporta ABEEólica, la potencia eólica instalada en territorio brasileño alcanza los 19 GW en 726 plantas de dicha índole, además de otros 4 GW de proyectos en construcción. Por lo que se espera que se alcancen los 20 GW de capacidad operativa para fin de año. 

La energía eólica juega un papel importante para garantizar el suministro en medio de la crisis hídrica del país provocada por una sequía histórica. E incluso grandes empresas multinacionales ya informaron que seguirán apostando por las renovables en Brasil, a tal punto que, a mediados de septiembre, Shell anunció Shell anunció desarrollos por 5GW hasta 2025 bajo una inversión  de USD 577 millones.

Por otra parte, la especialista manifestó que hay un verdadero interés por parte del gobierno de Brasil debido a que se visualiza la instalación de estaciones de hidrógeno y producción de dicho vector energético en las centrales renovables marinas. 

Países de la región se alían para impulsar el hidrógeno verde en Latinoamérica

Y ante la pregunta sobre los precios de la energía eólica offshore, Elbia Gannoum no dudó y afirmó que “ya es muy competitivo”. Esto se debe a que, según explicó, posee un precio de USD 70 por MWh, y si bien está lejos de los USD 30 x MWh de la onshore, sí es comparable con el valor del gas natural, el cual ronda aproximadamente los USD 80 x MWh. 

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Se adjudicaron 9 de los 13 terrenos de la Reserva Eólica Taltal: Las empresas ganadoras que montarán 2,8 GW

AES Gener, EDF en Chile, Enel Green Power, Statkraft y Grenergy Renovables Pacific Limitada y Grupo Ibereólica fueron las empresas que adjudicaron 9 de los 13 inmuebles que se estaban licitando dentro de la Reserva de Taltal, por un total de 16.937 hectáreas.

Según el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile, rector de la subasta, estas compañías se comprometieron a instalar en conjunto 2.779,6 MW de energías renovables no convencionales, más precisamente 1.746,6 MW de energía eólica y 1.034 MW de energía solar.

Además, los proyectos consideran unos 480 MW de capacidad de almacenamiento, lo que se complementa perfectamente con estas fuentes de energía limpia variables, ya que le otorgan estabilidad para el sistema.

La empresa que más hectáreas adjudicó fue Ibereólica. Se quedó con el terreno más extenso: 3.759,89 hectáreas, correspondiente al «Lote B» Reserva Eólica Taltal 2, que ofertó bajo el nombre Parque Eólico Antofagasta.

Además, adjudicó el «Lote A» Reserva Eólica Taltal 1, haciéndose de otras 1.486,67 hectáreas.

Grenergy Renovables fue otra de las grandes ganadoras, ya que se adjudicó tres inmuebles, equivalentes a 3.599,88 hectáreas.

Se trata del «Lote G» Reserva Eólica Taltal 1, de 1.749,54 hectáreas; del «Lote D» Reserva Eólica Taltal 1, por 1.097,65 hectáreas; y del «Lote E» Reserva Eólica Taltal 1, de 752,69 hectáreas.

Por su parte, Enel Green Power se quedó con el «Lote I» Reserva Eólica Taltal 1, de 2.772,11 hectáreas.

La noruega Statkraft, bajo el nombre Empresa Eléctrica Pilmaiquén, se hizo del «Lote C» Reserva Eólica Taltal 2, por 2.609,98 hectáreas.

Asimismo, EFD Chile, se adjudicó el «Lote C» Reserva Eólica Taltal 1, que comprende 1.310,87 hectáreas.

Finalmente, la firma Energía Eólica Pampas, que responde a AES Gener, se quedó con el «Lote B» Reserva Eólica Taltal 1, que se conforma por 1.215,62 hectáreas.

Según el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile, “los proyectos adjudicados comprometieron una inversión superior a los US$ 3.100 millones e ingresos fiscales por UF 621.365 al año”.

“Considerando los 40 años de duración de las concesiones otorgadas, en total se trata de más de UF 24.850.000 que ingresarán al fisco a lo largo de este periodo. Cabe destacar que el 65% de estos recursos se transfieren al Gobierno Regional, para apoyar el desarrollo de proyecto locales”, resaltan desde la cartera.

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Expertos debatieron sobre el presente de la industria eólica argentina y su estrategia a futuro

En uno de los paneles del último evento organizado por la Cámara Eólica Argentina (CEA) panel, Gastón Guarino, Director GRI Calviño Towers Argentina S.A; Diego Coatz, Director Ejecutivo y Economista jefe de la UIA, y Claudio Domínguez, Administración de Gestión y Servicios Eólicos, bajo la moderación de Laura Mafud, conversaron sobre los desafíos actuales de la cadena de valor, el rol de Argentina en la industria eólica en materia de exportación y las diferentes actividades que forman parte del círculo virtuoso de la industria eólica.

Acerca de los desafíos, Guarino comentó que en el 2018 y 2019 se logró un desarrollo sostenido de la industria pero que, con la baja transitoria del mercado local en el último tiempo, el principal desafío actualmente es el de utilizar las capacidades instaladas que tienen las industrias para mantener en actividad los centros fabriles, lo que se ha estado logrando gracias a la exportación.

“Ya hay distintas empresas que han podido exportar componentes específicos; y la regionalización puede llegar a dar una sustentabilidad a este proceso exportador que estamos llevando adelante desde el sector”, explicó.

Por su parte, Coatz agregó que en los próximos 20 años habrá una revolución de la producción energética en donde las energías renovables serán las protagonistas. Los desafíos principales consistirán en generar políticas de estado entendiendo estos cambios y favoreciendo la transición energética, propiciar condiciones financieras para que haya inversión en el país y consolidar lo que ya se generó a nivel industria.

“Argentina tiene que ser un actor en materia energética y tiene que tener una estrategia productiva de largo plazo que apuntale el crecimiento en la industria de energía eólica”, resumió.

Domínguez sumó a los desafíos la importancia de capacitar y desarrollar conocimiento especializado para generar empleo dentro de la industria: “Creemos que la industria eólica va a crecer mucho y que hay capital humano para el desarrollo y generación de empleo en el país”.

Exportación e interacción de la energía eólica con otras industrias

Ahondando en la cuestión de la exportación Guarino explicó: “Nos vimos obligados como industria a poder transitar este bache en el mercado intralocal a través de la exportación”. Agregó que la industria en Argentina todavía era muy joven cuando comenzaron a exportar y que, teniendo en cuenta la rigurosidad y exigencias del sector a nivel global, lograron cumplir con los requisitos necesarios y estuvieron a la altura de las circunstancias.

Aunque en un principio se comenzó a exportar como método de subsistencia y para mantener la capacidad instalada, ahora el desafío es consolidarse buscando las condiciones de competitividad para que esta actividad siga desarrollándose.

“Es necesario exportar”, resaltó Diego Coatz. “Tenemos las condiciones objetivas para hacerlo, pero se necesita previsibilidad macro, precios relativos predecibles y condiciones de financiamiento internacional”. Además, agregó a los desafíos de la exportación la importancia de la colaboración dentro del sector energético entre energías renovables y no renovables.

Al hablar del tema de la interacción con otras industrias Guarino comentó el increíble valor de la energía eólica al lograr mitigar la huella de carbono de distintos productos.

“La industria eólica puede generar una reparación y volver otros productos mucho más competitivos como la carne o los combustibles fósiles”, explicó. “La industria automotriz sabemos que va a ir hacia la electrificación y la energía renovable va a ser necesaria para complementar este cambio. Estas tres son industrias exportadoras y tradicionales en Argentina”.

Huella de Carbono y Transición Energética

Continuando con la cuestión de complementariedad entre la energía eólica y otras industrias, en el último panel de la fecha, moderado por Santiago Spaltro, expusieron representantes de diversas empresas que no están estrictamente relacionadas a la industria eólica pero que están migrando hacia una matriz energética verde, además de un investigador experto en desarrollo económico.

Los especialistas invitados fueron Brenda Bianquet, Gerente de asuntos corporativos de L’oreal; José Luis De la Cruz Meixueiro, Gerente Global de Energía Renovable del Grupo Bimbo; José Founrouge, Director Global de Medioambiente en Ternium y Sergio Drucaroff, Investigador asociado en Desarrollo Económico de CIPPEC.

José Luis De la Cruz Meixueiro detalló el plan de sustentabilidad del Grupo Bimbo y el rol principal que tiene la transición energética dentro de la mitigación de su huella de carbono. Explicó que desde el 2012 están cambiando su enfoque hacia uno más sostenible, haciendo que el 100% de consumo eléctrico de sus plantas provenga de renovables. Pero además agregó que este cambio les trajo tantos beneficios que en 2018 el grupo se comprometió a operar con energía renovable en todas sus sedes para el 2025.

“Tenemos paneles solares en todas nuestras plantas y para complementar compramos energía renovable a largo plazo en Argentina en un contrato con Genneia para poder suministrarnos energía a través de parques eólicos”, explicó. “Es rentable y bueno para el planeta”.

Brenda Bianquet comentó que en L’oreal trabajan hace diez años en mejorar su huella ecológica y que tienen como objetivo que el 100% de sus instalaciones sean neutrales en carbono utilizando energía verde para abastecerse.

“Todos los objetivos que se trazaron en el 2030 se basaron en la ciencia y los estudios de calentamiento global”, comentó. “En Argentina para empezar hicimos una disminución del uso eléctrico, iluminación natural de 8%, contratamos energía eólica y redujimos las tensiones del transporte de mercadería cambiando por uno eléctrico”.

Por su parte, José Founrouge, destacó que Ternium, al hacer principalmente aceros, ya forma parte de la cadena de valor de la energía eólica y otras renovables. Trabajan desde hace años en definir sus objetivos de sustentabilidad, donde se prioriza la descarbonización, a través de la reducción para el 2030 de un 20% de sus emisiones específicas de CO2 y la compra en Argentina de un 80% de energía renovable eólica para abastecer sus instalaciones.

“Estamos trabajando codo a codo con la Dirección de Transición Energética que se creó en el seno de la organización Techint para abordar este desafío de la manera más competitiva posible”, comentó y agregó que ”se generó desde un lugar de responsabilidad social y en contemplación de los objetivos del Acuerdo de París”.

Finalmente Sergio Drucaroff destacó que los testimonios de los representantes de los diferentes grupos empresarios demuestran que los lugares desde los cuales se está promoviendo la mayor sustentabilidad son del sector privado. Sin dejar de mencionar el rol del sector público que es el facilitador de los marcos regulatorios para posibilitar el desarrollo de las empresas sostenibles.

Para concluir destacó el rol de los consumidores, quienes reclaman que las empresas tengan una rama de sustentabilidad fuerte a la hora de producir. “Los consumidores cada vez más se fijan en cómo se hacen los productos y esto impulsa muchas veces el cambio en las empresas”, explicó.

En el conjunto de estos paneles se pudo apreciar tanto la importancia de tener una cadena de valor funcional para la realización de proyectos eólicos como la de la energía eólica como parte de la cadena de valor en la producción de otros bienes esenciales de la vida cotidiana con el fin máximo de descarbonizar las industrias y vivir en un planeta más sustentable y productivo.

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Ministro Jobet y Bill Gates promueven la importancia de la innovación en energías limpias

Durante la actividad, organizada por Mission Innovation, las autoridades coincidieron en la importancia de la colaboración público-privada para acelerar la innovación y ampliar las nuevas tecnologías, como el hidrógeno verde.  Bill Gates, que en junio participó en el evento de energías limpias e innovación más importante del año (CEM12MI6) y que fue organizado por Chile, señaló que “si queremos solucionar la crisis climática, la innovación y nuevas tecnologías en energías limpias tienen que ser el eje central”.

Por su parte, el ministro Jobet enfatizó en la importancia de adoptar una visión global de la crisis climática: “Sólo combinando los esfuerzos de los gobiernos y del sector privado en todo el mundo podremos lograr la enorme escala de transformación necesaria para mitigar los peores efectos del cambio climático”.

El Titular de Energía agregó además que “como co-líder de la Misión Hidrógeno Limpio, Chile ha visto de primera mano el valor de dicha colaboración a través de la asociación de Mission Innovation con Breakthrough Energy”.

Mission Innovation es una plataforma clave para lograr la Breakthrough Agenda, anunciada por los líderes mundiales el 02 de noviembre en la COP26. A través de las Misiones, los gobiernos y el sector privado trabajarán juntos para desarrollar y probar tecnologías limpias en múltiples sectores.

El objetivo es utilizar las inversiones en investigación, desarrollo y demostración de los gobiernos y el talento de las empresas para hacer que las soluciones de energía limpia sean más asequibles, accesibles y atractivas que sus alternativas para 2030. Se prevé que Mission Innovation inviertan al menos 250.000 millones de dólares esta década en innovación en energías limpias.

Jeffrey Sachs, profesor de la Universidad de Columbia

Continuando con su agenda en la COP26, el ministro Juan Carlos Jobet participó en el panel sobre “el papel de la financiación verde para cumplir los objetivos del Acuerdo de París y cumplir los Objetivos de desarrollo sostenible”, instancia en la que compartió con Jeffre Sachs, profesor de la Universidad de Columbia y experto en la materia. El académico enfatizó y reiteró en la importancia de hablar sobre tres tipos de financiamiento para abordar la crisis climática: “Uno para la transformación energética, otro para la adaptación y resiliencia y un tercero para responder a las pérdidas y daños que provocan los desastres naturales”.

Jobet, por su parte, fue categórico: “Sin financiación no se va a cambiar el cambio climático. Hay dinero, pero el reto es cómo dirigimos esos recursos para los proyectos adecuados, en el lugar adecuado con la tecnología adecuada”.

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Costa Rica superará por séptimo año consecutivo el 98% de generación con renovables

Debido a que noviembre y diciembre suelen ser húmedos, es probable que este año también cierre con datos positivos para las metas de generación renovable.

La hidroeléctrica sigue siendo la principal fuente, con un aporte de 73,39%, seguida por la geotermia con 13,84% y eólica con 12,12%, mientras que la biomasa y solar acumulan 0,63%.

Según los datos suministrados por el Instituto Costarricense de Electricidad, en 2015 el país basó el 98,99% de su consumo energético proveniente de energías limpias; en el 2016 el 98,21%; en el 2017 el 99,67%; en el 2018 el 98,60%; en el 2019 el 99,15% y en el 2020 el 99,79%.

El presidente de la República de Costa Rica, Carlos Alvarado, comentó: “estos resultados son el mejor ejemplo del legado ambiental ampliamente reconocido, que nuestro país ha construido por décadas; de cara a la COP26 en Glasgow, queremos compartir con el mundo entero que sí es posible consolidar un modelo energético basado en fuentes renovables, así como también será posible alcanzar una economía descarbonizada para el año 2050″.

Costa Rica es miembro de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) desde 2020, siendo el primer país de Centroamérica que lo consigue y cuarto de América Latina.

Según el Índice de Competitividad Internacional 2021 (ICI), publicado recientemente por el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), Costa Rica se colocó como el país con la matriz eléctrica de mayor aporte renovable entre “las 43 economías más importantes del mundo para generar, atraer y retener talento e inversión”.

Fuente: Con información de Revista Summa