Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2021

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El reclamo argentino por Malvinas se oculta a los inversores por parte de las Petroleras

Las dos petroleras en la mira del gobierno argentino, y que podrían ser sancionadas por violar las leyes de este país, aún no informaron oficialmente a sus inversores ni a las autoridades regulatorias en los mercados en los que se ofrecen y transan sus acciones sobre esta posibilidad, que podría derivar en fuertes multas y prisión para sus directivos. Ni Harbour Energy Plc. ni Navitas Petroleum LP emitieron comunicaciones al respecto. Tiempo contactó a ambas empresas para conocer su opinión sobre el conflicto, pero declinaron hablar. El 7 de julio, el secretario de Malvinas, Daniel Filmus, anunció el inicio de […]

La entrada El reclamo argentino por Malvinas se oculta a los inversores por parte de las Petroleras se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Rafael Guenchenen: “Desde que asumió Pablo González, estamos peor que con la gestión anterior”

El secretario adjunto del gremio dijo “El año pasado, tras duras negociaciones, el compañero Claudio Vidal logró un importante acuerdo de inversiones para Santa Cruz, que hoy se está desconociendo. Pablo Gonzalez está frenando la subida de perforaciones y el desarrollo productivo de nuestra provincia”. Iniciaron una medida de fuerza en los equipos de torre de la operadora estatal, tras la desafectación de equipos en  la zona de Los Perales, que se suman a los que todavía no fueron puestos en marcha tras el anuncio del Presidente de YPF de reactivar la actividad en Santa Cruz, algo que nunca se […]

La entrada Rafael Guenchenen: “Desde que asumió Pablo González, estamos peor que con la gestión anterior” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Aumenta 5% el GNC en agosto

Se vuelve a subir el Gas Natural Comprimido (GNC) que utilizan los autos, entre $ 2 a $ 3 por metro cúbico. Es debido a una revisión trimestral de los contratos que firmaron las estaciones con las comercializadoras, lo que llevará el gas vehicular a rondar los $ 40 por metro cúbico -m3- en algunas bocas de expendio de la Ciudad de Buenos Aires.A diferencia de los combustibles líquidos (nafta y gasoil), que tendrán los precios congelados hasta fin de año, el GNC tiene un “mercado libre”. El precio que pagan por el gas equivaldrá desde agosto a un 14% […]

La entrada Aumenta 5% el GNC en agosto se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Río Colorado y el potasio buscan inversores para su usufructo

El Sindicato Jerárquico y Profesional de Gas y Petróleo de Cuyo, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Cuyo y el Bloque de Empresas, recibieron a autoridades de la compañía estatal PRC SA, que gestiona la mina de sal de potasio en Malargüe. Santiago Fernández, gerente operativo de la firma, les comentó que actualmente están en búsqueda de un inversor para la extracción mineral y que tienen proyectado utilizar la amplia infraestructura disponible que dejó Vale para la instalación de un parque de servicios petroleros. Ahora, las pymes y los gremios vieron con buenos ojos la propuesta, ya que […]

La entrada Río Colorado y el potasio buscan inversores para su usufructo se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Groenlandia le huye al petróleo para enriquecerse

La enorme isla dependiente de Dinamarca pero autónoma en su política económica decidieron suspender la exploración de hidrocarburos y uranio. Dinamarca decide la política exterior, de defensa y seguridad de Groenlandia, y provee un subsidio anual que representa dos tercios de la economía. Independizarse será ahora más difícil para los habitantes de la helada y enorme isla ártica. Pero tendrán la conciencia más tranquila. Desde aquel recóndito lugar afirmaron que es un “paso natural” porque las autoridades del país del Ártico “se toman en serio la crisis del clima”. Groenlandia sufre mucho el cambio climático, lo que se evidencia en […]

La entrada Groenlandia le huye al petróleo para enriquecerse se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Puma Energy presentó su equipo para el Rally Dakar 2022

Puma Energy, empresa líder en el mercado global de la energía, dio a conocer el plantel regional que participará del próximo Rally Dakar 2022, una de las competiciones deportivas más exigentes a nivel internacional. La plantilla estará conformada por Juan Manuel “Pato” Silva, exitoso piloto argentino, y Andrea Lafarja, reconocida corredora paraguaya. Ambos disputarán la 44° edición de esta tradicional carrera, que se desarrollará del 2 al 14 de enero del 2022 en Arabia Saudita con formato reducido y sin cruce de fronteras. El evento formal de presentación de los conductores y el equipo, que se denomina Puma Energy Rally […]

La entrada Puma Energy presentó su equipo para el Rally Dakar 2022 se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Biocombustibles: ganadores y perdedores de la nueva Ley aprobada en el Congreso

El Senado convirtió en Ley el nuevo régimen de promoción para la industria de biocombustibles. En la sesión del jueves pasado, el proyecto obtuvo 43 votos a favor y 19 en contra. El nuevo régimen será hasta 2030 con la posibilidad de extenderlo por cinco años más. Si bien falta la reglamentación, la nueva norma remplazará a la Ley 26.093 de 2006 que impulsó el entonces presidente Néstor Kirchner y que formalmente todavía está en vigencia hasta el 27 de agosto. El nuevo régimen que regula el mercado interno conformado por 55 empresas de bioetanol y biodiesel dejó ganadores y perdedores.

Ganadores

Los principales ganadores son los ingenios del NOA que producen bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, que es el único biocombustible que no reducirá su actual 12% de mezcla con las naftas. Ese porcentaje se dividirá 6% para el bioetanol de caña y 6% para el producido a base de maíz, que podrá reducirse a un 3%, según el criterio de la Secretaría de Energía. La Ley estima que la mezcla de la caña de azúcar nunca se reduzca por debajo del 6%. Los ingenios ganadores son Ledesma (familia Blaquier), Tabacal (Seaboard Corporation) y La Florida (grupo Los Balcanes), y otros más chicos como ingenio Leales (del grupo Budeger, controlante del ingenio La Esperanza), Bio Atar (grupo Luque), Santa Rosa y La Trinidad, entre otros. En este caso, legisladores del Frente de Todos y de Juntos por el Cambio de Tucumán, Salta y Jujuy votaron a favor de la Ley.También resultaron ganadores las empresas pymes de biodiesel (producido a base de aceite de soja y de maíz) pero que cuentan con más de una planta para abastecer el mercado interno. La Ley define que las plantas que acceden a los beneficios del régimen no pueden producir más de 50.000 toneladas de biodiesel por año. El primer borrador del proyecto impedía que una misma persona o grupo tenga más de una planta. Pero el texto que se terminó aprobando habilita que un mismo grupo o persona cuente con más de una planta bajo el régimen de promoción. En particular, los beneficiados son el Grupo Bojanich, que cuenta con seis plantas (Biobahía, Biobin, Bio Ramallo, Biobal Energy, Bio Corba y Refinar Bio). Juan Carlos Bojanich, el empresario al frente del grupo que concentra el 25% de las ventas de biodiesel reguladas por la Secretaría de Energía, apoyó desde el inicio al proyecto impulsado por el Frente de Todos. Además, se benefició el grupo santafesino Essential Energy Holding, que tiene cuatro plantas: Rosario Bioenergy, Bionogoyá, Establecimiento Albardón y Héctor Bolzán y Cia.También salieron ganadores las compañías petroleras y las provincias donde se encuentran los yacimientos de crudo y gas. El porcentaje de mezcla obligatoria de los biocombustibles con las naftas y el gasoil no aumentará. Las provincias petroleras como Neuquén aportaron votos para que el proyecto de apruebe.

Perdedores

Distintas cámaras empresarias y referentes de la industria consultados por Econojournal coincidieron en que el sector quedará -al menos- sin poder crecer, ya que la expectativa luego de 15 años de regulación era que se incremente la participación del biodiesel en cada litro de gasoil que se vende en los surtidores del país.Entre los perdedores de la nueva norma se encuentran las empresas productoras de biodiesel (aceite de soja) porque se redujo de 10% a 5% el corte de la mezcla con el gasoil.Además, ante la suba del precio de la materia prima o escasez de los productos, la Ley habilita a que la Secretaría de Energía reduzca el corte de mezcla del bioetanol de maíz de 6% a 3%. En este caso, las empresas que se perjudicarían son: Bioetanol Río Cuarto (BIO4), Acá Bio, Promaiz, Diaser y Maíz Energía. Políticamente, las provincias perdedoras con la nueva Ley son Córdoba, gobernada por Juan Schiaretti y donde se produce biodiesel y el 70% del bioetanol de maíz del país, y Santa Fe, a cargo Omar Perotti.Las grandes cerealeras como General Deheza, Bunge o Cargill seguirán sin poder participar en el mercado interno, aunque concentran gran parte de la producción del aceite de soja. Con el nacimiento de este sector industrial estas compañías instalaron grandes plantas con capacidad para producir mucho más que el tope de 50.000 toneladas anuales de biodiesel que impone la ley. De todos modos, encontraron mercado exportando grandes cantidades a Europa y Estados Unidos (en 2017 las grandes cerealeras llegaron a exportar por US$ 1.600 millones), aunque en los últimos años estos envíos se frenaron por denuncias de dumping y barreras arancelarias.La Liga Bioenergética, que agrupa a provincias productoras como Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos, Tucumán, Jujuy, Salta y Santiago del Estero, tuvo un duro golpe luego de la aprobación de la Ley en el Congreso. Durante los últimos años elaboró un proyecto de ley propio que se proponía -en líneas generales- incrementar a 15% el corte del bioetanol y hasta 27% en 10 años el biodiesel. La unidad con la que funcionaba prácticamente se rompió con la aceleración que impuso el Frente de Todos para aprobar el proyecto en julio.  

La entrada Biocombustibles: ganadores y perdedores de la nueva Ley aprobada en el Congreso se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

EE.UU: el Congreso define qué tecnologías de generación recibirán créditos e incentivos en los próximos 10 años

El Partido Demócrata impulsa una medida para incentivar a las empresas eléctricas a que generen o vendan más energía proveniente de fuentes limpias o menos contaminantes. La propuesta será incluida en la ley de Presupuesto Federal que el gobierno espera aprobar a través de un mecanismo legislativo por el que solo necesitará contar con los votos demócratas.

Los senadores demócratas acordaron en principio incluir un Estándar de Electricidad Limpia (CES, por sus siglas en inglés) como parte de un paquete presupuestario de 3.500 millones de dólares.El estándar de electricidad limpia esta dentro del acuerdo presupuestario. CES es la piedra angular de la transformación práctica y progresiva hacia un futuro con energía limpia”, anunció Tina Smith, una de las senadoras detrás de la redacción de esa propuesta.

El gobierno federal empuja inversiones en infraestructura y energía a través de dos leyes, una ley de infraestructura consensuada con el Partido Republicano y la ley presupuestaria federal. Esta última —que cuenta con el respaldo de Joe Biden— podría ser votada a través de un proceso legislativo conocido como ‘reconciliación’ y que solo requiere de una mayoría simple para ser aprobada. En el Senado alcanzaría con los votos de los 50 demócratas más el voto desempate de la vicepresidenta Kamala Harris.

Negociaciones

Los detalles exactos del estándar continúan en negociación pero la senadora Smith dejo algunas definiciones sobre el texto que espera consensuar. En declaraciones a The Hill, Smith consideró que el enfoque debe ser tecnológicamente neutral para incluir no solo a la energía eólica, solar y geotérmica, sino también la energía nuclear y a los combustibles fósiles acompañados por captura de carbono.

El objetivo detrás de ese enfoque es alinear a los senadores demócratas con mayores reparos sobre la medida. “Les dije que estaba preocupado por parte del lenguaje que he visto y que se aleja de los combustibles fósiles”, declaró el senador Joe Manchin. “Dije: ‘Usted aleja a nuestro país de los fósiles, y no habrá otro país que realice la investigación y el desarrollo que arreglarán las emisiones que provienen de los fósiles en este momento’. Ellos saben dónde estoy parado, y nosotros nos sentaremos y trabajaremos en ello”, dijo Manchin.

La senadora también destacó que el estándar es el resultado de “una estrategia basada en el presupuesto en lugar de una estrategia basada en la regulación”. Bajo un enfoque regulatorio tradicional las empresas son obligadas a llegar a cierto umbral de generación limpia o baja en carbono. En cambio, en el modelo de presupuesto se pagaría (premiaría) o se multaría a las empresas de distribución y de generación según su capacidad para sumar una cantidad determinada de energía renovable cada año.

Estándar eléctrico limpio

El concepto de “Clean Energy Standar” o estándar de energía limpia (CES) consiste en requerir que cierto porcentaje de las ventas minoristas de electricidad provengan de fuentes que no emitan o que emitan poco. Smith dijo que le gustaría ver un requisito de electricidad de origen renovable del 80% para el 2030.

El CES es similar al “estándar de porfolio renovable” (RPS) existente en muchos estados de Estados Unidos. La diferencia es que los RPS suelen fijar un porcentaje voluntario u obligatorio de venta de energía proveniente de fuentes renovables. En el caso del estándar de electricidad limpia bajo negociación se busca ampliar el espectro tecnológico para incluir a otras fuentes como la energía nuclear, la hidroeléctrica o la generación con combustibles fósiles acompañada de captura de carbono.

Otra diferencia central es que en lugar de exigir a las empresas que generen o vendan una cierta cantidad de electricidad a partir de ciertas fuentes (como hacen muchos estados en la actualidad con las renovables), el nuevo estándar federal proporcionaría créditos directos a las empresas de servicios eléctricos para producir electricidad limpia o baja en carbono y multaría a aquellos que no logren mantener el ritmo de las reducciones de carbono. Funcionaría como un esquema para incentivar financieramente el despliegue de más energías renovables y de captura de carbono.

Jesse Jenkins, profesor de la Universidad de Princeton y experto en sistemas energéticos, destacó que la propuesta de la senadora Smith traspasa el costo de la transición energética a la base impositiva federal. “A diferencia de un CES regulatorio, que pone los costos en los contribuyentes, este CES basado en inversiones hace que el gobierno federal, a través de impuestos a las corporaciones y los ricos, pague la cuenta. Eso hace que esto sea más progresivo/justo que un CES convencional”, remarcó Jenkins.

Transición energética

La iniciativa es parte de los planes del gobierno federal para descarbonizar la matriz energética de Estados Unidos. El presidente Joe Biden respaldó una ley de infraestructura acordada con el Partido Republicano por 1.2 billones de dólares en infraestructura de transporte, de agua, de banda ancha universal y de energía, entre otras áreas. Por ejemplo, en materia de energía serán destinados 73.000 millones para inversiones en transmisión eléctrica.

Biden se comprometió a reducir las emisiones de Estados Unidos entre un 50% y un 52% con respecto a los niveles de 2005 para 2030. Según Jenkins es poco probable que Estados Unidos logre esos objetivos a menos que aproximadamente el 80% de su generación de electricidad provenga de fuentes de cero carbono para fines de la década.

La entrada EE.UU: el Congreso define qué tecnologías de generación recibirán créditos e incentivos en los próximos 10 años se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Ecuador diseña licitaciones internacionales de energías renovables con atractivos para inversores

El Plan Maestro de Electricidad indica que, en esta década que comienza, la nueva generación proveniente de proyectos hidroeléctricos, renovables no convencionales y ciclo combinado representará al menos 4749 MW. 

De aquel total, en los próximos tres años 728 MW corresponderían a emprendimientos de ERNC. Ahora bien, el Bloque de 200 MW a lanzarse este año se ampliará a unos 500 MW, según adelantó Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable, en exclusiva para Energía Estratégica. Con lo cual, Ecuador podría superar los 1000 MW renovables en operación en el año 2024. 

Sobre este tema se pronunció Enith Carrión, asesora del viceministro de Electricidad y Energía Renovable del Ecuador, durante el Expo Energías Renovables Ecuador 2021:

“Todos estos proyectos requieren de una inversión. A nivel de generación y transmisión son más de 7000 millones de dólares los que necesitamos. Por lo que nos vemos abocados a llamar a licitaciones internacionales y como política de gobierno llamar a la inversión privada”. 

Proyectos ya licitados como el Aromo (200 MW solares), Villonaco 2 y 3 (110 MW eólicos), Huascachaca (50 MW eólico) y un bloque de minihidro adicional de hasta 84 MW, serían los primeros en interconectarse durante el año 2023.

Los que los seguirán, con COD estimado para el 2024, son proyectos resultantes de los próximos Procesos Públicos de Selección (PPS) por Bloque Hidro de hasta 50 MW (84 MW hidro totales) y Bloque de ERNC (200 MW -> ampliable a 500 MW).

Según precisó Enith Carrión, la participación de empresas privadas en el sector eléctrico cuenta con un amplio respaldo en el marco normativo legal local. Desde la Constitución de la República del Ecuador (Art. 316 y Art. 339) hasta la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica (Art. 25, Art 29 y Art 52) están forjadas las bases.

No es menor indicar que la certidumbre jurídica se vio garantizada en estos últimos años, inclusive ante el cambio del gobierno federal. Las nuevas autoridades supieron honrar los contratos de PPS previos y continuaron en la misma línea con nuevas convocatorias abiertas e internacionales. 

«Se sigue mejorando y perfeccionando el marco legal. Ahora estamos trabajando en la actualización del reglamento LOSPEE para tratar de viabilizar y dar un mejor escenario de estabilidad y seguridad jurídica a estos proyectos a través de la inversión privada”

“Estamos trabajando en los conceptos de bancabilidad de los procesos. Es necesario que nuestros contratos obedezcan a aspectos de bancabilidad como tener prioridad en el despacho, tarifa fija por kWh, riesgo cambiario nulo, seguridad de que no existan cambios de ley o impositivos que varíen flujos financieros, que se especifique los casos de fuerza mayor, que la resolución de disputas puedan llevarse a través de mediaciones locales e internacionales, que existan compensaciones por terminación, que tengan derechos de los acreedores garantizados, un fideicomiso que permita garantizar los pagos y finalmente mitigar los riesgos de interconexión con un red robusta”, detalló Enith Carrión.

Comunicado oficial

Como parte de esta gestión, el Bloque de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que busca desarrollar pequeñas centrales hidroeléctricas, proyectos fotovoltaicos, eólicos y de biomasa en varias provincias del país, fue actualizado de 200 MW a 500 MW de potencia.

“Para la licitación y construcción de los proyectos considerados en este bloque se busca captar inversión privada por alrededor de USD 300 millones de dólares. La ejecución de esta infraestructura eléctrica, permitirá contar con una oferta adicional de energía renovable para el abastecimiento de la demanda eléctrica del país”, aseguró el Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, Juan Carlos Bermeo Calderón, en el marco de la Expo Virtual Energías Renovables.

Durante su intervención, el Ministro además, informó el avance de los procesos públicos de selección para la puesta en marcha de proyectos como: Fotovoltaico El Aromo, en la provincia de Manabí, los eólicos Villonaco II y III, en Loja y La Microred de Energías Renovables Conolophus de 14, 8 MW en Galápagos. “Estas obras reducirán sustancialmente las emisiones de CO2 al ambiente y serán financiados al 100% con capital privado”, explicó la autoridad.

También anunció que han sido recibidos los estudios actualizados del Proyecto Hidroeléctrico Santiago, que en su primera etapa tendrá una potencia instalada de 2 4000 MW.

En el marco de la Expo Energías Renovables, también participó el Viceministro de Electricidad, Gabriel Arguello, donde presentó una ponencia virtual sobre Generación Distribuida. Declaró que el país trabaja para la transición energética, dejando a un lado las energías convencionales, para implementar energías limpias.

“La topografía en Ecuador le confiere un elevado potencial en energías renovables como la fotovoltaica y eólica. Actualmente, existe un cambio de paradigma hacia un “Prosumidor” que es un consumidor capaz de producir su propia energía eléctrica” indicó.

El Gobierno del Encuentro a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, trabaja para fomentar el uso de energías limpias en la generación y transmisión eléctrica, como un recurso indispensable para impulsar la reactivación económica nacional.

 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Entrevista: El secretario de energía Toso reveló su plan para generación distribuida en La Pampa

La Pampa hace poco más de un mes atrás aprobó los procedimientos y condiciones para la implementación del régimen de promoción a la generación distribuida de energía eléctrica mediante la resolución Resolución 29/2021. 

Matías Toso, secretario de Energía y Minería de la provincia, brindó una entrevista exclusiva sobre este avance energético en torno a la alternativa renovable. 

¿Qué implica esta situación que se ha dado?

El programa buscó armonizarse con el Régimen de Generación Distribuida Nacional, respetando las particularidades locales del sistema de distribución eléctrica público y cooperativo. 

Desde ese aspecto, implica la posibilidad de unión de todos los sectores, del trabajo mancomunado, de una participación activa de los U/G en el camino hacia una provincia que genere energía eléctrica de manera sustentable y segura, aportando al desarrollo del país. 

¿Qué diferencias existen con respecto a la Ley Nacional N° 27.424?

Una de ellas es la figura del Usuario Generador Colectivo. Que aquellos usuarios/as puedan asociarse para tener un equipo que beneficie a todas las personas que forman parte de él. 

También se prevé la posibilidad de que un usuario tenga un equipo instalado en un sitio diferente de donde posee su punto de consumo (su medidor).

La otra posibilidad interesante es la cesión de créditos, la cual consiste en que un usuario que genera energía para su autoconsumo y el eventual excedente genere un crédito que puede ser cedido a otro usuario del mismo ámbito de concesión. 

Entendemos que el generador colectivo se adapta mucho a la realidad geográfica que tiene la provincia de La Pampa, donde hay localidades que no tienen muchos edificios pero sí terrenos disponibles, de manera tal que se permite aprovechar estos espacios donde haya redes para poder conectarlos.

¿En qué trabajan a partir de ahora? 

Tenemos pedidos de usuarios/as generadores que se están tramitando. Además, trabajamos en acuerdos y programas para proveer y facilitar herramientas de crédito para adquirir los equipos, la barrera más grande de este tipo de operatorias.

Se trata que las cooperativas distribuidoras trabajen con la venta y colocación de algunos sistemas de GD. Y también con empresas proveedoras de servicios energéticos, PyMEs pampeanas ya en el rubro, intentando poder ampliar el rubro a usuarios residenciales urbanos. 

¿Estiman algún número potencial de usuarios/as generadores y de potencia a instalar?

No podemos precisar un número potencial de usuarios-generadores, ni tampoco hay un escenario de la potencia a instalar, pero es interesante destacar la buena recepción del programa.

Aquellos que ya poseen equipos de generación desde antes que el Régimen estuviese vigente podrán registrarse para comercializar el excedente y, a partir de ahí, tendremos mayor información de cuántos equipos hay, en qué concesiones y, en función de eso, planificar el crecimiento del sistema.

¿Y cuáles son las expectativas a futuro?

Por un lado, iniciar el camino hacia una provincia generadora de energía eléctrica en diferentes escalas, virar el eje en el perfil de la provincia, aunque también implica una manera diferente de vernos, de percibirnos como integrantes de un sistema. 

Para el Plan Estratégico de Energía de la provincia de La Pampa, la gestión de la demanda es un eje fundamental, y entendemos que este tipo de programas nos acerca a los ciudadanos y ciudadanas para promover un consumo racional y eficiente de la energía.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Advierten demoras en la certificación de proyectos de Generación Distribuida en Colombia

En febrero del 2018 se habilitó la Generación Distribuida en todo el territorio colombiano por medio de la Resolución CREG 030/2018, que permite la autogeneración a través de fuentes de energías renovables de usuarios particulares residenciales, industriales y comerciales.

Desde entonces, el Gobierno ha lanzado líneas de promoción para este tipo de generación in situ. La medida más importante fue hacer más expedita la aplicación de los incentivos para proyectos de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía renovables (FNCE), alcanzados en la Ley 1715.

Se trata de deducción de renta, exclusión de IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada para emprendimientos renovables, y exención de IVA y descuento y deducción de aranceles para aquellos que correspondan a Gestión Eficiente de Energía (GEE).

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés González, Gerente de Ventas de Eneco, resalta que todas estas medidas están dinamizando con fuerza el mercado de la Generación Distribuida, a pesar de las adversidades que ha habido este 2021, tanto por la pandemia como por los contratiempos que han ocasionado las manifestaciones sociales.

Sin embargo, el ejecutivo advierte que los tiempos de aprobación de los proyectos no están avanzando al ritmo que promete la Ley. “Se están respetando cada vez más pero todavía hay demoras que impactan en nuestros emprendimientos”, indica.

A saber, la Resolución CREG 030/2018 señala que para proyectos de potencia instalada menor o igual a 0,1 MW, el operador de red tendrá 5 días hábiles contados a partir del día siguiente al de recibo de la solicitud en la página web para emitir concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión.

“Luego de la verificación de parámetros y efectuadas las pruebas pertinentes, el OR dispondrá de 2 días hábiles para efectuar la conexión”, indica la normativa.

Para los proyectos de potencia instalada mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, el operador de red tendrá 7 días hábiles contados para emitir concepto sobre la viabilidad de la conexión y 5 días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del resultado de viabilidad técnica.

Pero González explica que los procesos suelen tardar en surtirse entre uno a dos meses. “Hemos tenido casos donde las demoras fueron mayores”, asegura.

Cuenta que estos retrasos son complejos para las empresas que tienen a sus emprendimientos en alto grado de ejecución, con desembolsos de inversión terminados que requieren avanzar.

Eneco actualmente está ejecutando proyectos por 250 kW y empezarán a montar otros por 300 kW próximamente.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Centro Mario Molina estudia costos, proyectos piloto y demanda del H2 verde en Chile

“La cuestión del hidrógeno debe verse desde un punto de vista sistémico y no es posible que sólo se analice una parte de la cadena, sino que se necesita analizar toda la cadena de valor del hidrógeno”, así la exposición de Marco Jano Ito, líder de proyecto en el Centro Mario Molina, durante un webinar.

El especialista hizo hincapié en el progreso del mencionado vector energético en México, país donde en varias oportunidades se ha mencionado el potencial para su desarrollo y producción, ya sea a partir de gas natural como así también de fuentes renovables. 

Incluso señaló el hecho que desde el Centro Mario Molina se encuentran trabajando en un proyecto “que cuenta con el apoyo del gobierno británico”, el cual plantea evaluar el potencial de mitigación y costos del hidrógeno en el país. “También estamos trabajando en diseñar rutas críticas para implementar proyectos pilotos”, agregó.

“En los próximos años, por ejemplo a 2030, esperamos ver una mayor cantidad de proyectos piloto, porque en muchos casos las tecnologías en la generación eléctrica ya están desarrolladas”, apuntó. 

Al respecto explicó que “hasta ahora se han identificado diferentes sectores en los que se puede utilizar este compuesto”. Y puso en ejemplo tres casos puntuales: 

“Para la producción de amoníaco estimamos una demanda aproximada de 77.500 toneladas anuales de hidrógeno. Ya en el caso de la refinación sería de 180.000 toneladas anuales de H2; mientras que en la siderurgia, hemos estimado que la demanda es de 175.000 t por año”. 

También sostuvo que “existen otros potenciales, como por ejemplo el almacenamiento, en domos salinos o en yacimientos agotados de petróleo y gas, y en México contamos con esta infraestructura, que es una alternativa”. 

“Además, hay oportunidades en otros sectores, como en el minero donde la energía eólica o solar pueden utilizarse para la generación de hidrógeno y sustituir el uso de combustibles fósiles en vehículos que se usan en minas”, continuó.  

Sin embargo, resaltó la necesidad de establecer una ruta clara y con objetivos para el desarrollo y adopción del hidrógeno, aunque aclaró que no sólo a un sector en particular, sino a todos aquellos que puedan utilizarlo, además de “apoyar la creación de demanda a partir de políticas que le den valor económico a este vector energético”. 

“También es necesario reducir los riesgos a la inversión. Es importante que el gobierno apoye a la iniciativa privada para que se genere una mayor inversión, considerando la complejidad de la cadena de suministro del hidrógeno”. 

Y opinó que un punto “destacable” es el apoyo a la investigación y desarrollo de proyectos demostrativos: “Los gobiernos juegan un papel fundamental para el establecimiento de una agenda de investigación clara”. 

“Por lo que es clave revisar la regulación, eliminar la regulación innecesaria, establecer estándares comunes que aseguren el buen funcionamiento de la cadena de suministro”, manifestó. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Gobierno de Transición deja 15 proyectos renovables con US$ 1,300 millones de inversión en Perú

Durante la conferencia “Transferencia con transparencia”, explicó que todos estos proyectos cuentan con concesión definitiva y se estima que entren en fase de operación comercial entre los años 2022 y 2024, dotando de energía limpia y de calidad al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en beneficio de millones de peruanos.

Entre los proyectos mencionados destacan la central eólica Punta Lomitas, en Ica, con una inversión que supera los US$ 323 millones, que representa una potencia instalada de 260 MW; así como la central solar fotovoltaica Continua Misti, ubicada en Arequipa, con una inversión de más de US$ 210 millones, y una potencia instalada de 300 MW, entre otras iniciativas de envergadura.

“Las energías renovables, como la eólica y la solar, están abaratando sus costos en el mundo y eso es importante porque en el Perú tenemos proyectos importantes. El Gobierno de Transición, por ejemplo, logró poner en operación comercial, en mayo del 2021, las centrales eólicas Huambos y Duna, en Cajamarca, con una inversión de US$ 64.20 millones, incorporando 36,7 MW de potencia instalada al SEIN”, precisó el titular del sector.

Electrificación rural

En el ámbito de la electrificación rural, el ministro remarcó que actualmente el Minem impulsa 9 proyectos de centrales con sistemas fotovoltaicos en las regiones de Loreto, Ucayali y Amazonas. Dos de ellos se encuentran en proceso de licitación, y los otros 7 serán licitados entre agosto y setiembre de este año. “La población beneficiada supera los 52,000 ciudadanos, con una inversión total de más de S/ 270 millones”, detalló.

Asimismo, esta gestión deja encaminado el Segundo Programa Masivo con Sistemas Fotovoltaicos, en beneficio de 107 mil viviendas rurales en zonas de difícil acceso (en las 24 regiones del país), que no cuentan con servicio eléctrico y que, por su localización, son potencialmente susceptibles de ser electrificadas con paneles solares.

“Cuando concluyan todos estos proyectos que impulsamos, y que el próximo gobierno seguramente continuará, vamos a poder pasar del 83.7% al 90% de coeficiente de electrificación rural”, señaló.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Generadoras de Chile y un análisis sobre la electrificación en sectores transporte, industria y comercial

El miércoles de la semana pasada se llevó a cabo el conversatorio virtual “Transición en Electrificación”, realizado por el Chile California Council. Allí, Nicolás Westenenk, director de Medio Ambiente y Cambio Climático de Generadoras de Chile, especificó cuáles eran los desafíos que debía transitar el país para alcanzar la tan mentada Carbono Neutralidad hacia el año 2050.

Uno de los ejes principales, detalló el experto, es “electrificar el consumo” tanto del transporte terrestre, como de la minería, el sector industrial y el inmobiliario. El objetivo será pasar del 24% de la electrificación actual al 54% en los próximos 30 años; es decir, casi duplicarlo.

Los sectores que deberán realizar los esfuerzos más grandes son, en primer lugar, el del transporte terrestre, que deberá pasar del actual 2% al 61% hacia finales del 2050.

Según Westenenk el objetivo es alcanzable: de a poco la electromovilidad va ganando terreno en Chile y, con ella, la planificación de la red de recarga a lo largo de todo el país. El hidrógeno también jugará un rol importante.

En segundo lugar, el sector inmobiliario deberá transitar una transformación, sobre todo en lo vinculado a la calefacción, en reemplazo del consumo actual de la leña.

Fuente: Generadoras de Chile

“Vamos bien encaminados”

Para el director de Medio Ambiente y Cambio Climático de Generadoras de Chile el objetivo de la Carbono Neutralidad será un hecho si se continúan dando las mismas señales de mercado de estos últimos años. “Vamos bien encaminados”, consideró.

“En el sector generación estamos con más de 20 mil millones de dólares de inversión en construcción de energías, principalmente renovables”, destacó. Repasó que, a mayo de este año, se registraban 6.355 MW en obras, de los cuales el 46% es solar, el 31% es eólico y el 14% es hidroeléctrico.

Además, Westenenk señaló que el 100% del ingreso de los proyectos en calificación ambiental en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) son renovables (61% solares y 39% eólicos), los cuales representan un volumen de energía de más de 12.000 MW que se traducen en inversiones por 12.300 millones de dólares.

“Chile sigue siendo un enorme reactivo para inversiones en energías renovables a nivel mundial, por lo tanto, podemos esperar que esto vaya creciendo aún más y podamos tener una matriz más renovable”, resaltó el directivo.

A este escenario se le suma el retiro de centrales a carbón, donde ya han compromisos que indican que al año 2024 dejarán de operar 2.500 MW de los 5.000 MW operativos.

“Nuestras proyecciones indican que, con la mayor penetración de energías renovables, y la salida de centrales a carbón, vamos a tener cada vez menos emisiones en el sector eléctrico”, enfatizó Westenenk.

Fuente: Generadoras de Chile

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Energe duplica las ventas de sus calentadores solares en Argentina

Con más de 14 años de trayectoria como fabricantes en el rubro solar, Energe refuerza su apuesta por el mercado argentino y continúa presentando nuevos productos para el crecimiento de la industria nacional. 

Uno de sus más recientes lanzamientos consiste en un calentador solar para la climatización y ventilación de ambientes que este año ya está duplicando sus ventas. 

“El crecimiento que ha tenido este producto este año nos sorprendió. Hemos multiplicado por dos las instalaciones alrededor del país y se van sumando cada vez más segmentos del mercado”, indicó Leonardo Scollo, gerente comercial de Energe.

El referente de la empresa comentó a Energía Estratégica que están instalando estos sistemas tanto para usuarios residenciales como comerciales debido a las facilidades de diseño y modulares con las que cuentan estos sistemas. Mientras que en casas se puede aplicar una unidad pequeña en vertical, en supermercados pueden localizar unos 20 mt2 de paneles en horizontal en los techos.  

Este producto puede lograr hasta un 40% de ahorro anual en calefacción. Dependiendo los mt2 de paneles se coloquen, se podrá lograr determinada calefacción en el lugar. 

“Cada 10 mt2 de superficie cubierta debes instalar unos 2mt2 de paneles para lograr un 40% de ahorro anual en calefacción. Pero si quisieras sólo ventilar el espacio serían esos mismos 2mt2 de paneles para 40 mt2 de superficie”, detalló Leonardo Scollo.

Este tipo de solución solar no sería competidor de electrodomésticos como aires acondicionados. Puntualmente, estos paneles de Energe se tratan de productos complementarios que llevan a disminuir el consumo de energía eléctrica para los fines de calefacción y ventilación, libre de monóxido de carbono en distintos segmentos del mercado. 

“Vimos la posibilidad de utilizar esta tecnología de calentamiento de aire para climatizar y ventilar viviendas u oficinas. Este 2021, particularmente con la vuelta a la actividad en el ámbito académico, ampliamos nuestra oferta al nicho de instituciones educativas”, señaló el gerente comercial de Energe.

En el primer semestre del año, por ejemplo, Energe instaló un  sistema de calefacción solar en un instituto terciario en La Pampa y recientemente uno más para la escuela Aguaribay, en Maipú (Mendoza). Puede ver el video del sistema instalado acá.

<
>

Esta solución de climatización y ventilación de ambientes ya se encuentra disponible en las cuatro sucursales de Energe -de Buenos Aires, Córdoba, Mar del Plata y Mendoza-, en cinco franquicias -de San Juan, La Pampa, Posadas, San Rafael y Quilmes-, en negocios de distribuidores alrededor del país y el marketplace online de la empresa: https://energe.com.ar/comprar/ 

“En el año 2022, estimamos que venderemos unas 400 unidades de este producto desde nuestros distintos puntos de venta”, pronosticó Leonardo Scollo, gerente comercial de Energe.

¿Cómo funciona el calentador solar de Energe?

1- El captador ubicado en el techo o pared bajo la incidencia del sol toma el aire exterior.

2- En su interior, recorre un filtro que eleva su temperatura.

3- Cuando se indica al sensor que debe calentar el espacio, se impulsa el aire caliente con un forzador hacia el interior de la vivienda

4- Ingresa al ambiente por un pequeño difusor de 20mm de diámetro, sin ocupar espacio ni presentar riesgos por contacto.

5- Elimina infiltraciones de aire frío durante el funcionamiento (porque mantiene la vivienda con presión positiva de aire)

6- Mantiene el espacio climatizado, ventilado y seguro, libre de microorganismos y/o CO. Contribuyendo a la salud de los ocupantes de la sala.

Mira el video del funcionamiento en el siguiente link

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Enel adquirió 3,2 GW de proyectos fotovoltaicos y solares con almacenamiento en EE.UU

Los 24 proyectos en fase de desarrollo, que incluyen 450 MW de capacidad de almacenamiento, están ubicados en el Atlántico Medio, el Medio Oeste y el Oeste de Estados Unidos y está previsto que entren en funcionamiento comercial a partir de 2023.

«Mientras el impulso de las energías limpias sigue creciendo en Estados Unidos, estamos acelerando nuestros propios planes de crecimiento añadiendo esta importante cartera de proyectos solares a nuestra cartera de desarrollo a medio plazo», destaca Georgios Papadimitriou, presidente y consejero delegado de Enel Green Power North America.

«Al entrar en nuevos mercados en el Atlántico Medio y el Oeste, Enel Green Power integrará nuestro exitoso enfoque de desarrollo centrado en la comunidad, que nos ha permitido convertirnos en uno de los líderes de la energía renovable en Estados Unidos durante las últimas dos décadas. Estos proyectos desempeñarán un papel clave en nuestros esfuerzos por ayudar a los estados a alcanzar sus objetivos de energía limpia, estimular la creación de empleo y satisfacer la creciente demanda corporativa de energías renovables.»

Los 24 proyectos adquiridos por Enel Green Power están situados en Nueva Jersey, Pensilvania, Delaware, Virginia Occidental, Missouri y Colorado.

Varios de los proyectos solares del Atlántico Medio incluidos en la transacción contarán con un sistema de almacenamiento en batería para captar flujos de valor adicionales y añadir resistencia a la red eléctrica en la transición del país hacia la energía limpia.

Enel Green Power es líder en proyectos híbridos de energías renovables + almacenamiento, con cinco plantas de este tipo actualmente en construcción en Texas, que forman parte de los 2,3 GW de capacidad eólica y solar y de los cerca de 600 MW de almacenamiento en baterías que Enel Green Power está construyendo en todo Estados Unidos.

Los proyectos fueron iniciados y el trabajo de desarrollo fue realizado por Dakota Renewable Energy, una empresa conjunta entre las filiales de Dakota Power Partners y Eolian.

«Estamos muy contentos de trabajar con Enel Green Power North America en el crecimiento de su cartera de energía renovable en los Estados Unidos», dijo Jay Schoenberger, cofundador y director de Dakota.

«Bajo la administración de Enel Green Power, esta extraordinaria cartera de parques solares producirá energía rentable de cero emisiones, creará puestos de trabajo y proporcionará importantes beneficios económicos a las comunidades que albergan estas importantes inversiones.»

Enel Green Power North America es uno de los principales promotores, propietarios a largo plazo y operadores de plantas de energía renovable en Norteamérica, con presencia en 14 estados de EE.UU. y una provincia canadiense. La compañía opera 58 plantas con una capacidad gestionada de más de 6,6 GW alimentadas por energía renovable eólica, geotérmica y solar.

Acerca de Dakota Power Partners

Dirigida por veteranos de la industria energética, Dakota Power Partners trabaja en estrecha colaboración con las comunidades locales, los propietarios de tierras, los clientes comerciales e industriales y las empresas de servicios públicos para desarrollar proyectos de energía limpia a gran escala.

Nuestros proyectos producen energía limpia de bajo coste, benefician a las comunidades anfitrionas y crean puestos de trabajo estadounidenses del siglo XXI.

El equipo de Dakota Power Partners ha participado en el desarrollo de más de 3.300 megavatios de proyectos eólicos y solares en funcionamiento y en construcción en todo Estados Unidos, lo que representa una inversión de capital total en las comunidades rurales de más de 4.100 millones de dólares. Para más información sobre Dakota Power Partners, visite dakotapp.com.

Acerca de Eolian

Eolian (anteriormente MAP RE/ES) es una empresa de cartera de Global Infrastructure Partners (GIP) y ha sido un inversor innovador en proyectos de energía renovable desde 2005, financiando directamente el desarrollo de más de 19 GW de capacidad eólica, solar y de almacenamiento de energía que está actualmente en funcionamiento o en construcción en todo Estados Unidos. https://www.eolianenergy.com

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Un nuevo estudio de correlación matemática permite pronosticar la producción de los pozos de Vaca Muerta

La consultora FDC Argentina, dedicada a la ingeniería de reservorios y estudios del subsuelo, realizó un pronóstico de producción sobre los resultados esperados del pozo que Pampa Energía comenzará a perforar en Sierra Chata, en la cuenca Neuquina. El pronóstico de producción se realizó sobre este pozo en particular, ya que será el primero que se va a perforar en esa área, ubicada en el corazón de la zona gasífera de Argentina. Se trata un bloque de gran dimensión que fue prolífico en gas en formaciones convencionales, por lo que existe amplia expectativa acerca de lo que pueda brindar en Vaca Muerta.

Lo disruptivo de este pronóstico reside en la novedosa correlación matemática utilizada por los especialistas de FDC. «Correlacionamos los parámetros de la roca (subsuelo) y las productividades de los pozos en función de la longitud de rama lateral y número de fracturas a fin de poder pronosticar el comportamiento que tendrá cada pozo que se perfore en las distintas ventanas de Vaca Muerta», explicó Carlos Gilardone, presidente de FDC Argentina.

La nueva solución desarrollada por FDC Argentina permite pronosticar, en función de la ubicación del pozo (la coordenada), el tipo de fluido a producir y el pronóstico de producción de largo plazo de gas o petróleo. «Toda esta información interactiva se encuentra disponible en la Plataforma de Análisis de la Producción No Convencional que desarrollaron los ingenieros de la empresa», agregó Gilardone.

«El proyecto surgió como un desafío interno dentro del equipo de profesionales de FDC. Veremos cuando Pampa perfore el pozo si nuestros pronósticos estuvieron acertados o no. Pero el objetivo es seguir innovando en sistemas de Data Science que permitan cruzar datos y múltiples variables para brindar información sobre el comportamiento de los pozos en Vaca Muerta», concluyó Gilardone.

La entrada Un nuevo estudio de correlación matemática permite pronosticar la producción de los pozos de Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

El Senado convirtió en Ley el nuevo régimen para biocombustibles

La Cámara de Senadores aprobó el nuevo régimen de promoción para la industria de los biocombustibles, con 43 votos a favor y 19 votos en contra. El proyecto había sido tratado y aprobado en Diputados a principios de julio.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, sostuvo que “la norma apunta a brindar certidumbre y condiciones que permitan el desarrollo de una actividad diversificada y eviten la concentración en el sector”.

La ley establece en forma taxativa que las empresas productoras y/o destiladoras de hidrocarburos no podrán ser titulares ni participar de empresas dedicadas a la actividad. El objetivo declarado es el de proteger la diversidad de emprendimientos asociados al biocombustible.

La ley tendrá vigencia hasta el año 2030 y establece nuevos porcentajes de cortes para nafta y gasoil en relación con los distintos componentes que participen de su elaboración: en el caso de la nafta, pauta un mínimo obligatorio de 12% de bioetanol y una eventual reducción al 9%. Para el gasoil el corte mínimo del biodiésel será de un 5%, con una eventual reducción al 3%, mientras que para el caso de la caña de azúcar deberá contempla un mínimo de 6% de mezcla obligatoria. 

Sobre las características de esta reglamentación, el secretario de Energía, Darío Martínez, evaluó que “los niveles de corte definidos son el resultado del diálogo con los actores productivos, y tienen como objetivo sostener e incrementar la actividad, que es generadora de puestos de trabajo”.

La Secretaría de Energía queda definida como autoridad de aplicación del régimen y, además, se contempla la creación de una “Comisión de Biocombustibles” con la participación de organismos nacionales y de un “Consejo de Provincias Productoras”, dos instancias que permitirán monitorear el estado de la actividad y las necesidades de cada región del país.

En marzo de este año, ante la finalización de la primera normativa sancionada en 2006 sobre la materia, el Congreso Nacional inició el camino hacia la elaboración de un nuevo marco regulatorio que permitiera continuar con el impulso a la actividad en el interior del país. En el marco de un trabajo colectivo marcado por el diálogo, tanto con los representantes políticos de las diversas provincias que cuentan con cultivos que sirven de base a la elaboración de combustible, como con los integrantes de la cadena productiva, se logró consensuar la actual ley que encontró hoy su sanción definitiva.

En un comunicado Martínez sostuvo que “con esta ley reafirmamos la voluntad del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner en el camino de cuidar el trabajo de los argentinos y las argentinas, brindando al sector de los biocombustibles un horizonte de mediano y largo plazo para continuar su expansión, en la misma senda de la ley original”.

“Gracias al trabajo realizado junto con los legisladores y los actores del sector, nuestro país cuenta con un instrumento actualizado para asumir los desafíos de la transición energética y alentar el trabajo y la producción”, expresó el Secretario de Energía.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El proyecto presentado en la Legislatura para reducir los ingresos de regalías a una cuarta parte generó alertas en Comodoro Rivadavia

La postura de defender un derecho adquirido y las sospechas de un trasfondo político generado en Puerto Madryn para despojar de ingresos a la ciudad más importante de Chubut. Buscan perjudicar a la Capital Nacional del Petróleo proponiendo rediscutir los ingresos por regalías hidrocarburíferas. El diputado Sebastián López, investigado por pedir “100 mil lucas (dólares)” por hacer lobby a favor de un proyecto privado, fue el encargado de presentar un proyecto en la Legislatura que busca despojar a la ciudad reduciendo las regalías a una cuarta parte. Esto despertó las alarmas en la Cuenca del Golfo San Jorge, pero sobre […]

La entrada El proyecto presentado en la Legislatura para reducir los ingresos de regalías a una cuarta parte generó alertas en Comodoro Rivadavia se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Brasil: Perez Companc amplía sus negocios petroleros en el país

Los también dueños de Molinos acaban de cerrar un contrato para operar y mantener ocho campos del Polo Río Ventura, ubicado en el Estado de Bahía. Aunque la mayoría de sus negocios se centran en la alimentación, la familia Perez Companc mantiene algo de su atención en el sector de los hidrocarburos. Las dos empresas representan el mayor volumen de su facturación anual de la familia. Pero atraviesan escenarios diferentes vinculados, por un lado, a la pandemia del Covid-19, la crisis económica, la recesión y la fuerte caída del consumo; y por el otro, a una mejor realidad que vive […]

La entrada Brasil: Perez Companc amplía sus negocios petroleros en el país se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Regalías gasíferas y petroleras suben constantemente en el presente año

En el mes de mayo los ingresos por la producción hidrocarburífera crecieron bastante. A nivel interanual las regalías gasíferas subieron un 40,9% y las petroleras un 19,91%. Al ritmo de la suba del valor del petróleo y el impulso del Plan Gas.Ar, el impacto positivo en la liquidación de regalías hidrocarburíferas se vio reflejado en los primeros cinco meses del año.En igual período del 2020 se registraron, (entre abril y mayo) los peores precios en el mercado de petróleo. Pero al mirar los meses previos, cuando el colapso de almacenamiento aún no se registraba, se observa que este año los […]

La entrada Regalías gasíferas y petroleras suben constantemente en el presente año se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Uruguay alertado por búsqueda de hidrocarburos en Argentina

En un estudio se observa claramente que la zona cedida por Argentina, es adyacente a la Zona Común de Pesca Argentino-Uruguaya (ZCPAU). La búsqueda de hidrocarburos produce un gran daño a la vida en el océano y el impacto de las explosiones sonoras puede alcanzar una distancia de hasta 4000 km (entre Montevideo y Mar del Plata hay menos de 500 km) La Organización para la Conservación de Cetáceos (OCC), lanzó un alerta a través de un comunicado donde explica la grave situación que atravesará Uruguay por la búsqueda de hidrocarburos en aguas de Argentina adyacentes a la Zona Común […]

La entrada Uruguay alertado por búsqueda de hidrocarburos en Argentina se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Grupo Albanesi obtiene financiamiento por u$s 130 millones para el financiamiento de proyectos de inversión

El Grupo es uno de los principales generadores de energía y comercialización de gas natural de la Argentina, y con este dinero expandirá la planta de Ezeiza agregando 154 MW de nueva capacidad. La compañía emitió exitosamente dos bonos en el mercado de capitales local. Albanesi es un grupo empresario argentino fundado en 1929, con 90 años en el mercado local, siendo sus actividades principales la generación de energía eléctrica y la provisión de gas natural.Cuenta con una potencia instalada de más de 1500 MW a través de sus 10 centrales ubicadas en Tucumán, Santiago del Estero, Córdoba, Santa Fe, […]

La entrada Grupo Albanesi obtiene financiamiento por u$s 130 millones para el financiamiento de proyectos de inversión se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Biocombustibles es Ley: Hay preocupación en el agro.

El nuevo marco fija al etanol en 12%, pero reduce la participación del maíz. Y en biodiésel lo reduce del 10% al 5%. El proyecto anteriormente proyecto que impulsaba el Gobierno en materia de Biocombustibles ya es ley. En la madrugada del viernes el oficialismo y algunos representantes de la oposición le dieron un importante triunfo al Frente de Todos, por 43 votos afirmativos a 19 negativos. El texto que mantiene al etanol para naftas en 12%, pero que pondera a la caña de azúcar por encima del maíz, y que además reduce del 10% al 5% los cortes mínimos […]

La entrada Biocombustibles es Ley: Hay preocupación en el agro. se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Entraron en vigor los descuentos de entre el 30% y el 50% por la nueva ley de zonas frías que beneficia a más de cuatro millones de familias.

Las distintas distribuidoras de gas del país iniciaron el proceso de notificación a sus clientes de los próximos descuentos en las facturas a raíz de la ley 27.637, o la famosa “ley de zonas frías”. Camuzzi Gas Pampeana, por ejemplo, anunció que es inminente la llegada de nuevos cobros con “descuentos del 20% al 50%”, según corresponda. Esto es producto de esta ampliación generada por la normativa vigente. La ley fue impulsada por el bloque oficialista en el Congreso. El viernes 25 de junio fue aprobada en el Senado con 51 votos a favor, 12 en contra y ninguna abstención. […]

La entrada Entraron en vigor los descuentos de entre el 30% y el 50% por la nueva ley de zonas frías que beneficia a más de cuatro millones de familias. se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

300 empresas ya accedieron al gas natural en la Provincia de Córdoba

Este jueves, el gobernador Juan Schiaretti dejó habilitado el gas natural en el Establecimiento Las Chilcas Ubicado en Rayo Cortado, departamento Río Seco. “Hoy es un día especial porque estamos llegando a las 300 empresas que se conectaron a los gasoductos troncales en un lapso de 2 años, y han permitido consolidar y generar 11 mil nuevos puestos de trabajo en el interior provincial”, expresó Schiaretti. En el marco del Programa «Conectar Gas Industria», el emprendimiento dedicado a la industria agropecuaria invirtió un total de 13.117.407 de pesos, de los cuales 10 millones provinieron del préstamo otorgado por el Banco […]

La entrada 300 empresas ya accedieron al gas natural en la Provincia de Córdoba se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

YPF Luz comenzó a operar su primer complejo híbrido en Manantiales Behr

La empresa YPF Luz anunció hoy que comenzó la operación de su primer complejo híbrido de generación eléctrica, uno de los más grandes del país, desde donde se genera electricidad a partir de fuentes eólica y térmica con gas natural. Con la reciente finalización de las obras de la Central Térmica Manantiales Behr, de 58 MW de potencia instalada, se complementa así la generación eléctrica del Parque Eólico Manantiales Behr de 99 MW, en operación desde 2018. De este modo, el complejo de generación híbrida puede producir energía eólica cuando sopla el viento y con energía térmica cuando el tiempo […]

La entrada YPF Luz comenzó a operar su primer complejo híbrido en Manantiales Behr se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Mendoza: Se lanza “Activa Hidrocarburos II” plan de incentivos para la actividad del sector

La Provincia de Mendoza estableció a través de la Ley 9330 un régimen de incentivos para la actividad hidrocarburífera. De qué se trata El Plan tiene como objetivo promover el desarrollo, la reactivación y el incremento de la producción de la actividad hidrocarburífera en el ámbito de la Provincia de Mendoza. Mendoza lanza incentivos para la actividad hidrocarburífera a) Beneficiarios: Son beneficiarios de este programa las personas humanas o jurídicas que sean titulares de concesiones de explotación o de permisos de exploración y los agentes operadores de éstos, que realicen inversiones en el marco de este plan. b) Beneficios del […]

La entrada Mendoza: Se lanza “Activa Hidrocarburos II” plan de incentivos para la actividad del sector se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

OPEP vaticina niveles pre pandémico en 2022 en demanda mundial de petróleo

La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantiene su pronóstico de una fuerte recuperación de la demanda mundial de crudo también en lo que queda de este año. Luego agregó que aumentará más en 2022, parecido a lo quera previo a la pandemia, gracias al crecimiento de China e India. Esta recuperación permitirá al grupo y sus aliados aliviar aún más las restricciones al suministro impuestas en 2020. Las cifras las anunció el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén e indican que del total producido de petróleo durante mayo el 79% fue no convencional, mientras que en el […]

La entrada OPEP vaticina niveles pre pandémico en 2022 en demanda mundial de petróleo se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

México: Pemex sigue con la quema de hidrocarburos a cielo abierto

Habitantes y expertos señalan que es inaudito que en pleno Siglo XXI Petróleos Mexicanos continúe contaminando con la quema de hidrocarburos a cielo abierto, en el interior del Complejo Procesador de Gas, sabiendo que ya existen la tecnología más sofisticada sólo se tiene que invertir para poder dejar de contaminar al pueblo de México. Se sabe que Petróleos Mexicanos continúa dentro de las diez empresas que más contaminan al planeta, pero nadie hace algo para sancionar a Pemex y asi evitar que siga causando tanto daño a la sociedad, con las emisiones del dióxido de carbono a diario en el […]

La entrada México: Pemex sigue con la quema de hidrocarburos a cielo abierto se publicó primero en RunRún energético.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Planta de biogás modelo en Bahía Blanca ya comercializa al sistema y mercado spot

El proyecto consiste en una planta de producción de biogás, que transforma residuos orgánicos de industrias de la región en energía renovable y fertilizante orgánico. La capacidad máxima de generación es de 1,2 MW de potencia, de los cuales 0,72 MW se venden a través de un contrato con Cammesa a 20 años según la ronda Renovar 2 y el resto en el mercado spot y autoconsumo.

En promedio generará también unas 10 toneladas diarias de fertilizante orgánico de alto valor nutriente.

La planta de Resener recibe residuos de cereal de plantas de acopio de Bahía Blanca, cereales húmedos y barro orgánico de maltería, barros orgánicos de una papelera de la región y línea verde de frigoríficos.

Puede recibir sustratos (residuos de otras industrias) siempre que sean orgánicos, provenientes de aceites descartados de la producción de malta y biocombustibles, otros efluentes de frigoríficos,
residuos del proceso de la industria del papel, y también restos orgánicos de cualquier planta industrial de la región que pretenda –previa evaluación- enviarlos y convertirlos en energía renovable.

Para ello la planta cuenta con las aprobaciones del Organismo para el Desarrollo Sostenible (OPDS)

La energía se produce a partir de la combustión del biogás generado en un equipo electrógeno de 1.240kw de potencia y 400V de tensión. Luego se eleva la tensión a 13.200V mediante un par de
transformadores instalados a tal fin, y se inyecta en la línea de la Cooperativa Eléctrica Colonia La Merced.

Su consumo se producirá en la zona aledaña, puesto que se trata de una central pequeña
(1,2 MW, en comparación con los parques eólicos de 100Mw, demuestra que es pequeña). Sin embargo, la energía se vende directamente a Cammesa SA a través de un sistema de medición online y un contrato con ella celebrado bajo la convocatoria Renovar 2 en el año 2018.

El material orgánico ingresa a la planta luego de realizar un control de peso en la balanza propia que se encuentra en su acceso. Si es material seco, se acopia en las celdas de hormigón construidas a tal efecto hasta el momento de su procesamiento.

Si es material húmedo o mayormente líquido, va directamente a proceso ingresando en uno de los dos hidrolizadores, que son tanques de hormigón armado de 2 metros de altura y 10 metros de diámetro.

Allí permanece un tiempo recirculando mediante bombeo para el triturado de sus componentes y homogeneizado de la mezcla, cuya composición es previamente determinada en laboratorio.

Esta mezcla se bombea luego al biodigestor primario N° 1.

Estos biodigestores, primarios, también de hormigón armado, son cilíndricos, de 5 metros de altura y 21 metros de diámetro, aislados térmicamente, calefaccionados y agitados.

El líquido (que llamamos biol), va pasando al biodigestor N° 2 y luego al N° 3, y por último al biodigestor secundario, que es una pileta de 35 x 50 metros donde se produce el pulido final del líquido entregando allí virtualmente todo su potencial de biogás por biodigestión anaeróbica de los sustratos orgánicos.

El biol en gran parte se recicla y vuelve al inicio del proceso previa separación de su fracción sólida. En todo ese tiempo de permanencia del líquido en los biodigestores primarios y secundario, el biogás generado es conducido por sendas cañerías a un equipo de tratamiento para extraer su humedad y gas sulfhídrico.

Allí se lo comprime convenientemente para luego ingresar al equipo generador de energía eléctrica de 1,24 MW de potencia en 400 Volts. Luego se eleva la tensión para inyectarlo en la línea de distribución de media tensión.

La central también cuenta con una antorcha de seguridad para el caso de que frente a un exceso de producción de biogás que por alguna parada no pueda ser consumido por el generador, o para ir
enriqueciendo el biogás, éste se queme de forma segura.

Qué tipos de energía utiliza la planta?

La central utiliza tanto energía eléctrica proveniente de la misma línea sobre la que inyectará energía como la propia energía que genera. Calefacciona los biodigestores mediante serpentinas abastecidas por calor proveniente del propio generador de energía.

El sistema de calefacción de las oficinas se ejecutó a través de radiadores por los que circula agua con calor proveniente del mismo equipo. Y además la planta cuenta con la posibilidad de autoabastecerse de energía eléctrica si las condiciones económicas lo aconsejaran. Es decir que la central es totalmente autosustentable en determinadas condiciones.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Anécdotas y emociones: Carta abierta de José Ignacio Escobar tras el 18 aniversario de ACERA

Aún recuerdo cuando, por el año 2010, soñábamos con el día en que Chile tuviera 1.000MW instalados de Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Con suerte éramos 30 socios, la gran mayoría personas naturales o pymes que apostaban por estas nuevas tecnologías.

En ese entonces, gran parte del sector eléctrico se burlaba de nosotros, nos tildaban de hippies, ecologistas, y que no entendíamos un sector tan serio e importante como el eléctrico.

Nos mostraban estudios que decían que con un 5% de ERNC en el sistema tendríamos blackout e, incluso, un tradicional medio de comunicación publicó un titular que señalaba que la ley 20/25, que aspiraba a alcanzar un 20% de participación ERNC en la matriz, generaría 200.000 pobres más en Chile (sí, increíble, pero eso decía).

Pues bien, a pesar de todo, seguimos creciendo, alzando la voz, haciendo estudios serios para demostrar la factibilidad técnica y económica de más incorporación ERNC al sistema, de sus beneficios sociales y ambientales, la generación de empleo, la creación de emprendimientos y el liderazgo que podría asumir Chile en esta transición.

Nos acercamos a Ministros, Parlamentarios, ONG’s y varios Presidentes y Presidentas de la República. Fuimos a buscar apoyo al resto de mundo, de las empresas incumbentes del sector y, poco a poco, la transición fue tomando vuelo, incorporando Megas y demostrando que todo lo que habíamos soñado era posible y que, incluso, habíamos quedado cortos en las expectativas.

Hoy, al cumplir 18 años de vida, me emociona muchísimo mirar hacia atrás, el camino recorrido, las amigas y amigos que he conocido, el centenar de empresas que se han sumado a este gremio, la humildad de las compañías incumbentes en acoger e impulsar este cambio. Y veo con alegría también, cómo logramos convencer a todos aquellos incrédulos que finalmente decidieron sumarse a esta cruzada.

Pero, por sobre todo, estoy orgulloso de todos los que dejamos de mirar hacia atrás y miramos firmes y decididos hacia adelante, hacia los próximos 18-30-50 años, creyendo en un futuro 100% renovable, con gran presencia femenina, con miles de emprendedores, con respeto a las comunidades y al medio ambiente, dispuestos a trabajar para reconocer y reparar los errores que seguro cometimos -y que quizás cometeremos- y por el amor y cariño que le tenemos a nuestro planeta y a nuestro país.

Feliz Aniversario ACERA. Es un real orgullo presidir una organización como esta. Que no sólo está conformada por 150 empresas unidas por la convicción de un mejor sector, país y planeta, sino también por su gente.

En ese sentido, quiero cerrar con un especial agradecimiento al Consejo y Directorio de ACERA, que trabaja con compromiso y convicción, de forma activa y con mucha dedicación, como también a su equipo, ya que gracias a su gestión se logra materializar todo lo que somos.

Gracias a quienes confiaron en esos hippies visionarios y aquellos que se sumaron en el camino. Son todas y todos bienvenidos a seguir construyendo este camino renovable.

José Ignacio Escobar
Presidente
ACERA AG.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Hidroituango funcionará en 2022 pero la baja de precios de la energía llegaría años después

El miércoles de esta semana, el presidente de Colombia, Iván Duque, visitó la represa hidroeléctrica Ituango (Hidroitnago) para celebrar el hito de avances de obra en un 84,3%, lo que representa el mismo porcentaje en el que se encontraba en abril de 2018, momento cuando ocurrió la tragedia por el derrumbe de la desviación de un túnel que desviaba las aguas del río Cauca.

“Se ha recuperado el tiempo, se ha recuperado el trabajo y hoy tenemos una información que quisiera compartir con todos los colombianos, y es que para el mes de junio del 2022 esperamos tener la primera turbina funcionando y, de continuar exitosamente con el cronograma, tendremos la segunda hacia el mes de noviembre del 2022”, resaltó el mandatario.

En efecto, desde EPM, propietaria de la obra, aseguran que actualmente los trabajos técnicos se concentran especialmente en los frentes de obra subterráneos: casa de máquinas, las almenaras, túneles de aspiración, túnel de desviación derecho y la galería auxiliar de desviación (GAD).

Las obras superficiales o en cielo abierto como la presa y el vertedero se encuentran terminados, operativos y en constante monitoreo y mantenimiento técnico.

El mes que viene podrían empezar los trabajos de ensamblaje de la primera de las ocho turbinas, cada una de ellas con una potencia de 300 MW.

“En la zona norte de la casa de máquinas se progresa en el montaje de las unidades 1 y 2 de generación de energía, con trabajos como los empotrados en concreto y la instalación de los diferentes equipos electromecánicos. Mientras tanto, en el sitio de las unidades 3 y 4 ya se terminaron las tareas de demolición y limpieza”, confían voceros de EPM.

Según destacó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, los 2.400 MW del ingreso de Hidroituango al sistema representarán cerca del 17% de la demanda eléctrica total del país, lo que va a provocar que “haya mucha más oferta de energía en el mercado”.

Esto, aseguró, generaría “presión para que los precios disminuyan”. “Vamos a tener más energía, más competitiva, lo que se va a traducir en un precio de generación más favorable para los colombianos”, remarcó.

No obstante, para que el grueso de la capacidad de generación ingrese en operaciones habrá que esperar hasta el 2025. Según el cronograma de EPM, para fines del 2022 ingresarían las primeras dos turbinas por 600 MW; pero las seis restantes, por 1.800 MW, empezarían a funcionar gradualmente entre el 2023 y el 2025, de no mediar contingencias.

Según cálculos de EPM, en épocas de sequía, Hidroituango sustituirá energía equivalente a una planta térmica de 750 MW, con menores costos y energía limpia.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Estas son las propuestas de energías renovables y electromovilidad de los candidatos en Chile

Este domingo 18 de julio se realizarán las Elecciones Primarias Presidenciales, de cara a las generales que se celebrarán el 21 de noviembre próximo.

En efecto, allí se dirimirán las candidaturas tanto de la izquierda, donde compite Gabriel Boric (CS) y Daniel Jadue (PC), de centro derecha, representado por Sebastián Sichel (I) e Ignacio Briones (EVO), y de la derecha, con Mario Desbordes (RN) y Joaquín Lavín (UDI).

¿Cuál es la propuesta de cada candidato respecto a las renovables y la electromovilidad? Pamela Poo Cifuentes, Politóloga, Magíster en Sociología y una de las referentes del prestigiosos espacio Chile Sustentable, compartió a Energía Estratégica un reporte (ver reporte) -descargar resumen- donde se analizan las plataformas de cada uno de ellos, en la que está incluida también la de la candidata Paula Narváez (PS).

Electromovilidad

En torno a la electromovilidad, casi todos los candidatos han realizado propuestas.

En el caso Daniel Jadue, lo hace a través de la promoción individual: que la ciudadanía pueda adquirir vehículos eléctricos a través de la rebaja del IVA, como también la infraestructura necesaria para implementarla.

Gabriel Boric lo propone por medio de una pirámide invertida en donde el centro se encuentra en la promoción del uso de ciclos y las medidas para facilitar aquello, como también desarrollando la promoción del transporte público.

La candidata Paula Narváez plantea potenciar el transporte publico 100% eléctrico, como la infraestructura para ello.

Por su parte el candidato Ignacio Briones presenta la propuesta de contar con la infraestructura y el incentivo para el uso de parte de la ciudadanía de vehículos eléctricos.

Joaquín Lavín, plantea transporte urbano eléctrico en todas las regiones del país.

Sebastián Sichel e Ignacio Briones no indican medidas sobre electromovilidad en sus programas.

Empleos Verdes

En la izquierda, tanto Gabriel Boric y Paula Narváez hacen mención explícita en sus programas a la generación de empleos verdes, ambos basados en el potenciamiento de las energías renovables. No existe mención específica sobre los empleos verdes en el caso de Daniel Jadue.

Dentro del espectro de candidatos de la derecha, tampoco se menciona los empleos verdes en sus programas.

Ciudades Sustentables

Jadue, en esta materia, propone promulgar una Política Nacional de Ordenamiento Territorial (PNOT), la Metodología de elaboración de los Planes Regionales de Ordenamiento Territorial (PROT) y el Reglamento PROT.

Boric plantea ordenamiento territorial, gestión de riesgo y desastres, como también la construcción de viviendas sustentables.

Narváez, propone ciudades verdes desde la construcción de viviendas, una ley de descontaminación del aire al 2030 y ordenamiento territorial.

En la derecha, el candidato Sebastián Sichel indica que apoyará el establecimiento de áreas verdes en las construcciones privadas y el fomento de techos verdes.

En el caso de Ignacio Briones, plantea ciudades sustentables, pero carece de medidas concretas que respalden el planteamiento. Los candidatos Desbordes y Lavín no cuentan con ninguna propuesta sobre este tópico.

Cambio Climático

Daniel Jadue menciona el cambio climático de forma transversal en su propuesta, pero no plantea la carbono neutralidad del país, como tampoco el establecimiento de un impuesto verde, en torno a la mitigación de gases de efecto invernadero.

Gabriel Boric aborda la carbono neutralidad al 2050, al impulsar el proyecto de ley que se encuentra hoy en el Senado, la reubicación de comunidades en riesgo, como también el impulso de un Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático, destacándose además que reconoce que existe una crisis climática y ecológica, como también la implementación de impuestos verdes.

La candidata Paula Narváez plantea en su programa la Carbono Neutralidad al año 2040, el incremento del impuesto verde, la declaración del estado de Emergencia Climática y un Plan nacional de adaptación climática con un Fondo Nacional de Adaptación.

En el caso de la derecha, el candidato Sichel propone la mitigación del cambio climático a través de impuestos verdes y el candidato Briones plantea la carbono neutralidad sin especificar la fecha y la incorporación de impuestos verdes con beneficio municipal.

Comentarios Finales

Habiendo esquematizado la información de cada candidato, Poo, ofrece unos reflexione finales. “Se detecta un trabajo mejor logrado en los candidatos y candidata de la izquierda, quedando muy al debe los candidatos de derecha”, opina.

Aunque reflexiona: “Si miramos los programas de la campaña presidencial del año 2017, la temática ambiental se encuentra más posicionada, lo que se reconoce como algo positivo dado que las bases programáticas y militantes de los respectivos partidos políticos estarían más concientizados del tema”.

“Este avance se puede atribuir al incansable trabajo de la sociedad civil y científica que ha contribuido a visibilizar problemáticas como las zonas de sacrificio, entre otras, como también a través de los movimientos ciudadanos de jóvenes que han posicionado la urgencia de la materia como la activista Greta Thunberg”, destaca.

Observa que en materias de biodiversidad se desprenden que Daniel Jadue y Paula Narváez tienen un desarrollo más completo y holístico sobre la materia, a su vez Gabriel Boric, tiene espacios para mejorar, ya que las medidas planteadas van en la línea correcta que se requieren de profundizar. En el caso de los candidatos Sichel, Briones, Desbordes y Lavín, es lamentable que no consideren esta materia, debido a la importancia que representa para el patrimonio natural del país.

Considera que en los programas de la izquierda falta una mirada estratégica sobre la minería y su rol público, por ejemplo, qué rol se le dará a Codelco y a la minería privada. Además de incorporar los efectos de la Crisis Climática y Ecológica en la definición de prácticas, elementos que transformen y propicien una transformación socioecológica en esta actividad. A su vez no existe un cuestionamiento a la minería privada, en cuanto al rol que cumple, considerando los costos sociales y ambientales versus la riqueza que genera y comparte con las comunidades locales y el lugar donde se instala.

Finalmente, se mencionan los pasivos ambientales mineros y algunas acciones, pero no se plantea explícitamente una ley de pasivos ambientales mineros, ya que estos se encuentran catastrados y requieren con urgencia el establecimiento de medidas, por la contaminación ambiental que generan.

Sobre Ciudades Sostenibles, Daniel Jadue, Gabriel Boric y Paula Narvaez, plantean ordenamiento territorial, medida que es demandada por la sociedad civil desde un largo tiempo.

Otro elemento a destacar es que ninguno de los candidatos menciona impulsar la actual Reforma al Código de Aguas, dicha reforma se encuentra en segundo trámite legislativo en el Senado y subsana varias de las materias propuestas en los programas, lo anterior es importante debido a que las medidas señaladas por algunos requieren de una reforma a dicho cuerpo legal, como también de la Constitución del 1980, en la cual se estipula que los derechos de aprovechamientos de agua constituyen propiedad.

Tanto Daniel Jadue, Gabriel Boric y Paula Narváez mencionan contar con una protección de los glaciares, pero no indican a través de qué acciones se lograría tal protección. Sobre glaciares, el resto de los candidatos, preocupantemente, no hacen mención sobre la temática.

Por otro lado, de forma general se plantea en algunos programas la desalinización como una forma de solución, pero no se problematizan medidas que se hagan cargo de mitigar los efectos negativos de dicha tecnología en torno a lo ambiental. Se reconoce además la falta de medidas en cuanto a la priorización de los usos del agua, la extinción y caducidad de derechos de aprovechamiento de aguas, el retorno de derechos al Estado y que se realiza con ellos.

Por último, ninguno de los candidatos propone eliminar la propiedad de los derechos de aprovechamiento de rango Constitucional.

Se extrañan medidas en torno a la modificación de la distribución de la energía, la implementación de un pilar ciudadano de energía, como también medidas sobre el almacenamiento de esta.

La mayoría menciona el hidrogeno verde como un pilar, pero no problematizan políticas bajo dicho pilar, como por ejemplo cómo se va a exportar, cómo se va a producir, si contribuirá a promover alguna industria local, etc.

Cabe mencionar que se sigue estando al debe, en el diseño de propuestas y medidas que aborden con mayor profundidad la Crisis Climática y Ecológica, en esta temática se destaca el programa de Gabriel Boric que menciona algunas medidas, como también el de Paula Narváez que establece la necesidad de declarar la emergencia climática, por lo tanto, debiese ser un tema de mayor preocupación para las y los candidatos presidenciales.

Por ello se debe trabajar en proponer más y mejores medidas de mitigación, adaptación, y por, sobre todo, transformación socioecológica de nuestras vidas e instituciones que nos rigen. Con ello avanzar hacia un país más resiliente al cambio climático.

Lo anterior, requiere el protagonismo de las comunidades y del dialogo de saberes con los diversos actores y la diversificación de las soluciones a través de nuevos paradigmas que nos proporcionen incluso ideas nuevas de como vemos el Estado y su organización.

Se requiere de un fuerte elemento local en la búsqueda de soluciones y la preparación de la ciudadanía que le permita adquirir los conocimientos necesarios para que implemente autonomías en diversas áreas de la vida, como por ejemplo el fomento del comercio local, la autogeneración de energía, la recolección de aguas grises, la soberanía alimentaria, entre otras.

Finalmente, este breve análisis es un ejercicio y una invitación para seguir construyendo una sociedad más justa y con ello perfeccionar medidas de las respectivas candidaturas que nos permitan enfrentar los desafíos que nos impondrá la crisis climática y ecológica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Tribunal económico rechazó otra suspensión a la reforma de la Ley de la Industria Eléctrica

El Primer Tribunal Colegiado Especializado en Competencia Económica resolvió que no continuará una de las tantas suspensiones definitivas contra la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), que fue impulsada por el Poder Ejecutivo Federal a mediados de febrero y posteriormente aprobada en ambas cámaras del Poder Legislativo. 

Esta reciente decisión jurídica se dio por dos votos a uno. Los magistrados Eugenio Reyes Contreras y Gildardo Galinzoga Esparza fueron los que votaron a favor de la reforma a la LIE ya que se avalaron en artículo tercero transitorio del decreto

El mismo dispone un plazo de ciento ochenta días naturales desde la entrada en vigor de la reforma para que la Secretaría de Energía, Comisión Reguladora de Energía y el Centro Nacional de Control de Energía hagan las modificaciones necesarias a los acuerdos, resoluciones y demás instrumentos regulatorios y éstos se alineen a los cambios aprobados. 

Mientras que la magistrada Rosa Elena González Tirado fue la única que optó que continúe la suspensión, dado que aseguró que la reforma sí afecta a los actores privados con su entrada en vigor. 

“Elimina reglas de despacho, establece ciertas normas que, en apariencia, favorecen a la Comisión Federal de Electricidad con discrecionalidad en el tema de preferencias y restringe el acceso abierto a las redes”, manifestó.

Además sostuvo que «modifica la forma en que la CFE ahora debe adquirir electricidad, eliminado la condición de que únicamente sea por subastas las adquisición”. 

De este modo, la resolución brindada por el tribunal previamente mencionado ratifica el criterio tomado por el Segundo Tribunal Colegiado cuando, días atrás, comenzando el primero de julio, determinó la revocación de tres suspensiones concedidas por el juez Juan Pablo Gómez Fierro

Sin embargo esto no significa que ya entre en vigor la reforma que modifica la prioridad de despacho de la energía generada por las centrales eléctricas y que pone en primer orden a las hidroeléctricas y las plantas de CFE por sobre las solares y eólicas, entre otros cambios.

¿Por qué? Según le explicaron a Energía Estratégica, para que ello ocurra y para poder aplicar la regulación secundaria, que tendrían que realizar los órganos reguladores para implementar la reforma, deberían revocarse todas las suspensiones con efectos generales que otorgaron los Juzgados. 

Es decir, las más de cien suspensiones presentadas y avaladas por los jueces tendrían que rechazarse en las diferentes instancias del Poder Judicial, dado que muchas de ellas son de carácter general y no individual, por lo que aplican a todo el mercado eléctrico. 

Por otro lado, la decisión del Primer Tribunal Colegiado Especializado en Competencia Económica sólo se pronuncia sobre la temática de las suspensiones, aunque no así sobre el fondo y la constitucionalidad de la reforma.

Y si bien Andrés Manuel López Obrador insiste con una reforma constitucional energética y semanas atrás vaticinó que presentaría una iniciativa ante el Congreso de la Unión, este giro de los acontecimientos podría implicar que no sea necesaria dicha modificación a la Constitución, siempre y cuando sean rechazadas todas las suspensiones y por ende continúe en pie la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

«Para desarrollar hidrógeno verde estamos pensando que el costo de la energía sea de 20 USD/MWh»

Durante el evento de Latam Future Energy “PV+Storage & Hydrogen Virtual Summit”, Franco Santarelli consideró que se volverá cada vez más crucial ejecutar proyectos eólicos y solares con soluciones de almacenamiento y empezar a incluir a las renovables como parte de la cadena de valor productiva del hidrógeno. 

Puntualmente sobre almacenamiento señaló que en la actualidad las baterías están dotando de más sentido y funcionalidad 24/7 a fuentes variables, pero que un reto que aún tiene la industria es ofrecer esas soluciones a largo plazo. 

“Me gustaría desafiar a los tecnólogos de storage para que garanticen las condiciones a 20-25 años que es la vida útil de un proyecto”, exclamó. Esa durabilidad junto a la progresiva baja de precios de baterías ayudaría a hacer más competitivos a los proyectos “PV+Storage” en la región. 

Por sí misma la energía solar ya se viene consolidando como una de las tecnologías renovables más económicas que viene rankeando alto en las subastas de Latinoamérica. Ahora bien, “sus precios aún no serían suficientes para el mercado que se viene”, según advierte el referente de ITASOL. 

«Para desarrollar hidrógeno verde estamos pensando que el costo de la energía sea de 20 USD/MWh», subrayó Santarelli. 

Para que la baja del costo pueda ser de al menos un 50% menor a los valores más competitivos que resultaron adjudicados en las últimas subastas de la región, todos los actores deberían alinear sus esfuerzos para trasladar las actualizaciones de regulación local e innovación tecnológica a mejoras en el CAPEX de los proyectos.

“Nosotros como integradores que debemos salir a solucionar los problemas cuando la performance de los proyectos no da, estamos encantados de que los tecnólogos acompañen y los desarrolladores estén pensando cada vez más en incorporar tecnologías superadoras”. 

“Podemos hacerlo a nivel privado pero vamos a necesitar del acompañamiento de la parte pública y esta se tiene que dar con la misma velocidad que se está dando la innovación en el sector”, indicó el director comercial para Latinoamérica de ITASOL. 

“Acelerar el mercado va a depender de las inversiones y la normativa que acompañe a largo plazo con reglas claras y transparencia”.

Desde esa óptica, los gobiernos deben colaborar con el despliegue de alternativas de generación renovables, almacenamiento e hidrógeno verde para alcanzar las metas que se plantearon en el Acuerdo de París, propiciando una recuperación verde de sus economías. 

“El hidrógeno verde puede llegar a romper algunos paradigmas a nivel mundial respecto de la riqueza de los países”, vaticinó Franco Santarelli.

Y concluyó: “países de la región pueden pasar a ser grandes proveedores a nivel mundial de un recurso muy competitivo. Lo veo factible porque el hidrógeno verde a diferencia de un electrón puede ser transportable vía un barco o gasoductos”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Empresas plantean mejorar regulación y contratos para la subasta de renovables en Ecuador

Neoen avanza con proyectos de energías renovables y almacenamiento en al menos 5 países de América Latina y el Caribe: Argentina, Ecuador, El Salvador, México y Jamaica. 

En todos ellos demuestra interés en próximas convocatorias a licitaciones donde quieren competir con proyectos competitivos para resultar adjudicados. 

Al respecto, Noel Dekking, Country Director en Ecuador para Neoen, brindó una ponencia destacada en la que compartió su lectura sobre las próximas convocatorias que podrían realizarse en Ecuador.

Y aunque subrayó que “no hay que reinventar la rueda cada vez que hay una nueva subasta”, compartió una serie de desafíos por abordar antes del llamado al primer Proceso Público de Selección (PPS) de este año para Energías Renovables No Convencionales que se prevé que el gobierno realice en este semestre.

En lo que respecta a los desafíos contractuales, Dekking llamó a finalizar la “bancabilidad” del esquema de los contratos de concesiones contemplados a través de los PPS. 

“Entendemos que el Gobierno está en buen camino con los proyectos Villanoco, Aromo y Conolophus que se adjudicaron -hay que felicitar a todos los ganadores y el gobierno por estos hitos- pero hay cosas pendientes”, valoró el director de Neoen en Ecuador durante la Expo Virtual de Energías Renovables 2021. 

Y repasó: “el fideicomiso, la regulación de prelación de despacho; algunos derechos de prestamistas; compensación en eventos de terminación; etc., son algunos pendientes que tengo el sentimiento que se van a lograr pero que toman tiempo”. 

Sobre el primero de aquellos pendientes, Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable adelantó a Energía Estratégica que ya están en tratativas para cerrar el fideicomiso. 

Exclusiva: Los planes de Ecuador para impulsar las energías renovables

Por el lado de desafíos regulatorios y de planificación del PPS, una prioridad por resolver que identificó Noel Dekking sería el Decreto 1190.

“Una cosa que queda pendiente desde mi interpretación es la aplicación del Decreto 1190 para asegurar que el proceso de selección de proyectos pueda avanzar; es decir que las subastas que hoy se están ampliando sean publicadas oportunamente y cuenten con una comunicación coordinada entre ministerios tales como el de finanzas y energía (…) Entiendo que hay voluntad de las dos partes para poder aplicarlo pero no hay un instructivo de cómo hacerlo hoy en día”. 

A partir de allí, en líneas generales recomendó garantizar el acceso a contratos de inversión, no demorar licencias a los proyectos que podrían afectar el inicio de operación y brindar la mayor certidumbre posible al sector privado. 

En el caso del próximo PPS de bloques de ERNC, celebró su ampliación y sugirió mantener la política de la subasta como sus precedentes pero con algunos ajustes tales como:  

-publicar el techo antes de la convocatoria,

-asegurar que se pueda ofrecer un rango de MWs a una tarifa única para no dejar fuera a ofertas competitivas que puedan alinearse a los requerimientos de capacidad disponible en la subasta 

-adjudicar por plazos de concesión más largos 

-y abrirse a proyectos privados

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Haizea desarrolla un proyecto piloto de amoníaco verde en Río Negro

El desarrollo del hidrógeno verde, y sus vectores energéticos derivados, en Latinoamérica cada vez suma más interesados del sector energético. Incluso hay empresas que están desarrollando nuevos proyectos pilotos para su producción en diferentes regiones del continente. 

Y en una entrevista exclusiva, Héctor Omar Etcheverry, director de desarrollo de proyectos de hidrógeno y eólicos de Haizea Energías Renovables, le manifestó a Energía Estratégica que están desarrollando una planta piloto en San Antonio Oeste, provincia de Río Negro. 

Según explicó el especialista, se tratará de una central con una energía primaria eólica de 76 MW, en la que está planificada para producir 360 toneladas de amonio verde por día, llegando a un total de 128 mil toneladas por año. 

“La idea es producirlo para exportar o continuar su proceso y producir fertilizantes verdes, todo depende de la situación del mercado y de la proyección que pueda tener el mercado de fertilizantes verdes en Argentina”, detalló. 

“Es un poco la relación de costo – beneficio de qué se impulsará primero: si el hidrógeno como bien de exportación para generar divisas para el país o se podrá incursionar a ser competitivos para el mercado de fertilizantes en Argentina”, aclaró. 

Héctor Omar Etcheverry también es Diplomado de Economía del Hidrogeno de USACH (Chile)

Además Etcheverry comentó que se está analizando la idea de instalar paneles solares con almacenamiento para el mantenimiento de planta. Es decir que la energía del mantenimiento de planta sea generada a través de los módulos fotovoltaicos para no quitarle potencia al proceso de generación de vector energético. 

Y en lo que respecta al traslado, desde Haizea Energías Renovables se encuentran realizando  factibilidad desde la planta hasta el puerto – de San Antonio Este y Oeste – para instalar un ducto que transporte todo el amonio. 

Por otro lado, al momento de preguntarle sobre el costo, el director de desarrollo de proyectos de hidrógeno y eólicos aseguró que “se habla de USD 373.000.000”. Y el financiamiento del desarrollo lo están haciendo equity de la empresa, a la par que se encuentran en conversaciones con algunos actores globales para llevar adelante el proyecto. 

Sin embargo, el especialista remarcó que “la falta de normativa en Argentina – sobre proyectos pilotos – hace que los actores globales todavía no se decidan, siempre nos ponen de por medio esa barrera”. 

“Lamentablemente al no tener un marco normativo nos frena un poco y se están volcando hacia otros países que ya están más avanzados, como el caso de Chile”, agregó. 

Sobre esta cuestión regulatoria Etcheverry sostuvo que “se está tratando de que desde los órganos públicos se impulse un proyecto de ley que contemple estos proyectos que son pruebas pilotos, dar un marco normativo a los proyectos pilotos para poder comenzar a desarrollar y avanzar”. 

Y afirmó la importancia de regular tales tipos de plantas, aunque no sólo apuntó al hecho de conseguir financiamiento, sino también por diversas cuestiones impositivas y ambientales. 

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF Luz comenzó a operar su complejo generador híbrido en Manantiales Behr

 YPF Luz inició las operaciones de su primer complejo híbrido de generación eléctrica, uno de los más grandes del país, desde donde se genera electricidad a partir de dos fuentes: eólica y térmica con gas natural.

Con la reciente finalización de las obras de la Central Térmica Manantiales Behr, de 58 MW de potencia instalada, se complementa la generación eléctrica del Parque Eólico Manantiales Behr de 99 MW, en operación desde 2018, generando un sistema híbrido.

De este modo, el complejo de generación híbrida puede producir energía eólica cuando sopla el viento y energía térmica cuando el tiempo no acompaña, garantizando así un suministro más estable, constante y eficiente en la zona.

La nueva Central Térmica Manantiales Behr cuenta con 5 motogeneradores de última tecnología y la más alta eficiencia con capacidad para operar en condiciones climáticas adversas. El gas natural utilizado como combustible en los motores es producido por YPF en el mismo yacimiento Manantiales Behr.

El CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, declaró al respecto “estamos muy felices de poder poner en operación un nuevo proyecto de generación eléctrica en este contexto desafiante”,.  “En el sistema híbrido, la naturaleza complementaria de las energías ayuda a reducir las emisiones de carbono con la velocidad y escala que requiere el mundo. La combinación de gas natural y viento es una de las más eficientes – técnica y económicamente – que existen hoy en el mundo, permitiendo hacer sustentable el camino a la transición energética”, finalizó.

La nueva central térmica requirió una inversión total de U$ 100 millones: U$ 60 correspondientes a la construcción de la central, a cargo de YPF Luz, y U$ 40 millones para el tendido de la red eléctrica, a cargo de YPF.

Ubicada a 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia, en la provincia de Chubut, la nueva central cuenta con una eficiencia del 46,2% y genera energía equivalente a las necesidades de aproximadamente 130 mil hogares. Además, representa un aporte en la transición energética de la Argentina a través del uso de energía térmica diseñada para complementar a las energías renovables.

La electricidad que genera el Complejo Híbrido permite mejorar la disponibilidad de energía en el sistema eléctrico regional y en los yacimientos de YPF, dada la complementariedad eólica térmica con  gas natural y la flexibilidad operativa, que permite subir carga y complementar el viento muy rápidamente.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Basualdo desplaza a dos funcionarios clave del ENRE para poner personal de su confianza y refuerza el control sobre CAMMESA

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, no solo sobrevivió a su enfrentamiento con el ministro de Economía Martín Guzmán sino que salió fortalecido y continúa acumulando poder en el sector eléctrico. En las últimas horas desplazó a dos funcionarios clave del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para poner en su reemplazo personal de su confianza. Además, fuentes del sector señalaron a EconoJournal que este viernes designará a Mariela Koremblun, su mano derecha, como suplente del presidente de CAMMESA, que es el secretario de Energía Darío Martínez. Como Martínez no suele ir, es ella quien quedará en los hechos al frente de la empresa encargada del despacho de energía eléctrica.

Desplazamientos en el ENRE

Los cambios que impulsó Basualdo, fueron en el corazón del ENRE. Valeria Martofel, una funcionaria incondicional del sociólogo, asumió como jefa del Área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales en reemplazo de Darío Arrué, un histórico del ente que se venía desempeñando en el cargo desde agosto de 1998 y que, en principio, se tomará vacaciones.

El área es clave porque tiene a su cargo la emisión de los certificados de necesidad y conveniencia pública para poder avanzar con las ampliaciones de la red de transporte de 500 y 132 kilovatios. Además, quien la conduce es responsable de llevar adelante la Renegociación Tarifaria Integral de Transener y las transportistas de distribución troncal como Trasnoa y Trasnea.

El otro cambio consistió en el desplazamiento de Emilio Segura como jefe del Área de Auditoría Económica Financiera y Revisión Tarifaria y su reemplazo por el contador Alberto Reynaud. Segura, quien se desempeñaba en el cargo desde julio de 2010, fue el encargado de implementar desde el punto de vista técnico la RTI de Edesur y Edenor que negoció el gobierno de Mauricio Macri, la cual había sido impulsada por Juan Garade y Ricardo Sericano.

Fuentes del ENRE aseguraron a EconoJournal que “ambos agentes tienen la expertis necesaria para el puesto en que se los designó”. Agregaron que Martofel se desempeñaba como agente desde hace más de 10 años en el Área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales, además de haber sido directora del ente en 2014/2015, mientras que Reynaud, trabajaba como subjefe del Área de Auditoría Económica Financiera y Revisión Tarifaria. Las mismas fuentes del ente regulador remarcaron que “no es un descabezamiento, sino una reorganización a través de un cambio generacional en las áreas”.

También hubo un cambio en el Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias donde la conducción ahora está manos de la ingeniera Silvia Merzi, una persona respetada por Basualdo. Sin embargo, fuentes del organismo aclararon que este cambio es solo hasta que Jorge “Bocha” Martínez se recupere de la enfermedad que enfrenta y pueda volver. “El estado de salud del ingeniero Jorge Martínez es algo que nos preocupa y seguimos desde cerca acompañando al ingeniero y a su familia. En ningún momento se evaluó realizar modificaciones en la jefatura del Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias. Al momento y hasta tanto el ingeniero pueda retomar sus funciones, la jefatura del área se encuentra a cargo de la ingeniera Silvia Merzi, quien se desempeña como subjefa del área desde el año 2013”, precisaron.

Movimiento de piezas en Cammesa

En las últimas horas también trascendió que la secretaría de Energía designará a Mariela Koremblun en CAMMESA durante la asamblea de accionistas que tendrá lugar este viernes. La economista egresada de la Universidad de Buenos Aires se desempeña actualmente como asesora de Basualdo en la subsecretaría de Energía Eléctrica y durante el macrismo fue directora de Análisis Económico y Financiero de Proyectos Nucleares bajo la conducción de Julián Gadano. Ahora también será suplente del presidente de CAMMESA y como Darío Martínez está más tiempo en Neuquén que en Buenos Aires, terminará siendo quien conduzca la empresa.

Hasta ahora el primer suplemente era el propio Basualdo, pero si no iba la conducción de la empresa quedaba en manos del abogado Guillermo Usandivaras, quien responde al vicepresidente Santiago Yanotti. De este modo, Basualdo, que cada vez tiene más influencia y se maneja en los hechos como si fuera el secretario de Energía, evitará tener que ir a CAMMESA personalmente para ejercer ese control.  

En junio ya hubo cambios en la conducción de CAMMESA. Ariel Kogan, la mano derecha de Darío Martínez, fue desplazado de la vicepresidencia y en su lugar asumió Santiago Yanotti, que se venía desempeñando como subsecretario de Coordinación Institucional de la secretaría de Energía y también responde a Martínez. A su vez, Javier Gallo Mendoza fue corrido de la gerencia general y allí ingresó Sebastián Bonetto, hombre cercano a Basualdo.

La entrada Basualdo desplaza a dos funcionarios clave del ENRE para poner personal de su confianza y refuerza el control sobre CAMMESA se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Construirán el primer barco remolcador impulsado a GNL en la Argentina

Un conjunto de empresas navieras trabaja en un proyecto para construir el primer barco remolcador impulsado a Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. La iniciativa apunta a reemplazar, a partir del desarrollo de tecnología local, el consumo de combustibles de origen fósil más contaminantes como el gasoil o el bunker.

En esa clave, Silvia Martínez, presidenta de la Cámara de la Industria Naval Argentina, detalló las características del proyecto. La entidad de navieros presentó una propuesta técnica al Ministerio de Desarrollo Productivo a fin de destrabar procedimientos regulatorios y solicitó al Banco Nación una línea blanda para financiar el proyecto que demandará entre 13 y 18 millones de dólares. Las empresas están a la espera de que las dependencias del Estado aprueben la ingeniería financiera para iniciar la construcción del remolcador, que podría concretarse en 2022. Galileo es uno de los tecnólogos que participa del proyecto.

“Apuntamos, primero, a concretar la primera embarcación a GNL en el país con el objetivo, a mediano plazo, de poder exportar este tipo de bienes para la región. Considerando que el combustible constituye uno de los costos más importantes en el sector de navegación, hace seis años que venimos investigando las ventajas del GNL como combustible alternativo. Es un beneficio que disminuye los costos de logística y nos permite ser competitivos”.

La cuestión del abastecimiento está resuelta. YPF asumió la responsabilidad de hacerse cargo del abastecimiento de GNL teniendo en cuenta que existen cuatro sistemas posibles: a través de una planta de licuefacción de buque a buque, por medio de camiones cisterna o a partir de un método que se está usando en España sobre el uso de contenedores.

Por otro lado, Martínez anticipó en la entrevista que está en carpeta un proyecto de dragado de hidrovía con propulsión a GNL junto a las empresas de construcción naval Astillero Río Santiago y Tandanor.

Transición energética

La utilización de GNL como combustible para la flota marina es tendencia a nivel global, sobre todo, porque permite reemplazar el uso tradicional de derivados de petróleo más contaminantes como el búnker o el gasoil.

“En Europa hay más de 600 barcos propulsados a GNL y en América Latina los mercados están apostando al cambio de combustibles y las energías limpias. En Argentina solo nos falta el financiamiento. Tenemos astilleros, talleres, mano de obra altamente calificada y el apoyo de las universidades. El sector naval tiene sumas capacidades para emprender este desarrollo”, expresó la presidenta de la Cámara.

Con el objetivo de materializar el proyecto del remolcador, la industria naval argentina está realizando trabajos conjuntos con la compañía Galileo Technologies. La construcción de la embarcación demora aproximadamente 15 meses, no obstante, Silvia Martínez destacó que “en 2021 seguro tendremos algo que anunciar”. Y agregó: “el Estado está contribuyendo con proyectos innovadores. Confío en que se va a dar la aprobación de financiamiento para el primer remolcador con un beneficio en la tasa. La documentación ya está aprobada con lo cual estamos a la espera de la decisión final del Ministerio de Desarrollo Productivo”, concluyó.

La entrada Construirán el primer barco remolcador impulsado a GNL en la Argentina se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

PECOM sumo nuevo Contrato de Operación y Mantenimiento en Brasil

PECOM, empresa de Servicios, Construcción y Productos en los rubros Gas, Petróleo y Energía Eléctrica, inició los servicios de Gerenciamiento, Operación y Mantenimiento para la empresa 3R Petroleum en los 8 campos terrestres de Água Grande, Bonsucesso, Finca Alto das Pedras, Pedrinhas, Pojuca, Río Pojuca, Tapiranga y Tapiranga Norte, que constituyen el Polo Rio Ventura, en la cuenca del Recôncavo, en Bahía, Brasil.

La producción promedio del Polo Rio Ventura en la primera mitad de 2021 fue de aproximadamente 780 barriles de petróleo por día (bpd) y 41.000 m3 / día de gas natural. En junio de 2020, PECOM había comenzado a brindar los mismos servicios para 3R Petroleum en sus 7 campos de gas y petróleo situados en el Polo Macau, Río Grande del Norte.

El Polo Macau engloba los campos de Aratum, Lagoa Aroeira, Macau, Serra, Salina Cristal, Porto Carão y Sanhaçu y está situado a 200 km de la ciudad de Natal. La producción total de petróleo y gas de esos campos es de aproximadamente 5 mil barriles de petróleo equivalente por día.

Acerca de esta nueva operación el CEO de PECOM, Javier Gremes Cordero, declaró -que “estamos muy felices y orgullosos de seguir creciendo en Brasil. Nuestros conocimientos técnicos sobre la operación y mantenimiento de yacimientos en cuencas maduras son un valor agregado que nuestros clientes destacan”.

La labor de PECOM en Brasil se extiende, además de los servicios de Operación y Mantenimiento, a la comercialización de bombas de profundidad para producción de petróleo.

“La obtención del contrato del Polo Río Ventura nos permite profundizar la estrategia de internacionalización de nuestra compañía”, agregó Gremes Cordero.

PECOM nació hace más de 70 años en Argentina y forma parte del Grupo Perez Companc. En Petróleo y Gas ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, levantamiento artificial de fluidos (Artificial Lift), ensayos de pozos y servicios de alambre (Well Testing & Slick Line), servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías.

También ofrece soluciones para el tendido de redes de fibra óptica, provisión e instalación de equipos de transmisión y montaje de estaciones de radio base.

“Además, nos destacamos en el desarrollo de infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución de energía eléctrica, tanto para el mercado regulado como no regulado”, indicó la empresa que tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia y Perú. Cuenta con cerca de 5.500 empleados y en 2020 facturó U$ 327,2 Millones.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

24,11%: Argentina batió otra vez su récord de generación renovable

La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) reflejó una nueva marca máxima de generación con energías limpias en la matriz eléctrica durante el sábado pasado a las 05:50 horas y así superó el 24% por segunda vez en menos de dos meses. Las generación de energías limpias renovables volvió a batir su récord en el cubrimiento de la demanda total de energía al alcanzar el 24,11% durante el sábado por la madrugada argentina, según los datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) Y de esta manera se rompió la marca previa a la que había […]

La entrada 24,11%: Argentina batió otra vez su récord de generación renovable se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

YPF incrementó la producción de shale gas un 126% en Vaca Muerta

Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream (exploración y producción) No Convencional de YPF, señaló hoy que la compañía “incrementó un 126%” la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad mostró en este año. “Hemos crecido un 126% en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta”, señaló Iuliano en una jornada virtual sobre Energía organizada por el diario Río Negro. Además resaltó el trabajo que comenzó a fines […]

La entrada YPF incrementó la producción de shale gas un 126% en Vaca Muerta se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Pecom brindará servicios de O&M en ocho campos petroleros en Brasil

Pecom inició la semana pasada los servicios de Gerenciamiento, Operación y Mantenimiento para la empresa 3R Petroleum en los ocho campos terrestres de Água Grande, Bonsucesso, Finca Alto das Pedras, Pedrinhas, Pojuca, Río Pojuca, Tapiranga y Tapiranga Norte, que constituyen el Polo Rio Ventura, en la cuenca del Recôncavo, en Bahía (Brasil), cuya producción promedio es de 780 barriles de petróleo por día (bpd) y 41.000 m3/d de gas natural.

“Estamos muy felices y orgullosos de seguir creciendo en Brasil. Nuestros conocimientos técnicos sobre la operación y mantenimiento de yacimientos en cuencas maduras son un valor agregado que nuestros clientes destacan”, señaló Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM. Asimismo, el directivo agregó que “la obtención del contrato del Polo Río Ventura permite profundizar la estrategia de internacionalización de la compañía”.

Javier Gremes Cordero, CEO de Pecom

En junio de 2020, la empresa de servicios del Grupo Pérez Companc, empezó a brindar los mismos servicios para 3R Petroleum en sus siete campos de gas y petróleo situados en el Polo Macau, Río Grande del Norte. Dicho Polo engloba los campos de Aratum, Lagoa Aroeira, Macau, Serra, Salina Cristal, Porto Carão y Sanhaçu y está situado a 200 km de la ciudad de Natal. La producción total de petróleo y gas de esas áreas es de aproximadamente 5000 barriles de petróleo equivalente por día.

Con más de 70 años de experiencia en el territorio argentino, PECOM ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, levantamiento artificial de fluidos (Artificial Lift), ensayos de pozos y servicios de alambre (Well Testing & Slick Line), servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías. Ahora, la labor de la compañía en Brasil abarcará también la comercialización de bombas de profundidad para la producción de petróleo.

PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia y Perú. Cuenta con cerca de 5.500 colaboradores y en 2020 facturó 327,2 MM USD.

La entrada Pecom brindará servicios de O&M en ocho campos petroleros en Brasil se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Total: “Queremos ofrecer un conjunto de energías con menos emisiones de carbono”

Sergio Georgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de la petrolera Total, se refirió al cambio de nombre de la firma. Hizo foco sobre la importancia de la transición energética. Georgi hizo un balance de la importancia del plan gas para mantener los niveles de producción, pero aseguró que es importante ir hacia un libre mercado. En el mismo sentido se refirió al proyecto de la nueva ley de hidrocarburos que está desarrollando el gobierno nacional. En ese sentido, en sintonía con el resto de los directivos que pasaron por las octavas jornadas de Energía, es necesario dejar ingresar divisas […]

La entrada Total: “Queremos ofrecer un conjunto de energías con menos emisiones de carbono” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

PAE sobre la transición energética: “El gas está llamado a jugar un rol fundamental”

Danny Massacese, Upstream Managing Director de Pan American Energy brindó detalles de los planes de inversión de la operadora para 2022, enoctava edición de las Jornadas de Energía que organiza Editorial Río Negro. El geólogo, egresado de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, detalló los planes de inversión para el año que viene y cuál fue el impacto de la pandemia en la producción de la firma. Destacó la importancia de que Argentina sea un país exportador de gas. Detalló que en Vaca Muerta, a pesar de la grave crisis sanitaria, fue menor. Agregó que el objetivo […]

La entrada PAE sobre la transición energética: “El gas está llamado a jugar un rol fundamental” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta 2021: Tecpetrol alcanzará un nuevo récord en Fortín de Piedra

Para agosto de este año proyectan incrementar las extracciones de gas a 18 millones de metros cúbicos por día. Aseguran que el lanzamiento del Plan Gas fue clave para reactivar el sector. La petrolera del grupo Techint anunció en las Jornadas de Energía de Río Negro que se prepara para batir el récord de producción en su área estrella en Vaca Muerta: Fortín de Piedra. El CEO de la compañía Ricardo Markous reveló que planean alcanzar los 18 millones de m3 de producción de gas en agosto de este año. “Estamos llegando al plateau de 2019 que se va a […]

La entrada Vaca Muerta 2021: Tecpetrol alcanzará un nuevo récord en Fortín de Piedra se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vista tiene un horizonte de crecimiento del 40% en la producción de 2021

Octava edición de las Jornadas de Energía. Juan Garoby, Co-fundador y COO de Vista Oil & Gas y es el máximo responsable de las operaciones de la firma en Argentina y México. Garoby hizo un análisis del impacto de la pandemia en la producción y el crecimiento luego de un año complejo. “El año pasado fue bastante complejo. A fines de marzo entre la pandemia y la crisis del precio del crudo, se confirmó lo que llamamos una tormenta perfecta. Impactó fuerte, no solo a Vista sino a todas las compañías. Tuvimos casi tres meses parados. Luego empezamos a reactivar. […]

La entrada Vista tiene un horizonte de crecimiento del 40% en la producción de 2021 se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta: Shell va por una segunda planta producir 72.000 barriles

La petrolera tiene en carpeta la construcción de otra Planta Central de Procesamiento para finales de 2022. Dependerá de su avance en la producción, las condiciones de mercado y de las reglas de juego. Algunas semanas atrás la petrolera angloholandesa Shell inauguró una planta de Planta Central de Procesamiento (CPF, por sus siglas en inglés) en Vaca Muerta con una capacidad de 30.000 barriles y ya proyecta una planta gemela para ampliar su capacidad. Así lo confirmó el gerente de Operaciones de Argentina de Shell, Sebastián Regis,a Energía On. “El plan que tenemos es continuar con la perforación de 30 […]

La entrada Vaca Muerta: Shell va por una segunda planta producir 72.000 barriles se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

2035: FIN DE LOS MOTORES A COMBUSTIÓN EN UE

Desde Bruselas presentaron una serie de propuestas que contemplan para ese año el fin de la comercialización de automóviles movidos a base de combustibles derivados del petróleo y la implementación de impuestos a la aeronafta. La Unión Europea (UE) lanzó este miércoles las bases de su transformación para combatir el cambio climático, con un conjunto de propuestas que contempla el fin de la comercialización de automóviles con motores de combustión para 2035. El enorme plan se propone ayudar a alcanzar la meta de reducir para el año 2030 al menos el 55% de las emisiones de carbono con relación a […]

La entrada 2035: FIN DE LOS MOTORES A COMBUSTIÓN EN UE se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

La descarbonización de la economía en América Latina generará 15 millones de empleos, según el BID

La puesta en marcha de políticas fiscales orientadas a la descarbonización de las economías de América Latina y el Caribe puede generar hasta 15 millones nuevos empleos en la región para 2030, según un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). El estudio del organismo sugiere que las políticas enfocadas al crecimiento económico verde tiene el potencial de aumentar la resiliencia al cambio climático y generar nuevas oportunidades de empleo. Asimismo, el texto destaca la importancia de reducir la dependencia económica en los combustibles fósiles, a través de la reducción de subsidios a empresas del sector, con el objetivo […]

La entrada La descarbonización de la economía en América Latina generará 15 millones de empleos, según el BID se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Menna presentó un proyecto de ley para garantizar la protección de las regalías petroleras

El diputado nacional Gustavo Menna (UCR-JxC) presentó ayer un proyecto de ley para garantizar que las regalías petroleras de las provincias productoras estén protegidas de embargos y ejecuciones judiciales por la aplicación de la Ley de Vacunas contra el COVID-19. Acompañaron la presentación legisladores pertenecientes a provincias que integran la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI). El proyecto de ley incorpora a la Ley de Vacunas un artículo en el cual protege a las “regalías de cualquier especie que perciban a tengan derecho a percibir las provincias en función de concesiones de explotación de los recursos naturales existentes […]

La entrada Menna presentó un proyecto de ley para garantizar la protección de las regalías petroleras se publicó primero en RunRún energético.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El ministro Quijandría Acosta planteó retomar subastas de energías renovables en Perú

De acuerdo con el Ministerio de Ambiente, Perú es responsable del 0,4% de las emisiones de co2 a nivel global. Visto aquello, a través de la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC), el Estado se comprometió a que sus emisiones netas de gases de efecto invernadero no excedan las 208,8 MtCO2eq en el año 2030.

Para lograrlo autoridades como el ministro del Ambiente, Gabriel Quijandría Acosta, identificaron una serie de desafíos climáticos en distintos sectores productivos del país como el energético y el de transporte.   

En detalle, para el ministro Quijandría el desafío comprende 92 medidas de adaptación para reducir los niveles de vulnerabilidad y riesgo asociado al cambio climático y 62 medidas de mitigación para lograr al menos un 40% de reducción de emisiones de GEI en esta década que comienza.

Puntualmente en el sector energético, el ministro advirtió falta de atención a la urgencia climática y la necesidad de incorporar más energías renovables en el sector eléctrico.

«Una política que ha sido exitosa en el país ha sido la promoción de la incorporación de energías renovables en la matriz». 

«Estudios regionales, como aquellos elaborados por el BID, han hablado sobre las subastas impulsadas por el Ministerio de Energía y Osinergmin, mostrando como caso concreto los precios competitivos alcanzados sobre todo en la última convocatoria frente a fuentes tradicionales», indicó durante un evento organizado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

Desde la óptica del ministro, las NDC son «robustas» y el planteamiento para cumplir con ese compromiso es “viable, factible, creíble y alcanzable” para el sector energético peruano. Una alternativa para lograrlo podrían ser las subastas de energías renovables que continúan mostrando precios competitivos. 

«No resulta muy claro porqué hemos dejado de hacer esto, porqué hemos detenido el proceso de hacer nuevas subastas y llevar adelante estos procesos», cuestionó. 

«Hay una argumentación de que las subidas de los precios están asociadas a la incorporación de las energías renovables en la matriz. Pero yo no estoy seguro de que sea así. La proporción en la que han crecido no justifica que el efecto de ese crecimiento en el precio venga por la producción de energía renovable».

Según el relevamiento del ministro, las subastas habrían permitido a Perú aumentar su participación de ERNC de un 0,5% a un poco más del 6% en tres años. Por lo que el retorno de aquellas medidas de acción climática sería beneficioso para Perú. 

“Esfuerzos vinculados a la incorporación de energías renovables en la matriz, el aumento de eficiencia energética, la electrificación de la economía, soluciones basadas en la naturaleza y la economía circular es de donde va a salir la reducción de emisiones que necesitamos para bajar el 40% de las emisiones al 2030 y llegar a la carbono neutralidad al 2040”, concluyó. 

 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Colombia dispone a consulta pública el pliego de la subasta de energías renovables

El Gobierno de Colombia dio un nuevo paso hacia el desarrollo de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables. Esta semana XM (nuevo administrador de este proceso) y FENOGE firmaron un contrato para financiar el despliegue técnico, jurídico y tecnológico requerido para implementar la nueva convocatoria.

En efecto, XM (ver plataforma) dio a conocer el Pliego (ver en línea) de la nueva subasta donde se detallan los aspectos que ya se venían fijando a través de distintas resoluciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía, como que los contratos se celebrarán en pesos colombianos a un plazo de 15 años y que los proyectos adjudicados deberán entregar energía a partir del 1 de enero del 2023.

Este Pliego, preliminar, quedará sometido a consulta pública hasta el 23 de este mes. Así, quedará abierto a comentarios que los distintos actores del mercado pudieran realizarle, los cuales no serán vinculantes pero servirán al Gobierno para introducir cambios, en caso de considerarlo.

De acuerdo al cronograma establecido, el Ministerio de Minas y Energía tendrá tiempo hasta el jueves 29 de este mes para introducir cabios y, un día después, el viernes 30, se publicará el Pliego definitivo.

Si el calendario quedara establecido tal como propone el Pliego provisorio, la entrega de sobres por parte de los oferentes tendría lugar del 3 al 6 de septiembre de este año. Y la adjudicación de proyectos se daría el 26 de octubre. La firma de contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) tendría lugar entre el 28 de octubre al 15 de diciembre de este año.

Fuente: XM“La publicación de los prepliegos y condiciones de la subasta es un paso más que nos permitirá seguir consolidando este salto histórico, permitiendo recibir aportes para tener la mayor participación y asignación en la subasta”, resaltó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

De acuerdo a cálculos del Gobierno, teniendo en cuenta las condiciones que impone la nueva subasta, podrían participar proyectos de energías renovables por alrededor de 4,2 GW, buena parte de ellos serían solares fotovoltaicos.

“La transición energética de Colombia es una realidad que se demuestra con hechos. Esta nueva subasta de energías renovables nos permitirá seguir afianzando la diversificación de la matriz eléctrica colombiana, haciéndola más resiliente y limpia, al tiempo que fortalece el liderazgo del país en la incorporación de este tipo de fuentes”, enfatizó Mesa.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Sequía histórica del Paraná: Yacyretá al 50%, problemas en usinas térmicas y contingencia en Atucha por la toma de agua de las centrales nucleares

La bajante histórica que afecta al río Paraná por la peor sequía en casi un siglo en Brasil encendió las alarmas de las distintas plantas de generación de energía en la Argentina que necesitan abastecerse de agua de esta cuenca para su funcionamiento. El efecto inmediato es una baja en la generación hidráulica de Yacyretá. Pero, además, por la caída del Paraná están en riesgo potencial 2.400 MW de distintas centrales térmicas y las nucleares de Atucha I y II.

Según aseguraron fuentes gubernamentales a Econojournal, en el corto plazo “tenemos incertidumbre” y lo que ocurra con el caudal del río aguas arriba en los próximos 20 o 30 días “es clave” para la operación de las centrales eléctricas. “La sequía tiene un primer efecto directo y es la bajante del Paraná, que va a significar menos generación de energía de Yacyretá”, explicó un funcionario del área eléctrica del gobierno. “Pero hay un efecto indirecto que es la dificultad en las tomas de agua de las centrales térmicas”, añadieron desde la compañía. La falta de agua en el Paraná ya provocó que el gobierno tenga que reforzar las importaciones de combustibles convalidando precios récord.

“La cota (altura del río en la toma de agua de las centrales) en mayor riesgo es la de la Central Térmica de Vuelta de Obligado, pero como todavía no tenemos la previsión para los próximos dos meses estamos evaluando las condiciones. No tenemos certezas”, remarcaron las mismas fuentes del gobierno, que trabajan sobre los informes de previsión del Instituto Nacional del Agua (INA). Si la situación permanece estable en estos niveles del Paraná, “no vemos un problema de abastecimiento, pero si de costos (en la generación de energía). Es decir, si perdemos un ciclo combinado lo tenemos que reemplazar con más combustibles”, aclararon desde Cammesa.

Las plantas que están en riesgo

Por la sequía histórica que afecta a la cuenca del Paraná están con riesgo 2.400 MW. En todos los casos, los operadores están trabajando con planes de contingencia:

La generación de Yacyretá, que está aportando 800 MW para la Argentina y 200 MW para Paraguay, podría verse afectada en el corto plazo. Según el último informe de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), esta semana se registró un caudal de 5.700 metros cúbicos por segundo (m3/s), cuando el promedio es de 13.000 m3/s en esta época del año. En junio, el caudal mensual promedió 6.200 m3/s, un valor igual al registrado en la caída de 1934 y el segundo más bajo desde 1901. La EBY cree “muy probable la profundización de la bajante del río Paraná”. Desde Cammesa estimaron que, si baja el entrante en 1.000 m3/s, la baja en turbinado de Yacyretá para la Argentina sería de alrededor de 200 MW.

La Central Termoeléctrica de Vuelta de Obligado de 250 MW, en la localidad de Timbúes en Santa Fe, es la planta que tiene más riesgo de perder generación si el caudal del Paraná continúa bajando. La operación de esta central depende de cómo se comporte el río en los próximos días.

-La Central Termoeléctrica San Martín de 250 MW (también en Timbúes), si bien no tiene los niveles de riesgo de la de Vuelta de Obligado, su operación podría complicarse si se profundiza la baja del río.

-Con menor riesgo a las anteriores aparecen las centrales de generación de la localidad de San Nicolás, en la provincia de Buenos Aires, que suman 1.100 MW. Se trata de la planta a turbo vapor San Nicolás I de 300 MW y de la Central Térmica San Nicolás I (AES Paraná) de 800 MW.

Las centrales nucleares Atucha I y II, instaladas en el partido de Zárate (Buenos Aires), toman agua de la misma cuenca. Están aportando en estos momentos alrededor de 1.000 MW. Si bien el riesgo es aún menor al de las centrales térmicas, la operación de estas plantas podría complicarse si persiste la caída del río Paraná. De hecho, se contrató una draga para garantizar la disponibilidad del agua.

-La bajante del Paraná también despertó una alarma por el acceso de los buques regasificadores de gas natural licuado (LNG) a la terminal de Escobar. Por ahora no hay riesgos de operación, pero si es necesario que los barcos hagan maniobras distintas a la habituales.

Sequía en Brasil y efecto aguas abajo

La sequía en Brasil es la peor en casi un siglo. Las precipitaciones se sostienen por debajo del promedio histórico desde octubre de 2019. Aguas abajo, el efecto es de una fuerte caída en todo el río Paraná que también está afectado el transporte por barco y, en algunas zonas, ya hay efectos sanitarios. En Cammesa también explicaron que la situación del río en la Argentina va a depender no sólo de las lluvias, sino también de lo que haga Brasil con los embalses.

Según el Instituto Nacional del Agua (INA), por el Paraná está ingresando a la Argentina el 40% del promedio de los últimos 25 años del caudal de agua y la bajante de 2021 está en los niveles de los registros históricos de 1934 y 1944. En Rosario, por caso, se registraron bajas de tres metros.

La entrada Sequía histórica del Paraná: Yacyretá al 50%, problemas en usinas térmicas y contingencia en Atucha por la toma de agua de las centrales nucleares se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Preocupación en AMER por el impacto de las políticas públicas sobre el sector de las renovables en México

La Secretaría de Energía de México (SENER) recientemente reconoció que el país no alcanzará las metas de generación limpia establecidas en la Ley de Transición Energética y el Acuerdo de París. 

Este dato se vio reflejado en la publicación del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2021-2035, que detalla la planificación anual con un horizonte a quince años y alineado a la política energética en materia de electricidad, y allí se detalla que México llegaría al 31% para 2024, pero la ley establece un mínimo del 35% para dicho año.

Raúl Asís Monforte González – Presidente de AMER

Al respecto, Energía Estratégica se contactó con Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C, quien expuso su visión sobre el tema en cuestión. 

“Es probable que esos pronósticos planteados en el PRODESEN – previamente mencionados- lo único que están mostrando es una realidad que no es posible ocultar”, señaló. 

A lo que apuntó el especialista es que “este gobierno se ha empeñado en entorpecer los proyectos de generación limpia, obstaculizarlos por cuanto medio tienen a su alcance, y eso ya ha enviado señales de incertidumbre a los inversionistas, y han ocasionado un freno al crecimiento que se tenía desde hace algún tiempo”. 

“Posiblemente más que haber alguna intención al reconocerlo, es que no puede ser ocultado, no hay modo de que aplicar políticas equivocadas no se vea reflejado en la realidad”, agregó.

– ¿Qué consecuencias podría acarrear el incumplimiento? – Frente a esta pregunta, y si bien las metas del Acuerdo de París y la NDC (por sus siglas en inglés) son metas voluntarias y no prevén sanciones, el presidente de AMER manifestó que “el país que incumpla, ya tendrá implícita una penalización debido a la pérdida de competitividad”. 

“Hoy en día no hay forma más barata de generar nueva energía que las renovables y limpias, especialmente solar y eólica, por lo que no avanzar en ese sentido implicará tarifas más caras para las industrias de ese país, y por lo tanto será un obstáculo para competir con productos de otros países”, sostuvo. 

Además marcó la posibilidad de “la pérdida de prestigio y buena fama internacional, dado que todos los demás países del mundo, coinciden en que no solamente se deberían de cumplir las metas, sino que éstas deben ser aún más ambiciosas y alcanzarse más rápidamente si queremos un futuro verdaderamente sostenible para la humanidad”. 

Por otro lado, en lo referido al panorama a futuro de la generación distribuida proyectado en el PRODESEN, donde se plantea que la potencia instalada en dicha materia podría alcanzar entre 9.179 MW y 13.869 MW en el Sistema Eléctrico Nacional para el 2035 y que ocuparía entre un 13% y un 19% a partir de dicho año en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial, Raúl Asís Monforte González expresó lo siguiente: 

En la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente AC, creemos que estos escenarios son factibles, pero no solamente eso, queremos que verdaderamente se realicen todas las acciones tendientes a impulsar la GD, para que se alcance o rebase inclusive el pronóstico más optimista”. 

“Es posible, y debemos lograr esa meta, el planeta ya no aguanta más emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), tenemos que parar esto, o nos quedaremos sin futuro”.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Gobierno de Chile debate el rol del gas en la transición mientras mejora competitividad de las renovables

Chile está cursando un amplio debate sobre qué se debe hacer con la norma técnica de Gas Natural Regasificado que presentó la CNE a consulta pública (descargar), la cual modifica la medida que se viene aplicando desde el 2016 y que dicta la inflexibilidad del gas, es decir, que toda empresa que le quede fluido sobrante pueda reclamar su prioridad dentro del mercado spot a costo cero.

La nueva norma de la CNE propone continuar con la inflexibilidad del gas pero acortarla a volúmenes anuales máximos de despacho; sin embargo, hay detractores de esta medida tanto por mantener el statu quo como por eliminarla completamente. Una de las que plantea su eliminación es Ana Lía Rojas, directora de la firma de asesoría energética EnerConnex.

En principio, la especialista valora que se esté dando este nivel de discusión pero manifiesta que el gas debería volver a ser flexible: que compita en precios con otras tecnologías.

En diálogo con Energía Estratégica, Rojas explica que la inflexibilidad del gas surgió como una medida excepcional, pero que su espíritu se desdibujó en los últimos años.

Los números la respaldan: según la CNE, en 2019 el 62% del  gas que se despachó fue declarado como inflexible, mientras que en el 2020 un 42%.

La consultora advierte que esto acarrea básicamente dos problemas, que califica como “graves”. Por un lado, -sostiene- desincentiva proyectos de energías renovables, sobre todo en aquellos que se enfocan directamente sobre el mercado spot, y eso repercute en las metas medioambientales de Chile.

“Lo que hagamos en esta década será fundamental para alcanzar la Carbono Neutral al 2050. Tenemos poco tiempo y tener una distorsión de los costos marginales que abarate el mercado no es la señal correcta que necesitamos para obtener las inversiones que nos va a permitir movernos hacia la transición energética”, opina Rojas.

Por otro lado, la especialista alarma “un problema mayor” al anterior: “Esta situación de depresión del costo marginal por las cuantiosas declaraciones de gas inflexible genera un descalabro en las cuentas de las empresas de energías renovables que no tienen contratos y le están vendiendo al spot. Estas empresas han empezado a entrar en una situación sumamente frágil desde el punto de vista financiero y algunas de ellas ya están en default”.

“Esto está generando que empresas incumbentes tiendan a comprar, a adquirir, activos de estas compañías más pequeñas que por no tener respaldo entran en dificultades financieras. De este modo se promueve una reconfiguración hacia la concentración del mercado”, observa la directora de EnerConnex.

Más renovables

Una de las hipótesis que manifestó la Comisión Nacional de Energía (CNE) es que si se eliminara la inflexibilidad del gas los costos del sistema eléctrico aumentarían a casi el doble: de 55 a 60 dólares por MWh a 90 o 100 dólares por MWh.

Ana Lía Rojas, directora de EnerConnex

Sin embargo, para Rojas ese escenario no tiene asidero real. “Esos cálculos se realizan suponiendo que el gas se reemplazará por diésel, pero eso no tiene ningún sustento ni económico ni técnico. La eliminación de la inflexibilidad va a permitir un mayor espacio para las renovables y para el gas flexible”, asevera.

Justifica: “El gas está pensado para ser el combustible de la transición energética, para apoyar a las energías renovables variables. Pero las empresas gasíferas también tienen que hacer inversiones para poder ampliar sus capacidades de almacenamiento y de regasificación, que hoy día se ve limitada por la inflexibilidad”.

Rojas cuenta que actualmente el mercado mundial del GNL ha cambiado respecto a algunos años atrás. “Hoy el mercado es más líquido, lo que permite redireccionar o reubicar cargamentos de GNL que en el punto de destino no se requieran por esta limitación de almacenamiento; eso se da en todos los mercados”, indica.

Sin embargo existen críticas que señalan que las energías renovables más económicas (eólica y solar fotovoltaica) tienen la limitación de la variabilidad, y que una situación de faltante de gas por la eliminación de la inflexibilidad podría generar problemas en el sistema.

Ante ello, Rojas manifiesta: “Eso podría solucionarse con señales de precios para las tecnologías que permiten que tanto la eólica y la solar fotovoltaica se transformen en centrales de base, como es con la incorporación de baterías. Hasta el día de hoy no hay señales de inversión para el almacenamiento, y esto ralentiza la transición energética”.

Además, cuenta que existen soluciones que permiten que las renovables ofrezcan otros tipos de servicios y atributos a la red eléctrica para que sean transformadas en tecnologías gestionables, como lo es la electrónica de potencia.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La provincia de Buenos Aires sigue a la espera de la adhesión a la Ley Nacional de Generación Distribuida

El proyecto de ley provincial impulsado desde la Honorable Cámara de Diputados, el cual propone adherir a la Ley Nacional N° 27.424, la cual establece el “Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública”, fue aprobado en diputados el pasado 13 de mayo, pero todavía deberá pasar por tres comisiones distintas del Senado para que posteriormente sea tratado en el plenario de esta última cámara.

Incluso el expediente D 169 2021 – 2022 – así está catalogado – ingresó a la primera comisión, la de Usuarios y Consumidores, recién el pasado miércoles 7 de julio, por lo que todavía allí se encuentra en estudio para definir si hay despacho favorable o no. 

Si el proyecto de ley provincial logra dicho despacho, también tendrá que tratarse en, al menos, otras dos comisiones más: Presupuesto e Impuestos y en la denominada Legislación General. Y además, según pudo averiguar Energía Estratégica, no sorprendería que también deba ingresar a la comisión de Asuntos Constitucionales y Acuerdos. 

Cabe mencionar que para que el proyecto tenga despacho en cada comité y avance en el proceso legislativo pertinente, precisará tener dictamen favorable en cada comisión, es decir, el cincuenta por ciento más un voto legislativo a favor. 

Sin embargo, si el proyecto llegara a requerir modificaciones o su continuidad es denegada, ya sea por decisión de alguna de estas comisiones o en el propio parlamento de la Honorable Cámara de Senadores de la Provincia de Buenos Aires, el expediente retornará a la cámara de origen, en este caso la de diputados y tendrá que comenzar nuevamente el proceso legislativo. 

Pero en caso que el Senado bonaerense también dé el visto bueno a la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, Buenos Aires se convertirá en la décimo cuarta entidad territorial argentina en adherir a una ley que ya cuenta con dos distribuidoras inscriptas en la provincia.

Las mismas son la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (Edenor) y la Empresa Distribuidora y Comercializadora Sur S.A. (Edesur). 

Y según el último informe de avance publicado por la Secretaría de Energía de la Nación, Buenos Aires ya cuenta con 133 usuarios-generadores y acumula una potencia instalada de 793 kW. Mientras que hay otros 125 U/G y 864,8 kW de potencia reservada dado los trámites en curso. 

Además la normativa nacional actualmente cuenta con 503 usuarios-generadores conectados a la red a lo largo de todo el país, y con una capacidad instalada total de poco más de 5,2 MW, bajo lo contemplado en el último reporte de avance al cierre de junio. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

«SolisCloud»: Así es la nueva plataforma de monitoreo fotovoltaico inteligente

A raíz de la pandemia, los sistemas de monitoreo a distancia de sistemas energéticos renovables se fueron sofisticando para facilidad de los usuarios e instaladores. Entre los fabricantes que apostaron a mejorar sus plataformas digitales se destaca Solis.

Desarrollado íntegramente por Ginlong Technologies, SolisCloud llegó para seguir innovando en el sector fotovoltaico junto a inteligencia artificial al servicio de la electrónica de potencia. 

“Había una debilidad en nuestro sistema de monitoreo anterior m.ginlong. Si bien era un sistema robusto, era limitada la información que recogía”, introdujo Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para Latinoamérica de Solis. 

“Ahora, estamos invitando a todos nuestros clientes a migrar a la nueva plataforma donde encontrarán muchas más ventajas en lo que respecta al monitoreo del sistema solar -inversor, paneles, cargas críticas, etc.- y ahora también el almacenamiento”, agregó. 

SolisCloud ya está disponible para toda Latinoamérica. Los clientes de Solis pueden descargarla en su appstore, playstore o ingresando directamente al sitio www.soliscloud.com

Esta solución gratuita cubre a todo el abanico de inversores Solis en todos los segmentos de mercado, permitiendo un monitoreo en tiempo real con datos precisos sobre la energía 24/7, un análisis estadístico en detalle, generando alarmas inteligentes y optimizando el control remoto del sistema. 

Principalmente en el segmento residencial SolisCloud se posiciona como una de las principales herramientas digitales para instaladores que deben gestionar varios sistemas a distancia, ya que pueden realizar  cambios en la operación y en la configuración de los equipos de manera remota.

Van tres meses del lanzamiento oficial en Latinoamérica de esta plataforma en nube y el referente regional de la empresa china se anima a vaticinar que la industria irá por más.

«Claro que se puede seguir innovando. Claro que se puede seguir bajando los costos», confió el empresario.

Durante su participación en el más reciente evento de Latam Future Energy, Sergio Rodríguez desestimó el preconcepto de que los productos tecnológicos chinos sean de mala calidad y pronosticó que las mejoras en su oferta traerá aparejada una mayor competitividad. 

“Aunque existen productos de mala calidad, también hay excelentes productos”. 

“Es un mercado bastante joven, hay mucho campo para innovar”. 

Desde la perspectiva del referente de Solis, los fabricantes chinos facilitaron el acceso universal a la energía solar, bajando los costos de la tecnología frente al de otros competidores. 

“Con la llegada de empresas asiáticas como Solis, que tienen menos de 15 – 20 años en esta industria, la cantidad de productos y la cantidad de tecnología que se ha traído al sector ha ayudado a democratizar el mercado”. 

“El almacenamiento llega a independizar al usuario porque aislado de la red uno puede usar la energía a demanda y ser generador y consumidor. Sobre esto nos enfocaremos en los próximos años”, adelantó Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

“El hidrógeno verde debe formar parte incuestionable de la futura planificación energética de Ecuador”

El desarrollo y potencial de producción del hidrógeno verde en Latinoamérica sigue siendo una tendencia que cada día suma más voces en el sector energético y cada vez más los países enfocan su mirada a este vector energético. 

Justamente el avance en dicha materia en Ecuador fue uno de los temas abordados por Kurt Freund, rector de la Universidad del Pacífico, durante el evento denominado “Expo Virtual Energías Renovables”. 

Allí el especialista señaló que el país cuenta con suficiente capacidad hidráulica, solar y eólica para producir energía limpia y económica, pero que si se observa la matriz energética, “todavía la gran parte de ella va a consumir hidrocarburos, y entonces el gran reto es la descarbonización, el proceso de transición energética y el aumento del consumo de energías renovables”. 

“Esa es la razón primaria por la que debemos pensar en el futuro del hidrógeno verde como una parte componente de este nuevo elemento. Y con eso cumplimos con los objetivos internacionales con los que somos suscriptores, como el Acuerdo de París”.

 “El hidrógeno verde debe formar parte incuestionable de la futura planificación energética del país”, aseguró.

– ¿De qué manera el país sudamericano podría enfocarse en el H2 verde? – Kurt Freund sostuvo la idea de impulsar nuevos proyectos eléctricos a partir de energía limpia y con un excedente generar ese vector energético. 

“Hablamos de mega exportaciones, donde 100 MW pueden generar cien millones de dólares de exportación de hidrógeno verde por cada año una vez instalado, es decir, de valor agregado”. 

“El hidrógeno verde puede ser exportado al resto del mundo, porque conforme avanza el tiempo tendremos eficiencias, nuevas maneras de almacenamiento y cómo exportarlo”, manifestó. 

Además, apuntó al hecho de conseguir mantener costos bajos en la producción de esta tecnología, logrando un promedio por MWh cercano a los cuarenta dólares para el año 2025. “Con eso se puede estar pensando que somos muy competitivos para exportar a cualquier lado del mundo”, mencionó.  

“Tenemos una gran oportunidad para hacer este tipo de exportaciones y avanzar en el concepto de hidrógeno verde”, adicionó a sus declaraciones.

Por otro lado, también se refirió a otro tipo de modelo de negocio en torno al H2 producido a partir de fuentes de generación limpia: el consumo local. Sobre este tema opinó que no cree que en las ciudades sea primordial, “porque crecerá el consumo de vehículos eléctricos”, pero sí en el sector minero y transporte entre grandes distancias.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Tendencias: Reconocida cadena de hotel invierte en su primera micro-red de Latinoamérica

La micro-red les permitirá evitar la emisión de 20.8 toneladas de Carbono (CO2) al año, generar ahorros económicos, tener cobertura energética y aumentar la resiliencia ante cualquier fallo en el flujo eléctrico.

Una micro-red eléctrica es un sistema integrado de generación y distribución de energía en baja o media tensión compuesto de paneles solares, baterías para el almacenamiento, inversores de energía y un software de control que vigila la generación, almacenamiento y distribución de la energía producida.

Las micro-redes pueden ser controladas como entidades individuales u operadas en paralelo a la red pública sin causar disturbios en la misma.

Pueden intencionalmente funcionar de manera independiente de la red para protegerse durante una fluctuación en voltaje y/o cualquier anomalía proveniente de la misma, brindando una capa adicional de confiabilidad en la operación de los clientes mientras se sostiene parcialmente a través de baterías de almacenamiento.

La iniciativa se deriva de los pilares de sostenibilidad de las compañías y del programa Serve de Marriott International, a través de la cual la cadena hotelera pretende impactar de manera positiva las comunidades de todo el mundo donde opera.

“Proyectamos generar un beneficio al ambiente con la reducción de las emisiones de carbono, al tiempo que se disminuye el consumo eléctrico. Esta acción es consecuente con las inversiones realizadas desde el año 2017 que inciden en la sostenibilidad como elemento central para mejorar la experiencia de nuestros huéspedes”, comentó Daniel Grew, Director Estratégico en Sostenibilidad para CPG Hospitality.

La inversión representa un cambio importante en cómo el hotel operará energéticamente. El trabajo inició en marzo y estará listo en noviembre del presente año, generando más de 30 empleos indirectos en el país.

Por su parte, Dennis Whitelaw, Gerente General de Costa Rica Marriott Hacienda Belén, considera que “el viajero de hoy si bien disfruta de un resort con todas las comodidades, busca opciones que, en paralelo, mantengan una operación amigable con el ambiente, de manera que su visita sea confortable y no represente un alto impacto al ambiente. Esta iniciativa se une otras acciones que realizamos en pro del ambiente, tal es el caso de la siembra de árboles».

La instalación de la micro red eléctrica está a cargo de la empresa nacional greenenergy® quienes son los representantes en Costa Rica de las marcas que se están instalando en el sistema.

Heila Technologies de Boston, Massachusetts, es una de las marcas que greenenergy® representa y son los proveedores del software de control y optimización Heila EDGE®, que será usado como el cerebro de la micro-red. Heila es conocida por implementar la inteligencia artificial y el aprendizaje automático en sus productos, que es la arquitectura más avanzada de la industria actual.

“En greenenergy® estamos constantemente evolucionando, investigando e innovando para ofrecer soluciones de energía limpia con la tecnología más avanzada. Son soluciones que aportan a la reactivación económica del país, beneficiando a nuestros clientes en sus objetivos de triple utilidad y, en este caso, que aportan al posicionamiento de Costa Rica como una opción de turismo sostenible”, comentó Fernando Ortuño, director general de greenenergy® Costa Rica.

“Nuestra misión es proveer soluciones inteligentes a más sitios que están enfocados en ahorros y resiliencia y estamos orgullosos de haber sido elegidos por greenenergy® para ofrecer la tecnología más avanzada a CPG Hospitality y Enjoy Group. Seguiremos trabajando en el futuro para facilitarle a más empresas en Costa Rica y la región la alternativa más avanzada de micro-redes eléctricas ”, añadió Francisco Morocz, CEO de Heila Technologies.

 

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF, Vista y Tecpetrol recuperan producción y aguardan proyecto oficial para inversiones

Directivos de principales compañías energéticas que operan en la producción de hidrocarburos en el país coincidieron en destacar –por separado- los buenos resultados logrados desde la puesta en vigencia del Plan Gas Ar, diseñado por el gobierno nacional, al tiempo que aguardan con expectativa el texto definitivo del proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en el sector. Se estima que el proyecto se conocería la próxima semana y sería enviado de inmediato al Congreso de la Nación para su consideración y tratamiento a partir de agosto.

Los directivos también coincidieron en describir que, luego del freno productivo que provocó la Pandemia del Covid 19 en gran parte del 2020,  sobre el final del año y en el inicio del 2021 se retomó la actividad y se están recobrando niveles de producción pre-pandemia, continuando con la aplicación rigurosa de protocolos sanitarios específicos dispuestos para esta industria.

Al respecto, el vicepresidente de Upstream  (exploración y producción) No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, señaló que la compañía “incrementó un 126 por ciento”  la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad mostró en este año.

“Hemos crecido un 126 por ciento  en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta”,  señaló Iuliano al participar de manera virtual en una Jornada sobre Energía que organizó el diario Río Negro.

Iuliano resaltó el relanzamiento de la actividad a fines del 2020 , que permitió poner los equipos en marcha e iniciar el proceso de producción, particularmente a partir de los incentivos del Plan Gas.

“De  la mano del Plan Gas pudimos poner en el mercado casi  33 millones de metros cúbicos día (convencional y no convencional), lo que representa un crecimiento de 31 % en la producción de gas de la compañía, remarcó, y añadió que de una producción de 5 millones de metros cúbicos de shale gas diarios, se pasó a los “actuales 12 millones”.

En cuanto al escenario exportador en materia de hidrocarburos, Iuliano recordó que YPF “lleva adelante un plan de negocios que tiene por objetivo generar un volumen de producción de petróleo sostenible para poder exportar.  Y para hacerlo, primero, tenemos que lograr los mismos niveles de eficiencia de nuestros competidores”.

El directivo de YPF destacó el crecimiento del nivel de actividad en Vaca Muerta: “Llevamos varios meses con más de 400 etapas de fractura, y debemos continuar con ese ritmo de perforación de pozos para mejorar la competitividad”.

Asimismo,  subrayó la importancia de los incentivos que, estima,  contendrá para el sector el proyecto de ley que prepara el gobierno, en consulta con los diversos actores de esta industria –gobiernos de las provincias con recursos hidrocarburíferos, empresas y gremios de la actividad-.

“La ley de fomento de inversiones es fundamental y seguramente será útil para toda la industria ya que genera condiciones sustentables.  Me pone contento que tanto Energía, el gobierno nacional y los gobiernos provinciales puedan ver con claridad la oportunidad que ofrece Vaca Muerta”, remarcó Iuliano, quien proyectó para el 2022 “un nivel de actividad similar o algo por arriba del de éste año, tanto en petróleo como en gas”.

 “Será un plan de inversiones en perforación y producción agresivo, para crecer con eficiencia, generar empleos y alentar el crecimiento de empresas proveedoras locales”, destacó.

En la misma Jornada Juan Garoby, cofundador y COO de Vistal Oil & Gas refirió que “luego de la difícil situación que atravesamos en 2020 –pandemia, caída de precios internacionales y la macroeconomía- hacia fin de año tomamos un impulso que nos permitió empezar el 2021 con buen nivel de actividad,  y registrar en el primer trimestre una producción de 34 mil barriles día, un  30 % más respecto al mismo trimestre de 2020”.

“En  tres años de actividad hoy somos segundo productor de shale gas y tercero de petróleo en el país, con un plan de crecimiento sostenido apalancado en Bajada del Palo (no convencional – Neuquén) describió Garoby, quien destacó que “hoy estamos en 40 mil barriles por día (boes) y creemos que nuestro objetivo de promediar 38 mil boes en el año es cumplible”.

Al respecto,  y proyectando al 2022 refirió que “tenemos capacidad ociosa para incrementar hasta 50 mil boes día sin necesidad de hacer mayores inversiones que las ya realizadas”.

El directivo hizo hincapié en la eficiencia operativa que la compañías está logrando,  “mejorando  costos por pozo perforado ya que estamos por debajo de 10 millones de dólares por pozo, estamos perforando en 17 días y con un costo 45 % menor que lo que fue nuestro primer pad  hace tres años”.

En esto, destacó, tenemos alianzas estratégicas con nuestros proveedores en perforación y en completación de pozos y los resultados, en base a la eficiencia, son beneficiosos para todos”, remarcó.

Acerca del reciente acuerdo que Vista alcanzó con Trafigura para avanzar en el desarrollo de Bajada del Palo, Garoby describió que “nos asociamos para el desarrollo de 5 pads en base a un esquema en el cual Trafigura pone 20 por ciento de la inversión y se va a lleva 20 por ciento de la producción. (sobre una inversión total de 250 millones de dólares).

En base a este acuerdo se acelera el desarrollo de Bajada del Palo, Trafigura se asegura el abastecimiento de crudo para su refinería –con crudo propio más el que le aportará Vista en base a un contrato de provisión-.

“Además, esto ayuda a generar mayores saldos exportables (crudo Medanito) que la compañía ya está realizando a razón de 3 millones de barriles, y que esperamos repetir este año”, detalló. Los destinos de ése crudo han sido la costa oeste de los EE.UU.,  Bahamas,  Brasil y  Chile “con descuento contra Brent de menos de 2 dólares por barril,  casi o por encima del WTI”.

Acerca del plan de promoción de inversiones que prepara el gobierno nacional, Garoby dijo que “mucho se habla de esa ley, y hay varias versiones dando vueltas. Hay que esperar a ver qué es lo que se presenta”.

Al respecto, consideró que las claves del proyecto pasan por “asegurar ciertos cupos de exportación de los volúmenes excedentes, permitir dejar divisas en el exterior de manera que las compañías puedan solventar sus obligaciones, y beneficiar a las empresas que en los últimos años han invertido y crecido en producción. También mencionó la necesidad de contar con incentivos fiscales como puede ser la amortización acelerada de activos”.

A su turno, Ricardo  Markous, CEO  de Tecpetrol relató que “el 2020 fue año muy difícil teniendo en cuenta el tema COVID, nosotros seguimos operando pero frenamos perforación y fractura, con una reducción sustancial de producción, ya que pasamos (en Fortín de Piedra) de 17,5 millones de metros cúbicos de gas día a fines de 2019, a 11 millones de metros cúbicos a finales del 2020”.

Markous destacó que “gracias al Plan Gas hoy estamos cerca de los 17 millones de metros cúbicos día, los pozos tienen una performance excelente y podemos llegar a los 18 millones diarios en agosto”. Las inversiones rondan lo 450 millones de dólares.

El directivo refirió que la compañía tiene previsto además acentuar operaciones en  las áreas “Los Toldos I y II” para desarrollar reservas de gas y de petróleo. En base a los resultados se decidirá o no su desarrollo masivo, explicó.

En lo que respecta al proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en el rubro, Markous mencionó la necesidad de contar con “estabilidad de reglas de juego,  facilidades para exportar excedentes y contar con la libre disponibilidad de las divisas que estas exportaciones generan, todo lo cual favorecerá un incremento sustancial de la producción, tal como ocurre con el Plan Gas, que dió previsibilidad a la actividad”.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Empresa por empresa: los planes de las operadoras de Vaca Muerta de cara a la post-pandemia

Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream no convencional de YPF, Juan Garoby, co-fundador y COO de Vista Oil&Gas, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, Sebastián Regis, gerente de Operaciones de Shell Argentina, Danny Massacese, director de Upstream de PAE y Sergio Giorgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total Energies, explicaron a lujo de detalle los planes que tienen en carpeta las principales empresas productoras de hidrocarburos del país al corto y mediano plazo.  

Al inicio del evento Energía ON, organizado por el diario Río Negro, el directivo de YPF, Pablo Iuliano, señaló que “de la mano del Plan Gas.Ar pudimos poner en el mercado casi 33 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) que aporta la cuenca neuquina, y están apalancados en el crecimiento del no convencional y en un trabajo muy fuerte de contención del declino del convencional con un crecimiento de nuestras áreas operadas de shale gas del 126% entre enero y julio del 2021”.

YPF

Alcanzar una producción de 250.000 barriles de petróleo en las áreas de YPF al 2026.Incorporar 2 o 3 equipos a la flota para sostener el nivel de actividad.Sostener y/o incrementar la cifra de 532 etapas de fractura registradas en el último mes.Mantener un volumen de producción exportable firme luego de abastecer la demanda interna.Abastecer la demanda de gas a nivel regional.Desarrollar la producción de los pozos que aportaron 750.000 barriles de petróleo en los últimos 30 meses y que van a generar aproximadamente 2 millones de barriles.Escalar la producción de gas que ronda actualmente los 700.000 metros cúbicos por día (m3/d).

Entre los datos que arrojó Juan Garoby, co-fundador junto a Miguel Galuccio de Vista Oil&Gas destaca el cierre del primer trimestre del 2021 con una producción de 34.000 barriles de petróleo. “Con esta cifra aumentamos un 30% los valores del mismo período del 2019 y en tres años nos consolidamos como el segundo productor de shale oíl del país y el tercer productor de petróleo”, indicó el COO de la compañía.

Vista

Optimizar el OPEX actual que ronda los 7 dólares por barril.Continuar con la disminución del costo de perforación que está por debajo de los 10 millones de dólares por pozo.Reducir los tiempos de perforación (la perforación del primer pad demoró 30 días. Hoy la demora se redujo a 17 días y disminuyó los costos en un 45%).  Explotar 4 nuevos pads en lo que resta del año.Concretar el acuerdo con Trafigura para el bloque Bajada del Palo. Trafigura aportará el 20% de inversión para desarrollar 5 pads (aunque pueden ser más) Es un compromiso de inversión conjunta cercano a los 250 millones de dólares.Exportar 3 millones de barriles de crudo a fin de año en consonancia con los valores del año pasado.Continuar en 2022 con un equipo de perforación y un set de fractura, y, eventualmente, un segundo equipo durante un tiempo para perforar uno o dos pads y acelerar el desarrollo.Incrementar la producción hasta 55 mil barriles equivalentes de petróleo (BOE) sin mayores inversiones en infraestructura en los próximos años.

“Fortín de Piedra es un proyecto que se inició en 2017 de cero y llegamos en 2019 a un pico de producción de gas de 17,5 millones de m3/d. A fin del año pasado, por el cese de la actividad, la producción se redujo a 11 millones de m3/d. No obstante, con la reactivación de la perforación y la fractura y el horizonte que nos dio el Plan Gas.Ar en términos de predicción de volúmenes para los próximos 4 años, retomamos la actividad, estamos llegando a los 17 millones y la cifra se va a incrementar en las próximas semanas”, expresó Ricardo Markous.

Los objetivos de Tecpetrol

Alcanzar una producción de 18 millones de m3/d de gas en agosto.Seguir perforando para mantener el nivel de producción durante el invierno.Bajar la producción en verano para que los equipos contribuyan al desarrollo de otros proyectos como Los Toldos.Pasar a desarrollo masivo el bloque de petróleo Los Toldos II.Retomar los equipos para mantener el número de producción de gas en 18 millones.Invertir 450 millones de dólares durante lo que resta del año (casi la totalidad destinada a la cuenca neuquina) y un monto similar para el 2022.Avanzar con el proyecto en Aguada de los Indios Sur con YPF que permitiría inyectar 3 millones de m3/d de gas en el inverno y hasta podría duplicarse en la medida en que exista la capacidad de transporte.

Fortín de Piedra

Por su parte, Sebastián Regis, gerente de operaciones de Shell Argentina, hizo especial hincapié en el proyecto de desarrollo de un nuevo oleoducto: “con más de 100 años de presencia en el país, este es el primer proyecto de Shell en el sector de midstream”.

La apuesta de Shell

Completar la Central Processing Facility (CPF) que se inauguró el mes pasado y no consiguió llenar el 50% de capacidad.Iniciar la construcción del oleoducto a Sierras Blancas- Allen de 105km que atraviesa Rio Negro y Neuquén, con Bahía Blanca como destino final. El oleoducto tendrá una capacidad de transporte de 120.000 barriles.Construir una planta gemela equivalente a la recientemente inaugurada de 30.000 barriles. Hoy Shell posee una capacidad total de 42.000 y esta nueva planta aumentaría la capacidad a 72 mil barriles de crudo por día.Continuar con la perforación de 30 pozos al año.  Continuar fuertemente la inversión en el área Coirón Amargo Sur Oeste.Ganar conocimiento de los pozos en el área Bajada de Añelo junto a YPF y pasar a producción masiva a fines de 2022.Luego, invertir en una planta de 15.000 barriles día para procesar esa capacidad.

El director de Upstream de Pan American Energy (PAE), Danny Massacese, sostuvo: “En 2020 teníamos previsto producir 196.000 BOE y pudimos producir 185 mil, es decir un 6% por debajo del plan. En cuanto a la actividad tenemos nuestra principal operación en la cuenca del Golfo San Jorge y pensábamos perforar 240 nuevos pozos, pero solo pudimos hacer 138. En la cuenca neuquina el impacto fue menor, perforamos 15 pozos de los 16 previstos”.

Desde una óptica más cauta, Massacese no ahondó demasiado en los futuros proyectos de la compañía en vistas a las posibilidades de salida de la crisis sanitaria que impactó en la actividad. Aun así, dio a conocer algunos proyectos que están en proceso de evaluación.

PAE

Perforar 220 pozos en el yacimiento convencional Cerro DragónDe concretarse la iniciativa mencionada, habrá que subir a 10 los 7 equipos de perforación disponibles actualmente y de 18 equipos de workover a 21.La perforación de 39 pozos nuevos en la cuenca neuquina en 2022.

Por último, Sergio Giorgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total, explicó que “el cambio de nombre (la firma se llamará ahora Total Energies), cristaliza la importancia que la compañía otorgará a la transición energética e implica, también, transformaciones profundas en la estructura de la empresa, en los procesos corporativos y en la utilización del capital”. La petrolera que opera en la cuenca neuquina y en Tierra del Fuego a través de la subsidiaria Total Austral, logró una producción de 33 millones de m3/d de gas y 12.000 barriles de petróleo por día en los bloques que explota en la actualidad.

Total

Aumentar la presencia en proyectos de energías renovables a través de Total Eren.Incrementar la producción por encima del compromiso mínimo a cumplir con el Plan Gas.Ar.Incrementar las inversiones en el área Aguada Pichana Este en la cuenca neuquina.

La entrada Empresa por empresa: los planes de las operadoras de Vaca Muerta de cara a la post-pandemia se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF incrementó un 126% la producción de shale gas en el primer semestre

El vicepresidente de Upstream (exploración y producción) No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, señaló hoy que la compañía «incrementó un 126%» la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad mostró en este año.

«Hemos crecido un 126% en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta«, subrayó Iuliano en una jornada virtual sobre energía organizada por el diario Río Negro. Iuliano resaltó el trabajo que comenzó a fines del 2020 con el relanzamiento de la actividad, que permitió poner los equipos en marcha e iniciar el proceso de producción, particularmente a partir de los incentivos del Plan Gas.

«De la mano del Plan Gas, pudimos poner en el mercado casi 33 millones de metros cúbicos, que están apalancados con la producción no convencional», añadió el vicepresidente de YPF. En este sentido, añadió que de una producción de 5 millones de metros cúbicos de shale gas, se pasó a los actuales 12 millones de metros cúbicos.

En cuanto al escenario exportador en materia de hidrocarburos, recordó que YPF «lleva adelante un plan de negocios que tiene por objetivo generar un volumen de producción de petróleo sostenible para poder exportar. Y para hacerlo, primero, tenemos que lograr los mismos niveles de eficiencia de nuestros competidores«. El directivo de YPF, además, destacó el crecimiento del nivel de actividad en Vaca Muerta: «Llevamos varios meses con más de 400 etapas de fractura, y debemos continuar con ese ritmo de perforación de pozos para mejorar la competitividad».

Por último, subrayó la importancia de los incentivos que beneficiarán al sector una vez sancionado el proyecto de Ley de Hidrocarburos. «La ley de fomento de inversiones es fundamental y seguramente será útil para toda la industria ya que genera condiciones sustentables. Me pone contento que tanto Energía, el gobierno nacional y los gobiernos provinciales puedan ver con claridad la oportunidad que ofrece Vaca Muerta», concluyó el vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF, Pablo Iuliano.

Los datos

La producción de gas no convencional de YPF creció un 126% en 6 meses. De la mano del Plan Gas IV, la producción de gas no convencional registró un crecimiento del 126% entre enero y junio.

-La producción pasó de los 5 millones de metros cúbicos a casi 12 millones de metros cúbicos día.

YPF aportó 33 millones de metros cúbicos de gas día en junio, apalancado en el crecimiento del no convencional y la contención de los declinos del convencional. Eso representa un crecimiento del 31% en la producción de gas de la compañía.

La entrada YPF incrementó un 126% la producción de shale gas en el primer semestre se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Ley de Hidrocarburos: el gobierno posterga la presentación del proyecto para descomprimir tensiones políticas y unificar criterios técnicos

El gobierno tenía previsto realizar este jueves una primera presentación del proyecto de ley de hidrocarburos, pero la resistencia que genera la iniciativa en el Golfo de San Jorge y algunos cambios de último momento que se están introduciendo en el texto para conseguir el aval de los principales jugadores de la industria llevaron a postergar el evento al menos una semana. Inicialmente había trascendido que el anuncio sería en El Calafate, en Santa Cruz, con la presencia del presidente Alberto Fernández y su vice, Cristina Fernández de Kirchner, y después también se evaluó la posibilidad de hacerlo en Neuquén, pero la suspensión del acto llevó a demorar también la definición del lugar.

A diferencia de lo que ocurrió con el Plan Gas, donde la propuesta se fue conversando con la industria desde un inicio, en este caso el Ejecutivo privilegió el hermetismo. Los funcionarios fueron adelantándoles a empresarios y referentes provinciales cuales eran los objetivos, pero se negaban a hacer circular el texto. Esa estrategia se vio alterada cuando EconoJournal publicó en exclusiva la última versión del proyecto el pasado 29 de junio.

A partir de ese momento, muchos actores que habían pedido participar en la elaboración de la iniciativa se vieron sorprendidos por un proyecto que en algunos casos no contemplaba las inquietudes que habían acercado. Entonces la tensión comenzó a escalar.

El ejemplo más claro de esta situación es lo ocurrido en Chubut donde el propio gobernador Mariano Arcioni se puso al frente del reclamo para que la provincia sea tenida en cuenta en el armado del proyecto.

“Perjudica áreas convencionales, en especial en el Golfo San Jorge; y el cambio al régimen de permisos de exportación perjudica y desincentiva a las empresas que exportan actualmente producción de áreas convencionales que vienen invirtiendo hace muchos años para sostener la actividad”, aseguró el gobernador el viernes pasado a través de un documento que contó con el respaldo de funcionarios de todo el arco político provincial y de los principales referentes sindicales.

GSJ. Motor que AIB

El máximo dirigente del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge “Loma” Ávila, fue menos diplomático que Arcioni. “Vamos a intervenir directamente para que la ley de hidrocarburos, en las condiciones en que está hoy, no sea aprobada”, aseguró. La crítica principal que emana del Golfo San Jorge es que la ley incentiva fundamentalmente la producción no convencional de Vaca Muerta.

Incentivos para exportar

La demora en la presentación de la iniciativa también obedece a algunos cambios que se están introduciendo en el texto. Una de las modificaciones que está en estudio está en línea con el planteo de grandes productores como YPF y PAE y está destinada a otorgar un mayor incentivo a las compañías ya consolidadas en el mercado para revertir la declinación natural de sus campos. 

La versión del proyecto difundido por este medio garantizaba a las petroleras la posibilidad de exportar el 20% de su producción incremental y ese porcentaje podía crecer al 50% si la producción adicional agregada del conjunto de los operadores superaba el 50%. No obstante, este régimen de incentivo prácticamente no beneficia a YPF y PAE, las dos principales productoras de crudo del país.

Las petroleras que vienen produciendo grandes cantidades de crudo tienen que invertir todos los años una suma significativa de recursos solo para evitar la declinación de esa producción. Por lo tanto, no les es tan sencillo alcanzar una producción incremental. El proyecto contempla esta situación y en su artículo 13 prevé que las autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) se incrementarán en hasta 10 puntos porcentuales de la producción incremental para aquellas productoras que el año anterior hayan podido contrarrestar la declinación técnica ajustada de su producción proveniente de cuencas con explotación convencional.

Ese cálculo no es tan sencillo. Por lo tanto, en el mismo artículo se aclara que “la magnitud específica de este factor de expansión de las AEG se establecerá en la reglamentación de la presente ley, debiendo definirse para cada beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del declino técnico ajustado de su producción de petróleo crudo convencional”.

No obstante, la base para el cálculo no se actualiza por declino. Es decir, no baja con respecto a la del año anterior.  El gobierno tomó esa decisión porque si la base se actualizara, con el paso del tiempo muchas empresas podrían obtener un cupo creciente de exportaciones liberadas solo por el hecho de cubrir la declinación. Pero en ese caso la producción no estaría creciendo y el abastecimiento interno comenzaría a estar en riesgo porque habría menos crudo disponible para el mercado interno.

«El costo de no actualizar la base de cálculo para calcular exportaciones y autorizar la liquidación de divisas en el exterior (dos de las principales palancas del proyectos) es que YPF termine operando en la práctica como un buffer (amortiguador) de las exportaciones de crudo que sí concreten otras petroleras que tienen un punto de arranque menor«, explicó a EconoJournal la semana pasada un consultor en Oil&Gas. A raíz de esa situación, ahora se está trabajando en una nueva versión que otorgue un mayor incentivo a YPF.

No a la transferencia de los permisos de exportación

Otra de las partes de la ley que se revisó es el artículo 17 que preveía la transferencia del Volumen Exportable Beneficiado. Ese artículo autorizaba a las petroleras que tuviesen una producción incremental de crudo y hubieran conseguido la autorización para exportar una parte de ese incremento, a cederle ese beneficio a otra empresa.

El objetivo era darle mayor dinamismo al nuevo régimen de exportación de crudo, pues al autorizar esa transferencia podría haber una empresa que consolidara los derechos exportables de varias firmas y entonces sí le fuera más conveniente avanzar con la exportación.

El problema en este caso es que esa transferencia iba a terminar habilitando una mayor competencia entre el crudo Medanito y la producción del Golfo San Jorge (donde PAE es el principal productor), algo que cuestionaron desde la gobernación de Chubut, por lo que el gobierno habría decidido no avanzar en esa dirección.  La expectativa oficial es que este cambio ayude a descomprimir las tensiones con los actores políticos y empresariales de la cuenca.

La entrada Ley de Hidrocarburos: el gobierno posterga la presentación del proyecto para descomprimir tensiones políticas y unificar criterios técnicos se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Schneider Electric y Wärtsilä lanzan la primera solución de energía de minería de litio sostenible del mundo

 

Industrial workers with notebook, teamwork

Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión y automatización de la energía, y Wärtsilä, líder mundial en tecnologías inteligentes y soluciones completas de ciclo de vida para los mercados marino y energético, se han asociado para crear una solución de energía sostenible e ininterrumpida para las más remotas minas del litio del mundo. El sistema de potencia, holístico y adecuado para su propósito, incluye consultoría y diseño de suministro de energía a medida, construcción de infraestructura energética, entrega de equipos, instalación, operación de microrredes digitales y puesta en servicio disponible para operadores mineros de todo el mundo.

La solución Schneider Electric y Wärtsilä, desarrollada

tras más de 20 años de colaboración que abarcan más de 200 proyectos, optimiza la entrega y el uso eficiente de la energía. Unifica y aprovecha microrredes, generación de energía térmica, almacenamiento de la energía y otras fuentes de energía renovable para proporcionar una solución altamente rentable, minimizando la huella ambiental de la industria minera. Los resultados, basados en proyectos piloto, son los siguientes:

Una reducción de CapEx general promedio del 27%Una reducción de las emisiones de CO2 de hasta un 20% o 18,500 toneladas por año por minaUna reducción del costo de energía del 40% al cambiar a la solución conjunta Schneider – Wärtsilä generada localmente. 

«Los beneficios van mucho más allá de la minería de litio», dijo Vivek. Kapoor, Vice President Mining, Minerals and Metals Segment en Schneider Electric.

«Para crear un futuro Net Zero, vehículos eléctricos y renovables, el almacenamiento de energía debe ser más asequible y accesible. Esta solución permitirá a los operadores mineros reducir el impacto ambiental de sus sitios y reducir el costo de producción. Tiene el potencial de impulsar la próxima generación de tecnología y, en última instancia, actuar como el fundamento de una sociedad Net Zero. Los operadores globales de minerales, metales y minería necesitan descarbonizar sus operaciones rápidamente y avanzar hacia el 100% renovable. Esta solución proporciona las respuestas a estos desafíos, brindando transparencia y eficiencia a las operaciones”

“La creciente demanda global de litio necesaria para aplicaciones de almacenamiento de baterías está ejerciendo presión sobre las operaciones mineras para que sean lo más eficientes y rentables posible”, dijo Jean Nabb, Director de Asociación Estratégica de Wärtsilä Energy. “La fuente de alimentación es un elemento fundamental de resistencia y confiabilidad. Junto con Schneider Electric, hemos diseñado una solución que aprovecha las fortalezas y la experiencia de nuestras dos empresas. No solo garantizará un suministro energético confiable, sino que también lo hará con beneficios económicos y ambientales debido a la mayor eficiencia de las operaciones mineras”.

El concepto de diseño del proyecto se extiende al ciclo de vida de la mina, entregando y aprovisionando el nivel de energía exactamente correcto para permitir la productividad de la mina. Como resultado, los costos operativos se reducen y la disponibilidad de energía se optimiza para alcanzar los objetivos de producción de una mina.

La previsibilidad de las piezas, el suministro de energía y los costos de mantenimiento reducen la necesidad de capital de trabajo dentro del ciclo 24/7. Esta solución funciona para nuevas minas que se están diseñando actualmente y también para conversiones de proyectos mineros. En particular, Argentina tiene el mayor potencial de minería de litio en los próximos cinco años a medida que se disponga de energía ininterrumpida sostenible.

Schneider Electric y Wärtsilä firmaron el acuerdo marco de cooperación para el desarrollo del diseño de soluciones de energía minera en marzo de 2020. Las partes tienen como objetivo optimizar el beneficio del cliente en proyectos mineros ofreciendo soluciones basadas en tecnologías mutuamente complementarias. El documento técnico empresarial se publicó en marzo de 2021.

La entrada Schneider Electric y Wärtsilä lanzan la primera solución de energía de minería de litio sostenible del mundo se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Santa Cruz confía en CGC: “Hay 80 pozos que se podrían poner en producción rápidamente, con incorporación de equipos de pulling o reparaciones menores” dijo Kalmus.

Así lo afirmó el titular del Instituto de la Energía de Santa Cruz , Matías Kalmus. Desde el organismo se confía en que el cambio de operación a manos de la Compañía General de Combustibles, de áreas que estaban en poder de Sinopec, proyectará una reactivación en el corto plazo, a partir de informes preliminares que cuenta el organismo provincial. , manifestó. Hace días se confirmó la operación de traspaso de la concesión entre Sinopec y CGC, del grupo Eurnekian, de capitales argentinos, que ya venían desempeñando una tarea importante en la cuenca Austral, al sur de Santa Cruz. Kalmus […]

La entrada Santa Cruz confía en CGC: “Hay 80 pozos que se podrían poner en producción rápidamente, con incorporación de equipos de pulling o reparaciones menores” dijo Kalmus. se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Programa Federal de Preinversión lanzado por el Gobierno

Se trata de unos $1.730 millones aportados en partes iguales por los Ministerios de Obras Públicas y del Interior. El Gobierno nacional, a través de los Ministerios de Obras Públicas y del Interior, presentó ayer en sociedad el Programa Federal de Preinversión que permitirá coordinar, planificar y brindar asistencia técnica y financiera para la formulación de proyectos de obras priorizadas en todo el país. Los proyectos de preinversión se hacen a partir de un análisis técnico de los costos, su factibilidad y la evaluación de los efectos ambientales y sociales, entre otros. En una primera etapa, la formulación de los […]

La entrada Programa Federal de Preinversión lanzado por el Gobierno se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Julio y agosto favorables para actividad de refinerías según AIE

Se espera que las tasas de refinación global sigan aumentando en julio y agosto debido al alza de la vacunación y un alivio de las medidas de distanciamiento social en todo el mundo, dijo el martes la Agencia Internacional de Energía (AIE). No obstante, la agencia con sede en París espera que la tendencia pierda impulso en el invierno boreal debido al mantenimiento estacional de las refinerías. Las refinerías de todo el mundo redujeron de forma significativa sus operaciones en 2020, ya que enfrentaron una caída sin precedentes en la demanda de combustible provocada por la pandemia del coronavirus y […]

La entrada Julio y agosto favorables para actividad de refinerías según AIE se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Santa Cruz: El gobierno nacional evalúa utilizar fondos del Tesoro para reactivar las represas.

Según fuentes cercanas a Electroingeniería, empresa integrante del consorcio que tiene a cargo la construcción, la decisión está tomada y de ese modo se evitaría la paralización de las obras. Desde el gobierno dicen que están evaluando la posibilidad, pero todavía no confirman la información. El gobierno evalúa aportar fondos del Tesoro para continuar con la construcción de las represas de Santa Cruz mientras se negocia con China una adenda financiera al contrato original. Explora distintas alternativas y una posibilidad es poner los fondos del Tesoro para continuar con las obras y cobrarlos una vez que se firme la adenda […]

La entrada Santa Cruz: El gobierno nacional evalúa utilizar fondos del Tesoro para reactivar las represas. se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

ENARGAS inaugura una sección online específica sobre la Ampliación del Régimen de Zona Fría (Ley 27.637)

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informa que puso a disposición de la ciudadanía una sección específica en su página web www.enargas.gob.ar dedicada a la Ley N° 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría. En dicha sección, los usuarios y las usuarias encontrarán los siguientes apartados: Informe General, en el que se podrá acceder al informe técnico general con la descripción de las características generales del Régimen de Zona Fría ampliado; Informes Provinciales, con los detalles de las provincias beneficiadas (Salta, San Juan, Córdoba, San Luis, Mendoza, Santa Fe y Buenos Aires); e Informe Normas IRAM, con información […]

La entrada ENARGAS inaugura una sección online específica sobre la Ampliación del Régimen de Zona Fría (Ley 27.637) se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Más de 169 inscriptos para la apertura de la Mesa de Innovación Tecnológica sobre GNL

El Enargas busca discutir propuestas y proyectos que contribuyan a mitigar los efectos negativos en los picos de consumo invernal y a “descarbonizar” la matriz energética. La misma se realizará mañana. Se destacan entre los registrados almacenadores, industriales, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras empresarias, instituciones de investigación y académicas, empresas dedicadas a la producción y tratamiento del gas, organismos de certificación y normalización y licenciatarias. Gracias a la ley de zonas frías y se reduce la tarifa de gas en zonas de bajas temperaturas El lanzamiento de la Mesa de Tecnologías de Almacenaje de GNL tiene como […]

La entrada Más de 169 inscriptos para la apertura de la Mesa de Innovación Tecnológica sobre GNL se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Neuquén modifica la adenda de Vaca Muerta con la firma de los actores principales en un acuerdo

Directivos de la cámara de empresas productoras de hidrocarburos (Ceph), con YPF y Pan American Energy (PAE) a la cabeza, firmaron con Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, líderes del sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina, un documento que incorpora —a pedido del gremio— una serie de modificaciones a la adenda al convenio colectivo de trabajo firmada en 2017, durante la gestión de Mauricio Macri. Se corregirán algunos de los cambios operativos introducidos en ese texto, que apuntó a reducir los costos de perforación y completación de pozos en los yacimientos no convencionales. El gremio petrolero cree necesario revisar […]

La entrada Neuquén modifica la adenda de Vaca Muerta con la firma de los actores principales en un acuerdo se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Suspendida la cumbre por las inversiones petroleras

“No conocemos la ley” y “queremos que Chubut sea parte del proyecto”. Esas fueron las dos frases que más suenan por parte de los actores de la Cuenca del Golfo San Jorge sobre el proyecto de Ley de Promoción de Hidrocarburos. Es que en la región no se conoce la iniciativa y se deberá seguir esperando porque se suspendió la cumbre donde se presentaría oficialmente el proyecto por parte de Nación. La reunión se iba a realizar en El Calafate y allí el Gobierno nacional presentaría oficialmente el proyecto de Ley de Promoción de Hidrocarburos a los gobernadores de la […]

La entrada Suspendida la cumbre por las inversiones petroleras se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Alemania: continuará importando gas vía Ucrania al menos hasta 2024

En la fecha están terminadas las obras del gasoducto ruso Nord Stream 2, al menos hasta 2024. Así lo aseguró el lunes Angela Merkel al presidente ucraniano, al que recibió en la Cancillería de Berlín y confirmó que “para nosotros, Ucrania es y seguirá siendo país de tránsito”. La canciller prometió a Volodimir Zelenski que “Alemania hará todo lo cual esté en nuestro poder para conservar ese estatus quo”, Conforme ha acordado anteriormente con Joe Biden en su reciente partido. Zelenski, por su parte, pidió que U.S.A. se involucre en las negociaciones para lograr una solución diplomática a la crisis […]

La entrada Alemania: continuará importando gas vía Ucrania al menos hasta 2024 se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El CIB21 tratara las soluciones que aporta la biomasa y el gas renovable al modelo energético mundial

El Congreso Internacional de Bioenergía (CIB21)se celebra del 21 a 23 de septiembre de 2021 en Valladolid, organizado en tres jornadas en horario de tarde y en un formato mixto, presencial y digital, con el objetivo de facilitar el acceso al mayor número posible de profesionales e interesados tanto de la Península Ibérica como de América Latina. Los asistentes al CIB21 tendrán la oportunidad de escuchar el análisis de los principales agentes nacionales y europeos sobre la transposición de la directiva REDII y cómo afecta a cada uno de los integrantes de la cadena de valor de la bioenergía. También, […]

La entrada El CIB21 tratara las soluciones que aporta la biomasa y el gas renovable al modelo energético mundial se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Canadá domina la energía y la minería del Amazonas

China es el mayor inversor extranjero en energía hidroeléctrica amazónica, pero las empresas canadienses tienen la mayoría de las acciones en los principales sectores de riesgo ambiental Las empresas canadienses se han consolidado como las que más invierten en proyectos energéticos y mineros en el Amazonas. Dejando atrás a las chinas que controlan el 10% en los sectores hidroeléctrico y extractivo, según los últimos datos publicados por el think tank estadounidense Diálogo Interamericano. “No creo que nadie supiera exactamente lo activa que es Canadá en el Amazonas”, dijo Lisa Viscidi, directora del programa de energía, cambio climático e industrias extractivas […]

La entrada Canadá domina la energía y la minería del Amazonas se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Bolivia: YPFB cuestionado por vuelta a la exploración en la reserva Tariquía

Las comunidades que habitan en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía manifestaron su rechazo al plan de la estatal petrolera, ya que dichos proyectos se encuentran en la zona intangible de la reserva.  Esto ocurrió luego del anuncio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de desarrollar un plan exploratorio en Tarija que contempla los proyectos Astillero y Chuluma, para dar solución definitiva a la provisión de gas Bermejo. Un comunicado de la Subcentral Tariquía dice que las actividades de exploración en los proyectos afectarán a la zona núcleo de la reserva donde se encuentra gran diversidad de […]

La entrada Bolivia: YPFB cuestionado por vuelta a la exploración en la reserva Tariquía se publicó primero en RunRún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Descarbonización 2030: un paso importante, pero solo uno intermedio

Por Christian Bruch, presidente y CEO global de Siemens Energy

La transición energética es uno de los grandes desafíos de la humanidad. Por un lado, es necesario satisfacer una demanda de energía en constante aumento: hoy, alrededor de 780 millones de personas aún no tienen acceso a electricidad confiable, un requisito previo básico para el desarrollo económico y la estabilidad. Por otro lado, el cambio climático nos obliga a ser más sostenibles. Los objetivos del Acuerdo de París ya no son una opción, sino una necesidad.

Sin embargo, la sociedad solo seguirá el proceso de cambio si se logra un equilibrio entre sostenibilidad, disponibilidad y asequibilidad de la energía. Con «Fit for 55», la Comisión de la UE presenta hoy su primer paquete legislativo destinado a lograr el nuevo objetivo climático del 55% (reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en al menos un 55% al 2030)

Este es un paso importante. Pero las declaraciones de intención por sí solas no son suficientes; lo que necesitamos, sobre todo, es velocidad.

Expansión más veloz de energías renovables y redes

Hasta ahora, Bruselas ha sostenido que la Comisión Europea quiere aumentar la proporción de energía procedente de fuentes renovables del 38% al 40% para 2030. Si bien están en lo correcto, más importante que los puntos porcentuales individuales es que se acelere la ejecución de los proyectos y, sobre todo, los procedimientos de aprobación. En Alemania, por ejemplo, se necesitan hasta doce años para construir una línea de transmisión de energía. Eso es demasiado; ninguna transformación energética tendrá éxito de esa manera. Si queremos lograr los objetivos, necesitamos coraje para cuestionar las regulaciones existentes para ver hasta qué punto todavía tienen sentido.

Condiciones generales adecuadas

Ampliar el sistema europeo de comercio de emisión para incluir el sector del transporte es un buen paso adelante, pero no es suficiente. Un aumento significativo de los combustibles climáticamente neutros requeriría un precio del CO2 de más de €200! esto no se puede lograr de la noche a la mañana. En cambio, una cuota de e-fuels para el sector del transporte sí ayudaría.

Además, adaptar la «Directiva de Impuestos Energéticos» también sería una contribución importante: los países pueden aumentar los impuestos para los combustibles intensivos en CO2 y reducirlos para los combustibles bajos en CO2. Durante casi 20 años, los estados miembros no han logrado llegar a un acuerdo conjunto sobre la modernización de la directiva. Si no es ahora, ¿cuándo?

Sin tabúes tecnológicos

En el camino hacia un mundo climáticamente neutro precisamos apertura tecnológica. El objetivo es reducir las emisiones de CO2 lo más rápido posible. Por esta razón, existen casos donde las soluciones provisionales (por ejemplo, basadas en gas natural) tienen sentido si permiten reemplazar fuentes de energía más intensivas en CO2 como el carbón a corto plazo. Las largas discusiones sobre los colores del hidrógeno, por ejemplo, no nos llevan a ninguna parte.

La implementación rápida de proyectos a escala industrial, también con el objetivo de establecer cadenas de suministro para nuevas tecnologías, es el enfoque que Europa debe tomar si quiere mantenerse al día con la competencia internacional.

Adaptar la legislación Estatal a los requerimientos

Técnicamente, muchas cosas son posibles. Sin embargo, el cambio solo se producirá a una velocidad suficientemente alta si los enfoques sostenibles también son económicamente atractivos a través de los modelos de negocio correspondientes. Por lo tanto, la financiación de la investigación es fundamental para promover a Europa como lugar energético e industrial.

La UE está respondiendo a esto con su paquete “Fit for 55”, al igual que los gobiernos nacionales. En Alemania, por ejemplo, la decisión de promover el hidrógeno como un proyecto importante de interés común europeo es la acertada. El gobierno alemán está poniendo a disposición nueve mil millones de euros para este propósito, lo cual es muy bueno. Pero, hasta ahora, apenas se ha utilizado el 1% del dinero, lo cual es insuficiente. La legislación sobre Ayudas Estatales debe adaptarse con sensatez, no puede convertirse en un obstáculo para la producción industrial.

Y finalmente: más honestidad en el debate

En lugar de polarizar, debemos trabajar juntos para encontrar soluciones. Esto incluye más honestidad en el debate. La transformación de nuestras sociedades tiene consecuencias de gran alcance no solo para las empresas, sino para todas las personas. Y todos deben recordar que la transformación no es gratuita y, a veces, incluso puede ser dolorosa. Es por eso que necesitamos encontrar formas de compartir los costos de manera justa. Deberíamos empezar hoy.

La entrada Descarbonización 2030: un paso importante, pero solo uno intermedio se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Emmett Technology avanza con un proyecto que promete revolucionar la industria del hidrógeno

Emmett Technology es una compañía joven, que nace a finales de 2020. Según Juan Ignacio de Pablo, su CEO,  la firma, «comercializadora de alta tecnología», opera sobre tres líneas de negocio: Energía, Salud e Inteligencia Artificial/IOT.

El ejecutivo señala que la empresa hace casi una década está trabajando sobre un proyecto para la generación de hidrógeno que podría revolucionar la industria, el cual no consiste en la separación de moléculas a partir del proceso de electrólisis, sino más bien de cavitación. La apuesta de la empresa es generar este fluido a costos sensiblemente menores a los que hoy se pueden lograr.

En una entrevista para Energía Estratégica, de Pablo cuenta en qué consiste este desarrollo, en qué grado de avance se encuentra y a qué precios se puede lograr el hidrógeno verde, es decir, generado a partir de fuentes de energías renovables.

Técnicamente, ¿en qué consiste el nuevo proceso que han desarrollado para producir hidrógeno?

El proceso que utilizamos para producir hidrogeno se basa en un principio físico denominado cavitación. Hemos desarrollado un dispositivo que genera la cavitación de una manera controlada.

Mediante una onda sonora producimos las burbujas de vapor de agua (cavidades) que, al implosionar, lo hacen liberando una energía de 5.000 grados kelvin, suficientes para romper la molécula de agua. Mediante un filtro molecular diseñado explícitamente para este dispositivo (que está patentado), conseguimos separar los dos gases (oxígeno e hidrógeno) para reconducirlos por dos conductos distintos, separados.

¿Cuánto tiempo demoró su desarrollo y qué tipo de aplicaciones están realizando?

La tecnología lleva 9 años desarrollándose en los laboratorios. Empezamos por un dispositivo portátil que generaba unos litros de hidrógeno al día para posteriormente desarrollar el dispositivo de 5Kg/día. Actualmente nos encontramos ensamblando el dispositivo generador de hidrógeno de 50 Kg/día.

¿Está patentado y certificado este nuevo desarrollo?

Existe una patente sobre el dispositivo y actualmente tenemos la certificación TÜV SÜD, y la validación por parte del MIT está en proceso de certificación en estos momentos.

¿Qué ventajas comparativas tiene respecto al proceso de electrólisis?

Menor consumo energético; menores costes de mantenimiento; no necesita agua destilada, pudiéndose utilizar agua del grifo o del mar directamente; dispositivo móvil y escalable, es decir, ponemos el dispositivo de producción de hidrógeno en el mismo punto de consumo.

Con su proceso, ¿a qué precio se puede obtener hidrógeno utilizando energías renovables no convencionales?

Los costes de producción del Kg de hidrógeno están en torno a 1€ /1,5€.

¿Ya están a la venta estos equipos o aún deben completar algunas etapas de prueba?

Todavía no. Estamos esperando a terminar el dispositivo de 50Kg/día para proceder a su validación por el Ministerio de Industria de España.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Uno por uno los proyectos hidroeléctricos que impulsará CELEC en Ecuador

De acuerdo con pronósticos de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad hidroeléctrica global podría incrementarse un 17% entre 2021 y 2030. En su más reciente reporte de mercado se indica que esto podría equivaler a incorporar 230 GW adicionales en esta década que comienza. 

Las perspectivas para Latinoamérica se condicen con la tendencia siguiendo un aumento progresivo hasta lograr aproximadamente 15.5 GW hidroeléctricos (más del 8% actual) hasta el 2030.  

En este escenario, uno de los países que está realizando anuncios concretos sobre incrementar su parque de generación eléctrica a partir de esta tecnología es Ecuador. 

Gonzalo Uquillas, gerente general de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), identificó dentro de su portafolio de proyectos al menos 26 hidroeléctricas que en total suman 8988 MW de potencia por instalarse en los próximos años. En la vertiente del Pacífico, se relevaron 2348 MW; mientras que, en la vertiente del Amazonas unos 6640 MW.   

Portafolio de proyectos hidroeléctricos CELEC

Los proyectos tienen distintos grados de avance. Entre ellos, al menos 6 ya contarían con el diseño definitivo, 3 se encontrarían en etapa de factibilidad y 6 en prefactibilidad. 

De la lista, Abitagua (144 MW) es uno de los proyectos en los que la CELEC podría tener más participación. Ya se prevé que implique unos USD 500 millones de inversión que podrían ser conseguidos por la estatal junto a un privado. 

«Aspiramos que pueda ser desarrollado por CELEC directamente a través de una asociatividad público privada», consideró Uquillas sobre el proyecto que contratará la realización de sus estudios de factibilidad y diseño definitivo antes de fin de año.

Por otra parte, Cardenillo (596 MW) y Santiago (3600 MW) son dos proyectos adicionales que destacó especialmente Gonzalo Uquillas y que pronto se someterán a Procesos Públicos de Selección (PPS).

Cardenillo es uno de los más avanzados. Consta de una central hidroeléctrica con una potencia cercana a los 600 MW. Su carpeta ya cuenta con diseños definitivos y licencia ambiental. En este caso, no es menor indicar que ya está asignado el estructurador; con lo cual, el lanzamiento de su PPS está pronto a conocerse.

“Este proyecto será concesionado dentro de los próximos 12 meses”, aseguró Uquillas durante la Expo Virtual Energías Renovables 2021

Concluyendo, el proyecto Santiago se trata del más grande en la historia del país. Contempla una etapa inicial de 2400 MW y otra adicional que complete los 3600 MW. Se prevé que en su totalidad será concesionado a empresas privadas.

Por lo pronto, ya cuenta con un diseño definitivo y licencia ambiental. Como próximo paso se contratará el estructurador para que, a través de una licitación abierta internacional, este proyecto sea construido. 

«Sobre el proyecto Santiago se espera que dentro de los próximos 15 meses esté concesionado», adelantó el referente de la CELEC, en referencia a la construcción de la primera etapa y líneas de transmisión asociadas.

<
>

Gobierno de Ecuador anuncia proyecto hidroeléctrico de 2423 MW

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Schneider Electric refuerza su apuesta por PPAs renovables a largo plazo

Para Schneider Electric es de vital importancia dinamizar todo el ecosistema de operaciones desde una estrategia de sostenibilidad. Por eso, persigue como objetivo bajar su huella de carbono en toda la cadena de valor y destino. 

“Durante los últimos tres años, hemos logrado reducir nuestras propias emisiones de CO2 en un 60 %. Ahora, con nuestra nueva estrategia sustentable al 2025, nos acercamos tanto a nuestros proveedores como a nuestros clientes para ayudarlos a lograr lo mismo”, indicó Esther Finidori, vicepresidenta de medio ambiente de Schneider Electric, durante su evento Innovation Day South America 2021.

Específicamente con proveedores, la compañía lanzó un proyecto de cero emisiones de carbono en el que el objetivo es involucrar a 1000 proveedores principales para reducir sus emisiones en un 50% en cinco años.

Por el lado de los clientes, su objetivo es medir los ahorros de co2 que han entregado en diferentes proyectos y aumentar su contribución año a año.

“Para el 2025 aspiramos a ofrecer 800 millones de toneladas de ahorro de co2 a nuestros clientes”. 

De acuerdo a registros de la compañía, desde 2014 a la fecha llevan un poco más de 10000 megavatios (MW) en asesorías a clientes corporativos en 140 transacciones que involucraron contratos de compraventa de energía (PPA) de energía renovable a nivel mundial.

Esto equivaldría a más de 300 millones de toneladas de emisiones de carbono. Con lo cual, en menos de un lustro podrían sobrepasar el doble de su contribución.

Y, si bien Esther Finidori advirtió que los contratos PPA de largo plazo con proyectos renovables pueden tornarse “extremadamente complejos” en lo contable y financiero, aseguró que “realmente vale la pena el esfuerzo” porque permiten a las empresas obtener una electricidad limpia renovable que reduce su impacto ambiental y, al mismo tiempo, genera grandes ahorros en las operaciones.

De allí, la referente de medio ambiente de Schneider Electric identificó una gran oportunidad para continuar impulsando este tipo de acuerdos de compra de energía a largo plazo. 

“Nosotros hemos firmado dos PPA en India y México y ahora estamos trabajando con el apoyo de nuestros colegas de la división comercial de sustentabilidad en nuevos contratos PPA para operaciones europeas”, aseguró. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Sin ley de portabilidad los comercializadores solicitan cambios para flexibilizar el mercado en Chile

Dentro de dos meses, el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica cumplirá un año desde que ingresó a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. Su tratamiento no avanza.

Una de las entidades que más apoya esta iniciativa es ACEN, al considerar que el hecho de posibilitar la comercialización de energía entre actores generará múltiples beneficios, entre ellos la caída en las tarifas.

Para conversar sobre este tema, Energía Estratégica dialogó con Eduardo Andrade, Presidente de la asociación de comercializadores.

¿Cuáles cree que son los factores que están haciendo que el Proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica no avance?

De acuerdo con información que han dado a conocer miembros de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, desde el Ministerio de Energía se les habría solicitado “congelar” por algún tiempo la discusión del mismo.

Nuestro entendimiento es que hay quienes prefieren que la modificación de la ley eléctrica, en lo que se refiere a distribución, no se realice en forma secuencial, sino que abarque, en un solo cuerpo, todos los ámbitos donde sea necesario hacer reformas.

A lo anterior se suma el interés de aquellos a quienes les conviene no introducir competencia en el suministro de electricidad. Evidentemente no avanzar en la modernización del sector es una mala noticia que implica, además, que aquellas empresas que podrían ser beneficiadas con menores tarifas deberán seguir esperando.

¿Cómo impacta en el mercado el hecho de que esta ley se demore en salir?

Las más perjudicadas son las pequeñas y medianas empresas que, hasta que sea aprobada la Ley de Portabilidad, o aquella que se discuta en su reemplazo, no pueden acceder a los beneficios de la comercialización: tarifas más bajas, mejor calidad de servicio en la atención comercial, etc.

¿Cree que el 2021 ya es un año perdido para el tratamiento de esta Ley?

Dada la contingencia política: asamblea constituyente, primarias presidenciales y elecciones en noviembre, vemos que existen pocas posibilidades de que el Gobierno, aunque tuviere la intención de hacerlo, logre que el Poder Legislativo avance con la tramitación de la Ley.

Lo anterior hace necesario avanzar en la disminución del límite de potencia conectada, de manera de permitir que más usuarios finales puedan acceder a las rebajas de tarifas que implica ser cliente libre.

¿Desde ACEN están conformes con el proyecto de Ley o creen que deberían introducírseles cambios?

En diversos foros hemos señalado que el proyecto de Ley es perfectible, entre otros aspectos, hemos propuesto modificaciones en lo que respecta a la necesidad de que haya separación estructural entre la distribución y la comercialización, se debe permitir la contratación y la libertad de negociación de precios, condiciones y plazos para clientes mayores a 20 kW y se debe evitar la sobre regulación ya que ello restringe la flexibilidad de oferta y la competencia.

Además, es necesario estimular la cantidad de competidores y, especialmente, se debe modificar completamente la transición propuesta (por zonas pilotos) por una implementación mixta que incluya la reducción del nivel de potencia conectada (desde los 500 kW bajando a 100 kW por año), lo que permitiría la adaptación gradual de competidores de menor tamaño.

De quedar sin tratamiento, ¿considera que podría ser una oportunidad para que estos cambios sean discutidos nuevamente e introducidos o lo ideal sería que el proyecto de Ley avance y que estos cambios sean luego incorporados en una reglamentación por el Poder Ejecutivo?

Las modificaciones propuestas son de tal relevancia que estimamos que deben quedar reflejadas en una modificación legal, cualquiera que ella sea.

¿Cómo evalúan el mercado de energía en Chile, especialmente el de las renovables?

El desarrollo de las energías renovables sigue teniendo un dinamismo importante, el cual se mantendrá durante largo tiempo producto del retiro de las centrales a carbón.

Lo anterior implica que existirá una mayor oferta de este tipo de energías en el mercado, lo que es una buena noticia para nuestros asociados.

Por ello, y dado el crecimiento que han mostrado las ventas de energía a clientes libres a través de comercializadores, se hace necesario que las entidades que están financiando las energías renovables perciban que esas empresas de comercialización ya están teniendo el respaldo suficiente para permitir que sus contratos de compraventa sean “bancables”.

Ello permitirá que más proyectos puedan construirse.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

24,11%: Argentina batió otra vez su récord de generación renovable

Las generación de energías limpias renovables volvió a batir su récord en el cubrimiento de la demanda total de energía al alcanzar el 24,11% durante el sábado por la madrugada argentina, según los datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA)

Y de esta manera se rompió la marca previa a la que había llegado el pasado 24 de mayo de este año, cuando a las 16:05 horas de dicho día alcanzó 24,07%. Es decir que en menos de dos meses ya se superó en dos oportunidades el 24% de generación con energías sustentables. 

De la cobertura por energías limpias del reciente récord, la eólica representó el 92,59% con 2752,81 MW; mientras que las bioenergías y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos se repartieron el porcentaje restante. 

En el primero de los casos la participación fue del 4,73% gracias a 140,63 MW, y la segunda fuente de estas últimas cubrió el 2,68% con 79,56 MW. Y como consecuencia, entre todas las fuentes se logró una generación de 2973 MW en el momento del récord de abastecimiento.

De todos modos se debe mencionar que si bien el porcentaje de la cobertura de demanda fue mayor, la demanda fue inferior a la del momento récord del 24 de mayo, ya que en aquel entonces las renovables aportaron 3.534,86 MW, esto es 561,86 megas más que el pasado sábado. 

Y entre ambas fechas, y si contamos las dos, solamente diez días superaron el 20% de la cobertura de demanda a través de energías limpias, de los cuales la mayor cantidad de veces fue sábado.  

Participación por tecnología del día 10 de julio

Sin embargo esto no quiere decir que no haya aumentado la potencia renovable en Argentina en lo que va del 2021, dado que a principios de años el país contaba con un total de 4116 MW de capacidad instalada en los grandes parques de energías renovables y hoy alcanza 4690 MW. 

En otras palabras, la potencia en centrales conectadas al sistema eléctrico nacional aumentó 574 megavatios precisamente en los últimos meses según los datos proporcionados por CAMMESA tanto en enero como a la fecha. 

La fuente eólica sigue siendo la predominante con 3170 MW, lo que representa el 67,59% de potencia sobre el total de todos los sistemas de generación renovable. También fue la fuente limpia que más capacidad sumó en el año (547 MW), principalmente en la Patagonia, donde se agregaron 494 MW, mientras que los restantes 53 MW se deben a instalaciones en Buenos Aires (GBA incluido). 

Incluso en estas dos zonas se concentran más del 80% de la energía eólica, alcanzando 2611 MW, lo que además las convierte en los territorios con mayor potencia instalada a nivel global de la República Argentina.

Las bioenergías ocupan el segundo escalón de la tabla si hablamos meramente de la capacidad agregada durante los meses transcurridos del 2021, dado que se añadieron 25 MW de esta fuente, acumulando un total de 259 MW. 

De esos veinticinco megavatios adicionados, trece corresponden al Noreste Argentino, ocho a Buenos Aires y GBA, dos a la región centro (Córdoba – San Luis) y los sobrantes dos megas a la zona Centro Oeste Medio (La Pampa, Río Negro y Neuquén). 

En tanto la fotovoltaica, solamente sumó dos megawatts de potencia en centrales conectadas al sistema eléctrico nacional, ambos en la zona de Cuyo – que llegó a 207 MW – y en total la energía solar reúne 761 MW a lo largo del país. 

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El Gobierno argentino anunció un plan exclusivo para energía solar térmica

El Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación presentó el Plan de Desarrollo Productivo Verde, una serie de iniciativas para apoyar a las empresas argentinas proveedoras de bienes y servicios de la economía verde, así como también dar impulso a las empresas para una producción más sustentable. 

“Es una estrategia integral que piense en el ambiente, en una producción que crezca y genere dólares, que exporte más y que también ahorre divisas, y que además genere trabajo genuino”, aseguró el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, durante la presentación del plan.

Una de ellas está enfocada en las energías renovables, precisamente un programa de desarrollo de la industria solar térmica, el cual tendrá aproximadamente un presupuesto de $115.000.000 para su fomento y se espera que veinticinco empresas puedan ser beneficiarias. 

El programa prevé promover la producción nacional de calefones solares a través de asistencia técnica y financiamiento, además de la certificación de aquellos productos de dicha índole mediante el Instituto Nacional de Tecnología Industrial.

De este modo se le buscará dar impulso a la demanda de los sistemas solares térmicos de origen nacional, en tanto se agrega la inclusión en los pliegos de desarrollos urbanísticos y viviendas sociales por parte del Estado nacional y las provincias.

“La idea es incorporar un circuito completo de producción e interacción concreta dentro de los planes de desarrollo y de obras del gobierno”, manifestó el ministro. 

A través de esta iniciativa se buscará llevar agua caliente a ciento veinte mil hogares por intermedio de una alternativa energética sostenible, en este caso el uso de la fuente solar. 

Y según asegura el programa, se podría lograr una reducción de la emisión de los gases de efecto invernadero en poco más de cien mil toneladas de dióxido de carbono por año. Al mismo tiempo de generar aproximadamente ochocientos puestos de trabajo y una facturación cercana a $270 millones para cada PYME participante.

Jorge Ferraresi, ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat de la Nación, a la izquierda; Matias Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo, en el centro; y Cecilia Todesca Bocco, vicejefa de Gabinete de Ministros, a la derecha.

Además, el propio Plan de Desarrollo Productivo Verde supone la incorporación de financiamiento, ya sea mediante el programa de desarrollo de proveedores como el programa soluciona verde. 

En el primero de los casos se ofrece financiamiento y asistencia técnica para los fabricantes de equipamiento para la industria sostenible y se incluyen a los proveedores para energías renovables y movilidad, y en lo que refiere a línea de créditos sería hasta un monto de $200.000.000 y aportes no reembolsables (ANR) de hasta $40 millones.  

Mientras que el segundo programa de financiación será de apoyo a aquellas empresas de la economía del conocimiento que provean soluciones tecnológicas de alto impacto en mejora ambiental y, también contempla a las renovables. La diferencia radica que aquí el programa otorgará aportes no reembolsables (ANR) por hasta $20 millones, por el 90% del monto de los proyectos.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Eduardo Elsztain: el «señor de los ladrillos» que también decidió apostar por la minería

El 12 de mayo de 2020, editores de las secciones de economía y de los diarios financieros de Buenos Aires recibieron un mail en sus casillas. Los sorprendió. Porque era domingo y, además, por
su contenido. Pero, sobre todo, por quién era el protagonista. El correo electrónico difundía extractos de un documento que Eduardo Elsztain, presidente de Inversiones y Representaciones SA (IRSA), la mayor empresa de bienes raíces del país, había hecho circular entre sus inversores.

«El manual de supervivencia económica de la Argentina dice que, en este contexto de déficits fiscales épicos, más el endeudamiento más alto de la historia, más emisión monetaria a niveles nunca visto, más depresión económica, cualquier persona con ahorros grandes o pequeños debería redireccionar una parte significativa de esa liquidez a la única moneda que no puede ser impresa: el oro», aconsejó.

Eduardo Elsztain, presidente de Inversiones y Representaciones SA (IRSA)

No fue un texto usual. Elsztain es uno de los cinco empresarios más importantes del país. Su personalidad excede el mundo de los negocios. Su actividad filantrópica abarca desde el fomento al entrepreneurship, con un manifiesto apoyo –espiritual y material– a la Fundación Endeavor, a iniciativas sociales de profundo compromiso comunitario. Y, además, atesora una rica –y envidiada– agenda de contactos, local y, en especial, internacional, que lo encumbró a cargos de influencia única, como el directorio del Consejo Judío Mundial, amén de ser un activo protagonista –y promotor– del World Economic Forum.

Sin embargo, Elsztain, de 61 años cumplidos en enero, no es alguien que suela transmitir
sus opiniones en público; mucho menos en los medios. ¿Qué llevó a quien es reconocido como
«el dueño de los ladrillos», entre shopping centers, edificios de oficinas y proyectos residenciales, y,
a la vez, uno de los mayores inversores agrícolas de América del Sur, a fijar su atención sobre el precioso metal? ¿Y difundirlo, además?

Oro en Chubut

La respuesta, en realidad, ya la había dado pocos días antes. El 22 de abril, en Toronto, Canadá, la minera Yamana Gold informó que Elsztain y Saúl Zang, uno de sus hombres de máxima confianza, habían comprado el 40% de Suyai, un proyecto de extracción de oro en Chubut. Pagaron u$s 2 millones para entrar a un prospecto cuyo objetivo es producir hasta 250.000 onzas anuales durante sus primeros ocho años de antigüedad. Además, se comprometieron a desembolsar otros u$s 31,6 millones hasta 2024, en caso de que el emprendimiento reciba todas las aprobaciones.

Algo que, en gran medida, dependerá de sus gestiones. «El grupo argentino asumirá la responsabilidad de todos los asuntos ambientales, sociales y de  gobierno (ESG) y, en particular, liderará los esfuerzos de permisos destinados a avanzar el proyecto a través de sus diferentes etapas de desarrollo», explicó Yamana.

Más que una quimera

Así como no ahorró elogios a la gestión Macri, Elsztain siempre fue lo suficientemente hábil para no colisionar contra otros gobiernos. Hombre de magnetismo especial, que potencia con el aura que le confiere una profesión profunda y estricta de su fe de la cual su aspecto personal, de barba tupida, trajes oscuros y kipá es reflejo, el empresario, a través de IRSA y de su controlada IRSA Propiedades Comerciales (IRSA PC), tiene nueve edificios de oficinas premium y 15 shopping centers. La mitad de los centros comerciales –Alto Palermo, Paseo Alcorta, Patio Bullrich, DOT Baires, Distrito Arcos, Alto Avellaneda y Soleil Premium Outlet– están en el AMBA. El resto, en el interior: Alto Noa (Salta), Alto Rosario, La Ribera Shopping (Santa Fe), Mendoza Plaza (Mendoza), Córdoba Shopping Villa Cabrera, Patio Olmos (Córdoba) y Alto Comahue (Neuquén). Además, posee otros inmuebles comerciales y  los hoteles Intercontinental, Libertador (CABA) y Llao-Llao (Bariloche). Su unidad de construcción compra terrenos y desarrolla viviendas y complejos comerciales. El grupo también es dueño del 29,91% del Banco Hipotecario, del que el propio Elsztain es presidente.

En su último balance anual, cerrado el 30 de junio de 2020, IRSA facturó $ 95.793 millones. Sin embargo, solo $ 14.156 millones se generaron en la Argentina. Los otros $ 81.637 millones provinieron de Israel, donde –al menos, hasta ese momento– registraba negocios en bienes raíces, tecnología, telecomunicaciones, supermercados, energía y turismo. IRSA también tiene inversiones en los Estados Unidos. Principalmente, en inmuebles.

Diversificación en agro

A su vez, Cresud, controlante de IRSA, es una de las principales firmas agropecuarias de la región.
Al 30 de junio, era dueña de 26 campos, con aproximadamente 629.794 hectáreas, entre la Argentina, Brasil, Bolivia y Paraguay. Produce granos, ganado bovino y ganado lanar. Arrienda tierras a terceros y, además, tiene el derecho de concesión sobre otras 132.000 hectáreas por 35 años, con opción por otros 29. De ese total, explotó unas 29.000 hectáreas con producción agrícola y ganadera. En su ejercicio 2019-2020, produjo 857.490 toneladas de granos (más del 90%, trigo y soja), 2,36 millones de toneladas de caña de azúcar y 11.783 toneladas de carne. Recaudó $ 121.256 millones. Ganó $ 20.003 millones.A mediados de mayo de 2021, Cresud valía más de u$s 730 millones en Nueva York. IRSA, poco menos de u$s 390 millones.

Pero Elsztain no es alguien ajeno a la industria minera. Empezó a escavar en este negocio en 2003. Compró la chilena Guanaco, que le pertenecía a la estadounidense Kinross Gold. Para este negocio, se asoció con la australiana Austral Gold, a cuyo directorio accedió en 2009, con funciones no ejecutivas.

Desembarco 

«No teníamos experiencia en la minería. Pero compramos la mina por teléfono. Hicimos el due diligence en menos de una semana», evocó cinco años atrás, en una entrevista a la centenaria publicación especializada The Northern Miner, de Canadá.

Fue un momento especial para Elsztain. La crisis de 2001 y, en especial, la devaluación y la pesificación asimétrica de 2002 habían erosionado los cimientos financieros de IRSA, ese imperio que había comenzado a construir algo más de una década antes. También en 2003 se formalizó su «divorcio» de Marcos Marcelo Mindlin, su socio, amigo, otra mitad, segundo apellido de un binomio que, en los 90, fue sinónimo de éxito en el mundo de los negocios.

Mientras Mindlin se lanzó con Dolphin a las aguas inexploradas que prometía un país de empresas de servicios públicos defaulteadas y a precio de remate, Elsztain prefirió buscar alternativas a sus negocios core en sectores que estuvieran algo más alejados de la presencia estatal activa que empezaba a visualizarse en la incipiente Argentina de Néstor Kirchner.

Guanaco era un proyecto de oro, cobre y plata en el norte chileno, en la zona de Antofagasta. «Nos tomó cerca de una década desarrollar nuestra primera mina y construir nuestro equipo de management», reseñó en esa entrevista. «No  éramos expertos. Así que lo hicimos escalón por escalón», agregó.

Austral Gold sacó su primera barra de oro de Guanaco en 2011. En 2019, último ejercicio pre-pandemia, procesó 253.024 toneladas. Por metal, fueron 60.666 onzas de oro y 543.906 de plata. Las cifras consolidan con Amancaya, proyecto vecino que, en julio de 2014, Austral le compró a Yamana por u$s 12 millones en efectivo, más una regalía neta del 2,3%. No fue la única adquisición. En febrero de 2016, se quedó con el 100% Argentex Mining, titular de Pingüino, proyecto de oro, plata, zinc, plomo e indio en la provincia de Santa Cruz. Pagó  5,8 millones de dólares canadienses (u$s 4,3 millones de entonces). Austral Gold ya tenía un 19,9% de la empresa, comprado en marzo de 2013, por 5 millones de «cads» (u$s 4,87 millones).

Sin embargo, un mes después, dio otro gran golpe. Acordó con Troy Resources la compra del 70%
de Casposo. Localizada en el departamento de Calingasta, San Juan, el área, de 100,21 kilómetros cuadrados y con reservas de oro y plata, pasó a convertirse en el principal activo de producción de Austral Gold en la Argentina. La minera de Elsztain compró un 51%, por u$s 1 millón, con la opción de lograr otro 19% por otro u$s 1 millón en los 12 meses siguientes –cosa que hizo– y el 30% restante en los siguientes cinco años. El acuerdo establecía que pagara u$s 1,5 millón por un 10% en tres años; u$s 2,5 millones por otro 10% en cuatro; y u$s 3 millones por el 10% restante en cinco. Todo, sujeto a la variación del precio de la plata, con un supuesto de u$s 15 la onza. Austral terminó de comprar todo en 2019. Pagó u$s 200.000 para completar su tenencia. El menor precio fue resultado de valores de la plata por debajo de lo esperado.

Aterrizaje en San Juan

Eso también afectó al emprendimiento. Cuando entró en Casposo, Austral Gold se comprometió a levantar capital por hasta u$s 10 millones para el proyecto, cuyo management tomó. Además, asumió la elaboración de un plan reingeniería y nuevo desarrollo para alcanzar una operación rentable al cabo de 12 meses. 

«Es una adquisición estratégica para Austral Gold y le da la compañía un activo establecido en la Argentina y un cimiento en ese mercado para consolidar más adelante sus activos bases», celebró el comprador en ese momento. Sin embargo, a inicios de 2019, la empresa anunció que su directorio había decidido, temporalmente, que el proyecto solo funcionara bajo cuidado y mantenimiento.

«La decisión se basó en precios de la plata por debajo de los presupuestos y volúmenes de producción inferiores a las esperadas en 2018 y 2019. Estos factores resultaron en que la mina, actualmente, opera a pérdida y una reducción marcada de su inventario de reserva mineral», explicó. Tampoco eran satisfactorios los registros alcanzados en oro, con una reducción de 90% en la producción del trimestre cerrado en marzo de 2019, en comparación con el previo, finalizado en diciembre de 2018.

Con solo un trimestre de operación, Casposo procesó 39.545 toneladas en 2019. Habían sido 181.242 en 2018 y 281.848 en seis meses de 2017. En diciembre de 2019, inició actividades de exploración, con la intención de reactivar la explotación durante 2020. La pandemia de coronavirus lo impidió.

Regla de oro

Este año, IRSA inauguró formalmente Della Paolera 200, torre corporativa de 30 plantas y u$s 110 millones de inversión, que construyó en Catalinas. La empresa también mudó allí su sede central. Durante décadas, había funcionado en Bolívar e Hipólito Yrigoyen, sobre el ex Café de la Victoria (hoy, Pertutti). Es un edificio colonial, que el abuelo de Elsztain compró cuando él tenía cinco años. No es el único recuerdo con el que honra al patriarca.

«Cuando la gente le preguntaba a mi abuelo cómo calculaba sus activos en las peores inflaciones, contestaba que, al final de cada año, él siempre sabía que tenía un metro cuadrado más, una vaca más o más espacio de estacionamiento. Contabilizaba las cosas básicas», evocó, en aquella entrevista a The Northern Miner.

Aplicó la lección a su incursión minera. Más allá de las cotizaciones de los distintos metales o los cálculos de reservas y vidas útiles de los proyectos, persistió en acumular activos a lo largo de una década y media.

En 2013, Austral Gold compró el 15% de Goldrock (9,3 millones de dólares canadienses), la dueña de Lindero, en Salta. Años después, adquirió otro 11%. En 2014, se quedó con el 51% de la proveedora de servicios mineros Humberto Reyes y el proyecto Amancaya, ambos en Chile. En 2015, fue el turno
de Argentex. En 2016, de lo que le faltaba de esa empresa y, pocos días después, el 70% de Casposo. En 2017, compró otro 19% en ese proyecto y, también, los emprendimientos San Guillermo y Reprado, cercanos a Amancaya, que pertenecían a Revelo Resources. En 2019, el 30% restante de Casposo y la estadounidense Rawhide, con activos de oro y plata en Nevada. Acordó por ella un precio de u$s 3,9 millones (u$s 2 millones cash).

Al año siguiente, otra compra en la Argentina: el 80% de Sierra Blanca, proyecto –también de oro y plata– en Santa Cruz, con el que buscó ampliar Pingüino. Pactó con su contraparte, New Dimension, u$s 800.000 en efectivo y compromisos de inversión, con una opción para comprar el 20% restante en u$s 2,3 millones. También en 2020, Austral Gold firmó una carta de intención para quedarse con el 100% de Revelo, transacción que completó este año.

En febrero último, a través de Argentex, entró al capital de Ensign Gold. Pagó más de u$s 1,17 millones por más del 20% de sus acciones, con una opción para ampliar su participación en 36 meses. Ensign es una sociedad canadiense con 5000 hectáreas de oro tipo Carlin en Utah (Estados Unidos).

Fue, de momento, su última pepa. Al menos, a través de Austral Gold. La compra de Suyai a Yamana se hizo por fuera de esta sociedad. ¿Por qué? Por ahora, solo Elsztain, reconocido por su hermetismo, tiene la respuesta. Pero difícilmente sea un punto final. 

Así como sigue adelante con sus múltiples negocios –sin ir más lejos, incluso en el contexto adverso de shoppings cerrados y oficinas vacías por la pandemia, IRSA anunció la construcción del primer centro comercial de La Plata, un proyecto de $ 15.000 millones–, es claro que continuará activando la palanca de su excavadora. «Compartimos la mitad de los Andes con Chile. Pero la Argentina no tuvo el mejor entorno y eso es básicamente porque la minería no está tan explotada como lo hicieron nuestros vecinos», explicó alguna vez su estrategia en este sector.

«Pero el potencial del sector minero en la Argentina es enorme. Y es una de las actividades en las que soy más entusiasta en estos días: tenemos reservas, buenas empresas y buenos descubrimientos», decía, pocos años atrás. El tiempo suficiente, no obstante, como para haber abierto un camino ya difícil de desandar. ×

Cable excavator loads overburden from the body of a mining truck. Excavation of gangue from the face of a quarry.

Ladrillo a ladrillo 

Eduardo Sergio Elsztain nació en Buenos Aires el 26 de enero de 1960. Su abuelo paterno, Isaac, emigró de Rusia en 1917, tras la Revolución. Prosperó en su nueva tierra gracias a los negocios inmobiliarios. Talentoso para ver oportunidades en una Buenos Aires donde abundaban hacinados conventillos, supo acuñar una máxima que su nieto cumple a rajatabla, como si fuera precepto bíblico: comprar barato y vender revaluado. Para mediados de los 60, su empresa, Isaac Elsztain e Hijos –que, incluso hoy, vela por los más caros intereses familiares–, era una de los principales desarrolladoras de viviendas de la Capital Federal. Hasta que, a fines de los 70, se embarcó en la construcción de una ambiciosa torre, con una ingeniería financiera cuyo colapso la había dejado en la cornisa de la quiebra.

Egresado del Colegio Nacional de Buenos Aires, había interrumpido sus estudios de Economía en la UBA para hacer un voluntariado de un año en Israel. Retornó por pedido de su abuelo. Corría 1981 y su tío, que manejaba los negocios familiares, falleció súbitamente. Eduardo tenía 21 años.

Elsztain nieto cerró su primer negocio en 1982. Vuelta del destino, le vendió al gobierno de la Unión Soviética el terreno de la calle Dragones,en el Bajo Belgrano, donde hoy funciona la representación comercial de la Federación Rusa. Al mismo tiempo, le pidió ayuda a un amigo, tan joven como él, pero con mejores conexiones y una letal combinación de astucia y frialdad para las finanzas: Mindlin. Juntaron u$s 120.000 para comprar una vieja sociedad, fundada en 1943,que cotizaba sin pena ni gloria en la Bolsa porteña: IRSA. La piedra basal sobre la cual edificarían su imperio.

Sin embargo, no fue sino hasta inicios de la década siguiente que esos dos tipos audaces ganarían notoriedad. Tras la compra del Palacio Chrysler –actual Palacio Alcorta–, se supo que ese dúo de chicos jugaba a cosas de grandes. Y en serio.

«Ustedes no tienen cara de tener u$s 15 millones para comprar el edificio», les dijo el periodista de Ámbito Financiero que los había descubierto.

Uno, robusto, barbado y de gesto duro. El otro, flaco, rubio y con rostro mucho más aniñado. Trajeados como yuppies, como mandaba la época y, además, necesitaban para aparentar más madurez de la que tenían. Se miraron entre ellos y se rieron.

«En realidad, el inversor es George Soros», le develaron.

«De alguna forma, me las arreglé para tener una reunión con Soros. 

Caminamos durante una hora o dos. Y cuando me preguntó cuánto dinero pensaba que yo podría manejar, le contesté que u$s 10 millones. Me dijo: ‘Ok, ningún problema’», recordó el propio Elsztain sobre ese encuentro en Nueva York, en un perfil publicado en 2013 por The Jerusalem Post.

Con ese capital, armaron una cartera de activos inmobiliarios –shoppings, torres de oficinas, edificios de viviendas– que rápidamente los coronó como los Señores de los Ladrillos. En 1991, relanzaron a IRSA en la Bolsa de Buenos Aires.
En 1994, abrieron su capital en Wall Street. Para entonces, ya habían dado otro golpe: la compra
de Cresud, otra sociedad histórica del recinto porteño. Fundada en 1936, financiaron la adquisición con todos los pagarés que les habían dado los compradores del último proyecto inmobiliario residencial que Elsztain construyó con su empresa familiar. 

En 1998, IRSA se quedó con la parte del Banco Hipotecario que privatizó el Estado nacional. Ese mismo año, Carlos Menem y quien fuera su sucesor, el entonces jefe de Gobierno porteño, Fernando de la Rúa, coincidieron en la inauguración del Abasto, primer shopping desarrollado íntegramente por la dupla, que ya había comprado Alto Palermo, Paseo Alcorta y el Patio Bullrich. Para IRSA, fue un hito. Sobre todo, por las batallas legales –y políticas– que debió dar tras la adquisición del antiguo mercado, literalmente en ruinas tras la quiebra del Hogar Obrero. Un año después, en 1999, el grupo se aseguraría los terrenos de la ex Ciudad Deportiva de Boca Juniors, en Puerto Madero Sur. Aun hoy, pugna por desarrollar ahí el complejo Santa María del Plata.

La crisis argentina de 2001, eclosión de cuatro años de recesión, fue una prueba de fuego para IRSA. En ese crítico momento, Soros se retiró,con una ganancia estimada en u$s 500 millones, al cabo de la década. «Él sabía cuándo vender y cuándo comprar», refirió Elsztain en ese texto de The Jerusalem Post.

Sin el respaldo del hombre famoso en el mundo entero por haber doblegado a la libra esterlina, muchos dudaron de la capacidad de sus socios argentinos para cruzar, solos, el desierto. Pero Elsztain, para entonces, ya tenía mucho más que una puerta a la cual golpear. Reemplazó al húngaro con otros dos magnates: el canadiense Edgar Bronfman (de Universal Studios) y el inversor de riesgo neoyorquino Michael Steindhartdt. Fue el soplo vital que recibió IRSA para atravesar las siguientes décadas.

La entrada Eduardo Elsztain: el «señor de los ladrillos» que también decidió apostar por la minería se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Matías Kulfas: «El Plan Renovar se desentendió de la sostenibilidad macroeconómica»

El Gobierno Nacional lanzó el plan de Desarrollo Productivo Verde, que según explica el oficialismo «tiene por objetivo promover la productividad y la competitividad, así como la diferenciación de productos a través de la innovación, el ecodiseño y la economía verde para mejorar el acceso a mercados dinámicos».

Como orador principal, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, introdujo los pilares: «Argentina tiene para aportar en energías renovables, en equipamiento tecnológico industrial para energías renovables, lo que tienen que ver con el hidrógeno, minería del litio, del cobre, fabricar baterías, vehículos eléctricos; es clave que la producción nacional se ponga de pie en torno a estos objetivos».

Sobre el programa de desarrollo de energías renovables desarrollado por la administración de Mauricio Macri apuntó: «El Plan Renovar se desentendió de la sostenibilidad macroeconómica»

Siguiendo la idea agregó que «los proyectos se financiaban con deuda externa y con equipamiento importado. ¿Qué pasó entonces? La sostenibilidad ambiental no pudo proseguir. Cuando vino la crisis de 2018 se frenó el financiamiento y se frenaron los proyectos. Y no se generó empleo».

En este sentido, definió su mirada contrapuesta: «Si, por el contrario, se hubiera apostado por incentivar proyectos de energías renovables con equipamiento nacional, trabajo argentino y financiamiento en moneda nacional, se podría haber atendido a las tres sostenibilidades mencionadas en simultáneo».

En su presentación el Ministro contextualizó que «el mundo avanza aceleradamente a una transición ecológica, porque necesitamos combatir de manera efectiva el problema del cambio climático»

De acuerdo con la Resolución 352/2021 publicada en el Boletín Oficial, el plan de Desarrollo Productivo Verde tendrá como objetivo “promover la incorporación activa de la dimensión ambiental, especialmente en la ampliación de la matriz productiva, la creación de empleos, la integración territorial, la mejora de la productividad y el desarrollo exportador”

Del acto participaron también el ministro de Desarrollo Territorial, Jorge Ferraresi; la vicejefa de Gabinete, Cecilia Todesca Bocco; la secretaria de Comercio Interior, Paula Español; el secretario Pyme, Guillermo Merediz; Gerardo Martínez, de Uocra; Antonio Caló, de la UOM; y Mario Manrique, de Smata, entre otros.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Extienden prórroga del régimen para Biocombustibles hasta el 27 de agosto

El gobierno nacional extendió la vigencia del Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles establecido por la Ley 26.093 “hasta el 27 de agosto próximo o hasta que entre en vigencia un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, lo que ocurra primero”.

La decisión, adoptada mediante el decreto 456/2021, se corresponde con el hecho de que el proyecto de Ley Marco Regulatorio referido cuenta con la media sanción de la Cámara de Diputados y se estima que en los próximos días será tratado en sesión del Senado nacional.

En los considerandos de la norma se describe que mediante la Ley 26.093/2006 se estableció el Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles, con el objetivo de promover la producción y el uso de biocombustibles en el territorio nacional.

El mencionado régimen tenía una vigencia de quince (15) años a partir de su aprobación, por lo que su vencimiento operó el 12 de mayo de 2021. Y el Poder Ejecutivo está facultado a extender el plazo mencionado.

Asimismo, por la Ley  26.334/2007 se aprobó el Régimen de Promoción de la Producción de Bioetanol con el objeto de satisfacer las necesidades de abastecimiento del país y generar excedentes para exportación. Los proyectos de bioetanol aprobados en el marco de la Ley 26.093/06 y su reglamentación se encuentran sometidos a todos los términos y condiciones de la referida ley, incluyendo su régimen sancionatorio.

Cabe referir que antes del vencimiento de los plazos de vigencia de la Ley 26.093 se decidió encarar un proyecto, que como se indicó ya cuenta con estado parlamentario, por el que se propicia aprobar el “Marco Regulatorio de Biocombustibles” en el que se definirá el nuevo rumbo estratégico del sector, en consonancia con las necesidades energéticas del país.

Con el fin de asegurar un adecuado análisis y debate parlamentario del citado proyecto, sin afectar las distintas etapas que integran la cadena de valor del régimen en cuestión, se dispuso a través del Decreto 322 del 8 de mayo de 2021 “extender la vigencia del Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles establecido por la Ley 26.093, hasta el 12 de julio de 2021 o hasta que entre en vigencia un nuevo “Marco Regulatorio de Biocombustibles”, lo que ocurra primero”.

Llegado a tal fecha, el gobierno consideró que “con el fin de permitir la continuidad temporaria del régimen hasta ahora vigente, resulta necesario extender el plazo originalmente previsto, hasta el 27 de agosto de 2021 o hasta que entre en vigencia un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, lo que ocurra primero”.

La semana pasada el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, acudió al Senado para precisar aspectos del proyecto, oportunidad en la cual destacó que “al sancionar una normativa que estará vigente hasta el 2030 se contará con una herramienta fundamental para planificar un horizonte de inversiones que permita la modernización de las plantas y la ampliación de la actividad en las economías regionales”.

Sobre la situación del mercado del biocombustible en nuestro país, recordó que “al asumir en la Secretaría nos encontramos con problemas en el sector, pero gracias al diálogo pudimos avanzar en un esquema de consenso con los integrantes de la cadena y generamos un sendero de precios para rescatar la actividad”.

El Secretario destacó que, en función de dar certidumbre y respuesta a las demandas del sector, el artículo 5 del proyecto de ley define taxativamente un límite para quienes pueden integrar esta cadena productiva: “Las empresas que produzcan y/o destilen hidrocarburos no podrán ser titulares o tener participación en empresas que produzcan y/o destilen biocombustibles”.

El artículo 8 establece la mezcla obligatoria en el caso del biodiesel, sobre lo cual el secretario detalló: “Esto fue consensuado con los sectores y nos permitió tener un precio y un corte que nos permite estar en actividad y trabajando; de ahí que el esquema cuente con la posibilidad de subir y bajar el corte en función del precio para que no se nos paralice la actividad en las plantas y cuidando los puestos de trabajo”.

El artículo 9 hace lo propio para el bioetanol, mantiene el porcentaje actual y lo separa en 6% de caña y 6% de maíz. El Secretario fundamentó el motivo de esa separación en la diferente lógica de cada producto: “Al no ser un commoditie el precio de la caña es más previsible, mientras que en el caso del maíz hay otras variaciones”. Y recalcó: “Lo que intenta la norma es tener un instrumento que le permita al Estado poder dar el precio que permita cubrir los costos”.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Curso de Complementación en Dirección Corporativa en la Facultad de Ingeniería de la UBA

La Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires abrió la inscripción para el Curso de Complementación en Dirección Corporativa que se dictará a partir del 4 de agosto todos los miércoles por la tarde de 18 a 22 horas de modo virtual durante 4 meses.

Objetivo del curso:

El objetivo del curso es formar Especialistas en Dirección Corporativa. El participante adquirirá los conocimientos del marco regulatorio, de sus responsabilidades jurídicas y extrajurídicas, de los riesgos de su función y de cómo organizar y participar en las reuniones de Directorio y de los Comités del Directorio. Este curso de especialización otorga los conocimientos que requiere el gobierno corporativo y que exige actualmente el desempeño de las funciones del director de una empresa en el mercado de capitales.

Perfil del egresado:

Los egresados serán profesionales con aptitud para promover y aplicar metodologías actualizadas que conduzcan a la práctica de los procesos optimizados en la gestión y uso de equipos para la construcción, capaz de discernir entre las ventajas y desventajas del uso de uno u otro equipo y de diseñar estrategias que puedan garantizar la seguridad de los recursos humanos, basado en estándares nacionales e internacionales y aspectos éticos-legales.

Destinatario del curso:

● Profesionales o técnicos que deben desarrollar tareas en directorios corporativos.

● Representantes de accionistas.

● Personas que realizan tareas de auditoría corporativa

● Síndicos y/o miembros del Consejo de Vigilancia.

● Directores dependientes de organizaciones corporativas.

● Personas que ejercen esta función en directorios.

● A cualquier persona que ejerza el cargo de director de una sociedad, aunque no revista el carácter de independiente

Requisitos para el ingreso:

Los interesados deberán presentar: • Solicitud de admisión • Copias del título universitario

• Copias del documento nacional de identidad y/o pasaporte • Currículum Vitae resumido

Plan de estudios:

El curso está conformado por cuatro (4) materias cuyos contenidos básicos son los siguientes:

1.- El mercado de capitales

● El mercado de capitales argentino, regional e internacional.

● Introducción, historia y antecedentes

● Regulaciones locales, regionales e internacionales.

2.- Marco legal y regulatorio

● Ley de Mercado de Capitales

● Marco general de la CNV

● Códigos del Gobierno Societario

● Sindicaturas y Auditorías

3.- Economía corporativa

● Análisis económico y financiero de una corporación.

● Finanzas corporativas.

● Contabilidad regulatoria.

● Análisis de riesgos, emisiones y calificación de riesgo.

4.- La función de director

● El trabajo en el directorio, deberes y obligaciones del director.

● Manejo de los conflictos internos y externos.

● El Comité de Auditoría y las funciones del auditor interno y externo.

5.- Apostillas

● Las razones psicológicas atrás de fracasos comunes en los directorios.

● Los problemas y desafíos que se encuentran al dentro del rol de director.

● El liderazgo sustentable en criterios financieros, ambientales, sociales y de gobierno.

● Integración de Gestión Social Corporativa (ESG) en la cultura corporativa.

Arancel:


Importe total del curso: $80.000.-

Financiamiento:

– Matricula de $30.000

– 2 cuotas de $25.000

Descuentos:

Egresados Fiuba 20% sobre el total del arancel

Egresados Facultades Nacionales 10% sobre el total del arancel

Informes e inscripción:

Escuela de Graduados en Ingeniería de Dirección Empresaria (EGIDE)

Av. Paseo Colón 850 3º Piso, CABA

egide@fi.uba.ar

La entrada Curso de Complementación en Dirección Corporativa en la Facultad de Ingeniería de la UBA se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Inversiones por $10.000 millones por el llamado “Green New Deal”

Se llamará Plan de Desarrollo Productivo Verde y buscará financiar la reconversión ambiental de empresas para que sean más amigables al medio ambiente. También otorgará préstamos para nuevos proyectos productivos, relacionados a energías renovables y electromovilidad. Con esto, el Gobierno busca cerrar filas ante los fuertes debates internos entre economía y medio ambiente. El Gobierno dejará en claro, con el lanzamiento hoy, cómo será la agenda oficial de esta materia. “Tenemos que salir de falsas antinomias: la que planteaba que había que aumentar la producción a cualquier costo la rechazamos plenamente. Entre eso y visiones que plantean prohibiciones que pueden […]

La entrada Inversiones por $10.000 millones por el llamado “Green New Deal” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El IMP crea tecnología integral para control de sólidos en pozos productores de hidrocarburos

Equipos de alta eficiencia que permiten reducir costos de inversión por mantenimiento, evitan daños y mantienen las condiciones productivas en los pozos Investigadores y especialistas del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), desarollaron una tecnología integral, única en su tipo, para el control de sólidos en pozos productores de hidrocarburos después de su terminación, que se enfoca en mantener las condiciones productivas de los pozos y salvaguardar la integridad mecánica de los equipos instalados en fondo y superficie. Con ello se resuelve la problemática vigente en los activos de producción del país, ya que el 90% de los pozos que se […]

La entrada El IMP crea tecnología integral para control de sólidos en pozos productores de hidrocarburos se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Según un experto la ley de Promoción Petrolera “puede atraer inversiones”

Daniel Dreizzen evaluó los alcances de algunos de los borradores que trascendieron de la ley de Promoción de Hidrocarburos. Para el especialista energético la norma conforma un primer paso importante para recuperar la producción de petróleo y gas. El analista asociado de la consultora Ecolatina, Ing. Daniel Dreizzen, evaluó de forma favorable los alcances de lo que trascendió, hasta el momento, sobre el proyecto de ley de Promoción petrolera. Consideró que la iniciativa apunta a blindar al sector respecto de otros vaivenes vinculados a la macroeconomía y advirtió que los incentivos podrían elevarse en la discusión legislativa. “Es un proyecto […]

La entrada Según un experto la ley de Promoción Petrolera “puede atraer inversiones” se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Existen en Argentina proyectos para cubrir un 8% del pico de consumo de gas de invierno, dicen los expertos.

El proyecto de Ley de Hidrocarburos tiene un apartado para proyectos de inversión en almacenamiento subterráneo de gas natural. El país podría almacenar 10 millones de metros cúbicos diarios. Así se podría abastecer la demanda entre mayo y septiembre con fluido producido en los yacimientos del país. CGC del grupo Corporación América, presidida por el empresario Hugo Eurnekian, está desarrollando un proyecto para almacenar gas natural de manera subterránea que no requiere infraestructura adicional.  Emilio Nadra, vicepresidente Comercial de CGC, sostuvo que “nuestro proyecto se diseñó para atender el pico local de consumo del sur de la Patagonia, que son […]

La entrada Existen en Argentina proyectos para cubrir un 8% del pico de consumo de gas de invierno, dicen los expertos. se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Retirarse rico: la fórmula exitosa para ahorrar hoy y ganar hasta u$s 4000 por mes de jubilación

Estrategias y recomendaciones para planificar a largo plazo sin estrés económico. Qué activos elegir, cómo diversificar y cuánto dinero aportar por mes según los objetivos y la edad de cada uno. Retirarse rico: la fórmula exitosa para ahorrar hoy y ganar hasta u$s 4000 por mes de jubilación Puede parecer raro hablar de planificar el largo plazo, hacer el ejercicio de pensar a 20 o 30 años, en medio de una pandemia que pone en jaque al mundo y que, especialmente en la Argentina, desestabiliza ingresos, proyectos y los planes mas mínimos de corto o mediano plazo. Sin embargo, más […]

La entrada Retirarse rico: la fórmula exitosa para ahorrar hoy y ganar hasta u$s 4000 por mes de jubilación se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Abrió la inscripción para el concurso de Becas de Desafío Eco YPF

En el marco de la alianza conformada por Fundación YPF junto al INET, se abrió la inscripción para el concurso de Becas de Desafío YPF. El concurso tiene como destinatarias a las escuelas secundarias técnicas que brindan las especialidades en Automotores, Energías Renovables, Electrónica, Electromecánica y Mecánica de todo el país. Para poder participar, los chicos y las chicas -junto a sus docentes- tienen que armar un proyecto educativo innovador para la construcción de un auto eléctrico. Esta iniciativa busca promover la creatividad en la enseñanza de las ciencias y el aprendizaje a partir de diseñar soluciones poniendo en valor […]

La entrada Abrió la inscripción para el concurso de Becas de Desafío Eco YPF se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gabriel Matarazzo ” El sector padece una verdadera injusticia”.

El secretario general del sindicato de petroleros de nuestra ciudad y también secretario de Hacienda de la Federación Argentina Sindical del Petroleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio), fue muy crítico a la ley de modificación del Impuesto a las Ganancias.Para el bahiense, la normativa no tuvo en cuenta las particularidades de las tareas que realizan algunos sectores puntuales, entre ellos los trabajadores petroleros. “Muchos de ellos, para alcanzar un salario de 150 mil pesos, tienen que cumplir turnos rotativos, atravesar desarraigos y superar las dificultades de las zonas en que ejercen su labor. Si a este esfuerzo extremo le sumamos la […]

La entrada Gabriel Matarazzo ” El sector padece una verdadera injusticia”. se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

EFICIENCIA ENERGÉTICA, IMPACTO AMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD EMPRESARIA

Los costos energéticos en industrias de alta demanda de energía pueden representar hasta el 20% de las erogaciones asociadas a la producción, son aplicadas mensualmente con períodos de mora reducidos, por lo que la disponibilidad para la cancelación es un factor importante en el aspecto económico financiero. La gestión para la eficiencia energética y la competitividad adquieren relevancia como como factores productivos por lo cual, las organizaciones generan métodos y procesos más sostenibles y sustentables, con objetivos no solo económicos sino de reducir las emisiones de CO2 y gases de efecto invernadero al mínimo Existen en nuestro país diferentes soluciones […]

La entrada EFICIENCIA ENERGÉTICA, IMPACTO AMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD EMPRESARIA se publicó primero en RunRún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Petroleros paran una base de Halliburton en Vaca Muerta

Si no hay respuestas amenazan con un paro total a la empresa el miércoles. El gremio de la región neuquina reclama la reincorporación de 8 empleados, a quienes finalizaron los contratos antes de lo debido. El hecho ocurrió en Añelo y amenazan con extenderlo a toda la compañía. Denuncian que la empresa de servicios especiales despidió de manera “injustificada” a 8 operarios. A través de un comunicado oficial el gremio precisó que la empresa norteamericana “dio por terminado” ocho contratos aduciendo que las fechas de los acuerdos a término habían caducado. “En realidad los contratos concluyen en septiembre”, afirmaron. El […]

La entrada Petroleros paran una base de Halliburton en Vaca Muerta se publicó primero en RunRún energético.