Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2021

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Panamá albergará la próxima reunión ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas

Juan Cruz Monticelli, jefe del Departamento de Desarrollo Sostenible de la Organización de los Estados Americanos (OEA), participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables en la región. 

Durante la conversación junto a Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica, el referente de la OEA introdujo los principales temas que la región llevará a la próxima COP26 y que luego podrán dar continuidad durante la reunión ministerial más convocante que realizan desde el Departamento de Desarrollo Sostenible de aquella organización.

Se trata de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), una iniciativa que se lanzó en 2009 durante la Cumbre de las Américas que se celebró en Trinidad y Tobago.

Esta propuesta que partió del, en aquel entonces, presidente Barak Obama hablando con sus pares de la región se conformó como una Alianza donde todos los países puedan trabajar conjuntamente en pos de un sector energético regional más eficiente y con menos emisiones de gases de efecto invernadero.

“Una característica de esta propuesta es que se trata de un liderazgo compartido donde todos los países desde sus diferentes perspectivas y sus diferentes posiciones puedan contribuir a lo que hoy denominamos la descarbonización de la economía”, introdujo el referente de la OEA.

Según adelantó Monticelli, la próxima ministerial será a principios del 2022 en Panamá. Y entre los principales temas por debatir, destacó: la transición energética con energías renovables, el hidrógeno, la eficiencia energética y la electromovilidad. 

Como antesala de la reunión ministerial prevista para el año próximo, la ECPA junto a la Secretaría Nacional de Energía de Panamá invitan a un diálogo de alto nivel este viernes 2 de julio a las 9 am (Panamá) vía Zoom

Participarán: Francesco La Camera, director ejecutivo de IRENA; Antonio Almonte Reynoso, ministro de Energía y Minas, República Dominicana; Jorge Rivera Staff, secretario Nacional de Energía de Panamá; Selwin Hart, asesor Especial y Secretario General Adjunto para el Clima en la ONU; y, Erika Mouynes, ministra de Relaciones Exteriores de Panamá.

Además, Juan Cruz Monticelli, jefe del Departamento de Desarrollo Sostenible de la Organización de los Estados Americanos (OEA), moderará un panel de debate al que asistirán: Alfonso Rodríguez, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética, República Dominicana; Brian Motherway, jefe de la División de Eficiencia Energética, Agencia Internacional de Energía; y, Juan Ignacio Rubiolo, presidente AES México, Centroamérica y el Caribe.

Según informaron desde la OEA, este diálogo de alto nivel guiará a los tomadores de decisión a lograr un futuro energético más inclusivo mientras se aceleran las tecnologías y políticas energéticas disruptivas que limiten el aumento de temperatura a 1,5° C.

La Coalición Global de Viento llevará propuestas concretas a la COP26

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Opinión: ¿Por qué los costarricenses deberían involucrarse en la Democratización Eléctrica?

La tecnología ayuda a crear nueva tecnología. Quizás vivimos la época de mayor invención y creatividad que haya tenido nuestra civilización. Esto apoyado en la premisa con la que inicio esta columna y que recalco adrede: La tecnología ayuda a crear nueva tecnología. 

De manera exponencial vivimos una era sin precedentes donde se podría decir que todos los días hay nuevas invenciones. Internet ha facilitado el intercambio de conocimientos entre los seres humanos independientemente de su ubicación, huso horario o idioma. Esto era impensable hasta hace unos años. No en vano se habla de que vivimos la Cuarta Revolución Industrial. 

Prácticamente todas las industrias como las hemos conocido han tenido elementos de disrupción que variaron de manera permanente su concepción y ejecución. Así, hoy contamos con plataformas digitales que simplifican el transporte humano y de mercancías, podemos reservar boletos aéreos sin intermediarios, lo mismo que reservar alojamiento en cualquier punto del planeta. En otras industrias, el sistema financiero ve con recelo el auge de las criptomonedas, las redes sociales dan voz a todas las personas, y hoy por hoy son muy influyentes en la democracia. El mundo del siglo XX fue muy diferente al que vivimos en este Siglo XXI que apenas inicia su tercera década.

No debemos olvidar que cualquier descubrimiento, invención o innovación debe ser útil al prójimo, a la humanidad en general. Así ha sido desde que descubrimos el fuego, o inventamos la rueda. Todo avance tecnológico debe servir a la mayor cantidad de personas en el planeta. Para eso los gobiernos de los países deben procurar incentivar que éstos lleguen a la mayor cantidad de habitantes en sus territorios. Democratizar la tecnología no debe verse nunca como un objetivo deseable, debe verse como lo que es: una obligación.

En la industria de la generación de energía eléctrica, se juntan varias aristas de lo comentado anteriormente. La tecnología ayuda a crear nueva tecnología, pero también es cada vez más evidente la dependencia en el uso de la energía eléctrica y la necesidad cada vez mayor de contar con más recursos energéticos para las nuevas tecnologías que se crean. Se convierte así la electricidad en un bien de interés mundial. 

En el mundo complejo de hoy, con temas que parecen ser opuestos como la conciencia ambiental y el crecimiento económico con miras a acabar con la pobreza e injusticias sociales, la energía eléctrica debe producirse de la forma más sencilla, más limpia y con el mayor alcance posible. Afortunadamente contamos con la tecnología para hacerlo. Generar energía eléctrica limpia y renovable nunca había sido más sencillo. Usando los recursos naturales podemos lograrlo. Agua, viento, y principalmente el sol son nuestros aliados. 

“El mundo viviente se alimenta esencialmente de energía solar. Las plantas de la Tierra capturan tres billones de kilovatios hora de energía solar cada día. Eso es casi 20 veces la energía que necesitamos solo de la luz del sol. Imaginemos que eliminamos gradualmente los combustibles fósiles y hacemos funcionar el mundo con las energías eternas de la naturaleza” Sir David Attenborough. 

Tenemos las mentes brillantes que trabajan incansablemente. Tenemos la tecnología para lograrlo. Podemos ser la primera generación de seres humanos que logre sacar de la oscuridad a toda su población sin sacrificar el planeta, en lo que podría ser el mayor avance social de la historia. Insto a los gobiernos del mundo, pero especialmente al de mi país, Costa Rica, para que incentiven el uso de las nuevas tecnologías para la generación de energía eléctrica con el fin de lograr un impacto social que beneficie a la población, haga más competitiva a la economía reduciendo costos, generando empleos, sacando de la oscuridad a millones de personas… y como si fuera poco mejorando la sostenibilidad ambiental del planeta. 

Podemos hoy, y debemos ya Descentralizar, Descarbonizar, Digitalizar, y principalmente Democratizar la generación de energía eléctrica en el mundo y en nuestro país, enfocando la tecnología en primer lugar en el ser humano, para incluir después en el enfoque a todo ser viviente.

Lograrlo es prioritario por un mejor futuro para nuestra civilización, y que así el ser humano siga usando la tecnología para crear nueva tecnología en pro de una mejor calidad de vida para toda la especie y el planeta.

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La eólica y la fotovoltaica ganan terreno mientras el carbón llega a su nivel más bajo desde el 2011

Durante las últimas dos décadas, la fisonomía de la generación de energía eléctrica en Chile ha cambiado mucho.

Según el Reporte Anual de Generadoras de Chile (ver), a inicios de la primera década de este siglo la participación de la hidroeléctrica fue fundamental. Junto con la biomasa (en muy pequeño porcentaje), estas fuentes renovables cubrían cerca del 50% de la generación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Las fósiles ocupaban la otra mitad, cuyas protagonistas eran el gas natural y el carbón.

Con el correr de los años, las estas fuentes contaminantes ganaron terreno gracias a la incorporación de fuentes con derivados de petróleo y mayor centrales a carbón, explicando más del 60% de la producción de energía al finalizar la primera década.

Durante la segunda década de este siglo, las fósiles alcanzan un auge en 2013, representando casi el 70% de la generación, siendo la carbonífera la fuente más importante.

Pero desde 2014 comienza el cambio. Empiezan a incorporarse paulatinamente las energías renovables no convencionales, en detrimento de las fósiles. De acuerdo al reporte de Generadoras de Chile, el 2020 es la foto más ilustrativa de ello.

Fuente: Generadoras de Chile

Si bien, según el informe, durante el año pasado en el SEN se generaron 77.751 GWh, donde un 53,5% fue aportado por centrales termoeléctricas, un 26,5% por centrales hidroeléctricas, un 7,1% por centrales eólicas, un 9,8% por centrales solares fotovoltaicas, y el restante 2,4% por centrales de biomasa, geotermia y cogeneración, fue notorio el avance de las renovables no convencionales.

Las centrales a carbón llegaron a un nivel tan bajo de participación en la generación comparable al del 2011 (ver gráfico). En contraposición, tanto la energía solar fotovoltaica como la eólica obtuvieron cada vez mayor espacio.

En comparación con el 2019, la generación a carbón retrocedió un 4,9% (1.382 GWh menos). En cambio, la generación con fuentes de energía solar fotovoltaica crecieron un 20,3% (1.291 GWh) y la eólica un 15,1% (725 GWh).

Fuente: Generadoras de Chile

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Daniel Vila: “De aquí a fin de año seguramente habrá un nuevo aumento de tarifa de Edenor»

Días después de que el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) apruebe la venta de Edenor, Daniel Vila, miembro del consorcio que quedó a cargo de la principal distribuidora de Edenor, habló por primera vez a punto de que el nuevo grupo de control que integra José Luis Manzano y Mauricio Filiberti tome el control efectivo de la mayor distribuidora del país. En diálogo con el programa Toma y Daca, que se emite por Radio AM 750, Vila opinó sobre el atraso tarifario de la electricidad , el endeudamiento de la compañía, la importancia de avanzar con procesos de reforma estructurales, el fomento de la inversión y sus afinidades políticas.

El empresario, que junto con Manzano es titular Edemsa, la empresa eléctrica de Mendoza, se refirió al suba del 9% en la tarifa final de Edenor y Edesur en el AMBA aprobado el 30 de abril. “De aquí a fin de año seguramente habrá un nuevo aumento de tarifa, porque con una inflación como la que estamos enfrentando es ilógico pensar que un incremento del 9% en la tarifa va a ser sostenible a lo largo del 2021”, expresó Vila este sábado en el programa radial que conducen Mariano Martín y Gabriela Pepe.

“El aumento de tarifa no solo tiene que ver con lo que paga el usuario sino también con la necesidad de aumentos que tiene la empresa para mantener operativa la prestación del servicio. La distribución de energía es compleja y requiere grandes inversiones, para sostener el servicio, para que no haya cortes. En la medida en que la tarifa se va desfasando de la realidad es muy difícil mantener el capital de trabajo que hace falta para que el sistema funcione de manera eficiente”, explicó el presidente del holding multimedios América.

¿Estatización?

Consultado sobre los rumores de estatización de Edenor anclados en la idea de que, si el gobierno destina tanto dinero del Tesoro en forma de subsidios para sostener la tarifa atrasada, podría directamente hacerse cargo de la gestión de la compañía. Sobre esto, Vila sostuvo que ese discurso no pasó del rumor: “parece contradictorio que, si el Estado quiere estatizar las eléctricas, en este caso Edenor, autorice una operación entre privados. No creo que pase por la cabeza del Estado estatizar la distribución del servicio eléctrico y aunque así lo hiciera el subsidio en todo caso se incrementaría, no bajaría”.

Dueño de una trayectoria en el sector eléctrico, Daniel Vila compró en 2006 la distribuidora eléctrica de Mendoza, Edemsa, liderada por ejecutivo británico Neil Blasdeale quien dejará el cargo para asumir la presidencia de Edenor con el ex funcionario de Vidal, Edgardo Volosin como vicepresidente. Cuando en diciembre de 2020 Pampa Energía decidió vender su participación en Edenor, la sociedad Vila-Manzano-Filiberti decidió comprar la compañía, aunque no quedaron exentos de las internas políticas respecto de los cuadros tarifarios. Finalmente, el ENRE, controlado en los hechos por el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, autorizó la operación seis meses después del inicio del procedimiento.

— “¿Compraron un negoción o compraron un problema?”, preguntó Mariano Martín en la entrevista radial.

— “Dentro de un año le digo”, respondió Vila.

Endeudamiento

Al igual que otras distribuidoras del interior del país, Edenor continúa acumulando deuda con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, por el desfasaje entre el precio de las tarifas y el incremento de los costos de la cadena de valor energética. Ante este panorama y pese a la disminución en un 25% de los ingresos de Edenor en términos reales durante 2020 respecto del mismo período de 2019, Daniel Vila se mostró positivo y a la espera de las negociaciones con el Fondo Monetario Internacional para gestionar la deuda.

“Edenor es una empresa que está sana. Tiene reclamos contra el Estado y el Estado tiene reclamos con la empresa por este tema permanentemente conflictivo del aumento de tarifas. Pero Edenor es una de las empresas que menos cortes ha tenido, que mantiene una prestación eficiente del servicio y que goza de buena salud. No es una empresa que esté en una situación financiera delicada”, indicó Vila y agregó: “habrá que ver cuál es la propuesta de aumento del gobierno y qué acepta el FMI considerando que pretende que Argentina baje el nivel de subsidios”.  

El entrevistado expresó también que “durante los últimos meses de la gestión de Macri la deuda aumentó de US$120 mil millones a US$170 mil millones. Ese dinero no fue a ninguna actividad productiva e imposibilita el acceso a nuevos créditos. No obstante, tengo una mirada optimista respecto de la gestión del gobierno en relación a la deuda. El arreglo con el Club de París es una señal positiva, es un paso hacia la renegociación de toda la deuda con el Fondo Monetario.

Inversiones y política

Por otro lado, la periodista Gabriela Pepe interrogó acerca de la credibilidad del país a la hora de fomentar inversiones. En esta línea, Vila remarcó que “necesitamos cambios estructurales, las reformas que todos conocemos que hay que hacer y no se hacen. La reforma impositiva, la reforma laboral, la reforma previsional. Cuando hay un sistema laboral e impositivo como el de Argentina, que no es precisamente el más atractivo para una empresa que viene a invertir porque no sabe si va a poder girar divisas al exterior o no, el país no resulta atractivo pese a todas las condiciones que tiene para serlo”.

Para cerrar, el empresario contó que las negociaciones para adquirir el diario El Cronista Comercial junto a Manzano están muy avanzadas. En materia de política, el controlante de Edenor aseguró que “el famoso reclamo que se vayan todos del 2001 va a rendir sus frutos en poco tiempo, tal vez en las elecciones del 2023. Hay una generación de nuevos políticos que conversan y en particular tengo admiración por Sergio Massa”, enfatizó.

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Josemaría: el megaproyecto de cobre podría comenzar la construcción a mediados de 2022

Con la agenda del cambio climático instalada a nivel global, la masividad de los autos eléctricos y el uso de mayores fuentes de generación de energía renovable, el mundo demandará en las próximas décadas cuatro veces más de cobre que en la actualidad. En las últimas semanas el precio de este mineral en los mercados internacionales tuvo un pico histórico y trepó a 10.724 dólares la tonelada. Esto tiene que ver con una mayor demanda y una caída en la oferta a nivel mundial, pero -sobre todo- se explica por la revolución tecnológica que se prevé para los próximos años.

En este escenario, el megaproyecto de cobre Josemaría, ubicado en la provincia de San Juan, podría significar que el país se convierta -de a poco- en un actor en el sector. Aunque para esto todavía falta, ya que en 2018 la Argentina dejó de producir cobre con la salida de Bajo La Alumbrera. Econojournal entrevistó a Iván Grgic, responsable de Relaciones Institucionales de Josemaría Resources, la subsidiaria del grupo canadiense Lundin, que está a cargo del proyecto y planea invertir US$ 3.100 millones en los próximos cinco años.

Actualmente es el proyecto de exploración de cobre más avanzado del país. Prevé exportar US$ 19.800 millones durante sus 19 años de vida proyectados, es decir, unos US$ 1.150 millones por año. Según se estima en el sector, con el inicio de la producción en 2026 de Josemaría, la minería en la Argentina pasaría de ser el sexto complejo exportador del país a ocupar el cuarto lugar. Por lo pronto, en febrero presentó el informe de impacto ambiental que lo evaluarán 15 organismos provinciales. Para San Juan, que representa el 80% de la oferta de cobre de la Argentina, significa también la creación de 4.000 empleos para la construcción y 1.000 para la etapa de producción.  

Estamos trabajando en 2021 para tener el ciento por ciento de las aprobaciones que el proyecto requiere, tanto en el orden provincial como nacional. Estos son los objetivos de este año. Lo ideal es que se pueda avanzar en 2021 con todos los permisos y aprobaciones para que a mediados o fines de 2022 podamos empezar con la etapa construcción de la mina”, afirmó Grgic. “Todo esto nos permite pensar en que la etapa productiva inicie en 2026. En concreto, hoy no podemos decir que la construcción de la mina comienza en el primer semestre porque no sabemos cuándo van a estar todos los permisos. El inicio de la etapa de construcción y de producción están atadas a lo que suceda este año con las aprobaciones”, añadió.

Características

Josemaría contiene cobre, oro y plata. La mina es a cielo abierto y está a 4.295 metros sobre el nivel del mar en la Cordillera de los Andes. Está ubicada en el departamento de Iglesia a 410 kilómetros de la ciudad de San Juan y a 10 kilómetros del límite con Chile. La compañía canadiense estima una producción de 2.000 toneladas diarias de concentrado de cobre. Pero cuenta con recursos por 6,7 millones de libras de cobre; 7 millones de onzas de oro y 31 millones de onzas de plata que planea sacar por el puerto de Rosario directo a los mercados de Europa y Asia. La campaña de perforación inicial en la zona fue en 2004 y ya se realizaron 10 en total. La mina tendrá una planta de procesamiento con capacidad de producir 152.000 toneladas por día, que arrojará una producción de metal anual promedio de 136.000 toneladas de cobre.

Escenarios

¿Qué análisis hacés del alza en el precio del cobre y qué impacto tiene en un proyecto como Josemaría?

La situación económica y los requerimientos industriales están mostrando que la intuición de la compañía en avanzar con Josemaría era apropiada y oportuna. El proyecto también encuentra una oportunidad ya que varios analistas prevén que entre 2025 y 2026 puede comenzar en el mundo una diferencia entre la oferta y la demanda de cobre. Si podemos llegar -como tenemos previsto- a la meta de iniciar la producción de Josemaría en 2026, lo haríamos en un momento muy oportuno del mercado.

En Chile y Perú se registró en los últimos tiempos un descenso en la producción de cobre. ¿Esto genera una oportunidad para la Argentina?

En 2019 (Argentina dejó de producir cobre en 2018) se constituyó la Mesa del Cobre, conformada por proyectos en exploración avanzada. Empezamos a analizar que cualquiera que pudiese encabezar los desafíos del cobre podía articular la fluidez del desarrollo de los demás proyectos en el país. De alguna manera Josemaría está encabezando este proceso en la Argentina, pero cerca hay también otros como Agua Rica (Catamarca) o El Pachón (San Juan). Cualquiera de estos proyectos podría mostrar una conveniencia integral para el cobre en la Argentina, que tiene que ver con poder mostrar a este país como un productor de cobre, aún en un grado pequeño, pero que nos permitiría empezar a ser un actor. También desarrollar las economías regionales, porque estos proyectos están en lugares alejados y con dificultades económicas y sociales, donde se puede producir cobre o minerales y pocas cosas más. La conveniencia integral implica también el desarrollo de una cadena de proveedores. Por todo esto, Josemaría puede abrir la puerta a un escenario muy favorable para la Argentina.

¿Cómo impacta a Josemaría el complejo escenario macroeconómico del país?

Cuando llegaron los Lundin a finales de los años 80 en la Argentina había hiperinflación y aun así avanzaron con La Alumbrera (Catamarca). En la crisis de 2001 descubrieron y avanzaron con Veladero (San Juan). Ahora, con la situación actual, se avanzó con Josemaría. La Argentina siempre fue un país que generó a los inversores internacionales una gran cantidad de riquezas para desarrollar junto a las comunidades, pero -a la vez- en escenarios complejos para trabajarlos. El 2021 para Josemaría implica un escenario con las mismas características, pero hay que sumarle la pandemia. De todos modos, se está trabajando muy intensamente con la provincia de San Juan y con el gobierno nacional para que pueda avanzar el proyecto.

El sector minero

¿Cómo ves el tema regulatorio para la minería en la Argentina?

La regulación en la Argentina, tanto en el ámbito nacional como el provincial, es muy amplia y compleja en algunos puntos y requiere mucha precisión. El sector minero siempre necesitó reglas del juego claras. Uno de los defectos que se manifestó en la Ley de Glaciares es que hay muchos grises en sus definiciones. También hay apreciaciones de algunos funcionarios que aparentemente no tienen tanto conocimiento del tema in situ, es decir, de cada región y de cada lugar. Otro ejemplo son las retenciones. Como lo mostró la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) y otras cámaras regionales del país, lo que más favorece al sector minero es la ausencia de retenciones porque incrementa el tiempo de mina, los empleos y los impuestos y también incrementa nuevos contratos con proveedores. En términos económicos, lo mejor que le puede pasar a la Argentina es la ausencia de retenciones.

El presente de Josemaría

¿Cuál es el estado actual del proyecto?

En términos del informe del impacto ambiental, el presente es muy bueno e intenso porque la autoridad de aplicación, que es el Ministerio de Minería de San Juan, se ve apoyada por 14 organismos más. Es decir, en total son 15 organismos que evalúan el proyecto. Incluye la instancia de consulta pública, donde distintas personas pueden presentar observaciones a favor o en contra del proyecto. El presente está atravesado ahora por la instancia de evaluación y de diálogo con el gobierno nacional y provincial para que este marco regulatorio aplique y se adecúe a las condiciones de factibilidad que hemos presentado. Además, hace algunas semanas comenzamos las reuniones sobre el compre local y el desarrollo de proveedores. 

¿Cómo impacta en los planes de Josemaría las limitaciones para disponer de las divisas?

El sector necesita precisiones en cada punto para que se ayude a la inversión. Necesitamos legislaciones precisas y que impulsen al desarrollo productivo. El sector minero requiere una inversión internacional. No creemos que la solución sea exceptuar a la minería, pero sí creemos que lo central pasa por la capacidad productiva de estas normativas. La minería es el único sector que tiene una ecuación tan larga de tiempo. Está planificado que los inversores de Josemaría recuperen su dinero a los 30 años. Qué otro sector productivo invierte en la Argentina donde recién a los 30 años se empieza a percibir un ingreso. En Josemaría, son 20 años de exploración con una inversión a riesgo de 100 millones de dólares. Hay que calcular unos cuatro o cinco años con una inversión de 3.000 millones de dólares. Después, se necesitan otros cuatro o cinco años para comenzar a devolver esa inversión. Esto forma parte del estudio de factibilidad del proyecto, donde explicamos que son cuatro o cinco años de repago.

El proyecto Josemaría necesita de obras de infraestructura como la construcción de caminos de acceso y obras energéticas. ¿Cómo están avanzando estas obras afuera de la mina?

Los 3.100 millones de inversión es dentro de la mina. Afuera, los dos grandes requerimientos son rutas y energía. Estamos trabajando con el gobierno de San Juan para que antes de fin de año estas obras puedan tener un anteproyecto definido. Josemaría prevé el traslado en camiones hasta la estación de tren de Albardón (a 20 kilómetros de la ciudad de San Juan). Desde allí, tenemos previsto enviar el concentrado de cobre por tren hasta Rosario (luego se exporta por barco). Pero estamos en el inicio de estos trabajos. El análisis con la provincia en principio es avanzar en una ruta de interés público desde la localidad de Rodeo hacia el norte, pasando por afuera del Parque Nacional San Guillermo, sin afectarlo para nada. Todo esto está en proceso.

¿Cómo trabajarán la demanda de agua en el proyecto?

Las minas de cobre necesitan de un proceso de flotación que requieren mucha agua. Josemaría no escapa a esta demanda. Nosotros vamos a recircular el 85% del agua que demandará el proyecto. Podemos preguntarle a otra industria si recircula esta cantidad de agua. Otro punto importante es que nos propusimos no afectar calidad ni cantidad del agua superficial y la naturaleza nos regaló unos sectores de acuíferos chiquitos, semiconfinados y cerca de la mina, que nos va a permitir trabajar con agua subterránea. El proyecto no va a afectar para nada el Río Blanco ni arroyos cercanos.

El proyecto está en el departamento provincial de Iglesia, pero Jachal quiere ser incluido en la clasificación como “zona de vinculación directa” de la mina.

Esto es una cuestión absolutamente técnica. En primer lugar, incluyen la Ley de Regalías, que en la práctica no tiene que ver con esta discusión porque esta ley aplica un impuesto para un recurso no renovable y la legislación de San Juan dice que el porcentaje es para el municipio donde se halla el yacimiento. Entonces, claramente, las regalías son para Iglesia, a menos que la provincia cambie la ley. Otro tema, que también es técnico, es que el informe de impacto ambiental hace una interacción en cómo está la gente y el ambiente previo al proyecto. La conclusión de esto es que se establecen zonas de influencia “directa” donde va a impactar social y ambientalmente el proyecto. El informe técnico dice que esta zona es Iglesia de modo exclusivo. Y el área de influencia “indirecta” es Jachal y el conglomerado del gran San Juan. Esta zona es donde más se generará empleo. Para nosotros Jachal como área de influencia indirecta significa que es el primer lugar después de Iglesia para el empleo y los proveedores. Y después viene el resto de la provincia.

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Promoción de inversiones hidrocarburíferas : Un proyecto que se hace esperar

por Santiago Magrone

El diseño por parte del gobierno nacional de un proyecto para la promoción de inversiones en el sector hidrocarburífero  -que no vendrá a reemplazar a la Ley de Hidrocarburos 17.319/67- es desde hace varios meses el principal foco de atención por parte de los gobernadores de las provincias petroleras y de las empresas que operan en el rubro.

A mediados de junio el Secretario de Energía de la Nación,  Darío Martínez, describió los principales ejes del proyecto que procura articular los intereses del Estado Nacional, los provinciales (nucleados en la OFEPHI) y del sector privado.  Afirmó que se estaban realizando consultas a todos los actores, pero no formuló estimaciones acerca de plazos para definir el proyecto y enviarlo al Congreso para su tratamiento.

Desde el sector privado, e incluso algunos gobernadores, admitieron que ha habido consultas desde Energía,  pero en los últimos días algunos de ellos han evidenciado cierta ansiedad por la indefinición de una cuestión que es considerada clave para el desarrollo productivo de los importantes recursos de petróleo y de gas natural que tiene el país.

Desde el gobierno se coincide en el objetivo de recuperar cuanto antes el autoabastecimiento para satisfacer la demanda interna  y además exportar crudo y gas.  Deben definirse las condiciones técnicas, económicas y sociales en las que se asentará la actividad, articulando intereses en la medida de lo posible.

“Ni magia, ni futurología”, respondió el gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez , ante una consulta periodística referida al momento en el cual estima se dispondrá de la ley de promoción de inversiones que está elaborando el gobierno nacional. Pero puntualizó que “no será lo mismo contar con dicha ley este año, que el año que viene” pensando en la  necesidad de dinamizar el desarrollo de las producciones de petróleo y gas, convencional y no convencional.

En tono no confrontativo con Nación,  Gutierrez  pareciera haber acusado recibo de la crisis social que afronta la provincia a su cargo, la mas rica en recursos petroleros y gasíferos no convencionales de la Argentina.  Su imprudente desatención, en un  contexto agravado por la Pandemia del Covid-19 , derivó en un conflicto con importantes sectores de la población, y en una cuasi paralización total de las actividades petroleras que afectó a todos.

 En relación al proyecto  afirmó “estamos  trabajando para generar un dispositivo legal que otorgue condiciones de previsibilidad para el desarrollo de inversiones en la producción y en la construcción de la infraestructura necesaria”, dijo el gobernador,  apostando a una ley que resulte “del diálogo y el consenso”, entre todos los actores involucrados .

 Hombre del MPN igual de el sindicalista Guillermo Pereyra,  Gutierrez tiene por interlocutor en Energía a otro neuquino, del FDT, muy atento a lo que pasa en la provincia.  Pereyra, acaba de reclamar que Energía de la Nación (hoy en la estructura de Economía) pase a la categoría de Ministerio para tener, supuestamente, más autonomía de gestión.

Desde el sector empresario, en tanto, varios importantes directivos de importantes compañías con desempeño en Vaca Muerta han coincidido en diversos foros periodísticos en afirmar que la Argentina tiene hoy “una oportunidad que no debería desaprovechar”  en la explotación del gas natural como principal recurso en la transición energética del mundo hacia las fuentes renovables.

Esto, sin desdeñar el recurso del petróleo, aunque para éste “la ventana de oportunidad” como bien de exportación sería por un plazo menor (algunos las estiman en 30 y 20 años respectivamente). El progresivo abandono de fuentes energéticas como el carbón, y luego del petróleo hacia energías mas limpias para el ambiente trazan un escenario previsible en tales plazos, al menos en los países mas industrializados.

Se piden las consabidas “reglas claras y estables de juego”,  “estabilidad fiscal”, “posibilidad de exportación en firme durante todo el año” y  “la libre disponibilidad de divisas de exportación”  para concretar las inversiones necesarias.  Se reconoce al respecto que el diseño y la puesta en vigencia del Plan Gas Ar 2020/2024 por parte del gobierno a principios de año  “va en el sentido correcto en cuanto a brindar una mejor perspectiva para el desarrollo de las inversiones”.

Pero, detallan las operadoras, se necesita ampliar condiciones y plazos, pensando en el desarrollo masivo de las áreas,  lo que comprende perforaciones, terminaciones y conexiones de pozos productores, oleoductos y gasoductos de interconexión, ampliación y/ o construcción de nuevos  gasoductos troncales para el transporte interno y a países limítrofes. También la construcción de una planta procesadora de GNL  para su exportación extrazona, lo cual requiere fuertes inversiones (no menor a los U$ 4 mil millones) y un plazo de construcción de entre 3 y 4 años.

Las empresas  destacan y se entusiasman con  la calidad y volumen de los recursos de crudo y gas no convencional con que cuenta la Argentina en la comparación internacional, incluída EE.UU. También con la calidad de los recursos humanos  técnicos y profesionales, y admiten el registro de mejoras sustantivas en los costos de producción. Pero se requiere ganar en escala, señalan.

En la política energética del gobierno nacional es clave la participación de YPF (de mayoría accionaria estatal) y el desarrollo de empresas proveedoras de servicios petroleros locales. También, priorizar la aplicación de los recursos energéticos al desarrollo de los diversos sectores industriales y a la mejora de la calidad de vida de la población. Ello, sin desdeñar las exportaciones para la disposición de divisas necesarias, sobre todo, para completar el ciclo de la actividad económico-productiva.

Acerca del curso de la elaboración del proyecto de promoción de inversiones, Darío Martínez describió hace pocos días  que “seguimos trabajando junto al Ministerio de Economía y a la conducción de YPF, ya hemos hecho una primera ronda de conversaciones con las autoridades provinciales, con las empresas productoras, con los gremios y con las organizaciones de pymes, recibiendo de ellos las ideas sobre los aspectos centrales que una herramienta como esta ley debería tener”.

“Hemos elaborado un borrador con una estructura básica y algunas alternativas que deben aún ser validadas por las máximas autoridades nacionales. Luego volveremos a conversar con todos los principales actores y finalmente redondearemos un proyecto de ley que esperamos tenga consenso y respaldo y que, básicamente, logre los resultados que estamos persiguiendo”.

El proyecto, añadió Martínez, apunta a garantizar estabilidad en materia fiscal, arancelaria y cambiaria, así como de las normas regulatorias”. “Abarca instrumentos destinados a promover la producción y exportación de petróleo, garantizando simultáneamente el abastecimiento de la demanda interna y la exportación de una proporción variable y creciente en relación a incrementos individuales y colectivos de producción, y de otros aspectos como grado de cobertura del mercado interno y esfuerzo por sostener la producción convencional”.

“En materia de gas natural, garantiza el abastecimiento de la demanda interna a través de contractualizaciones plurianuales, y potencia y garantiza exportaciones firmes por complementación estacional y por producción excedente”, esbozó.

Asimismo, agregó, se establecen mecanismos de tratamiento diferencial en materia de Impuesto a las Ganancias, IVA y derechos de importación, garantizando la exportación en firme y la disponibilidad de divisas para proyectos especiales con pisos mínimos de inversión destinados a exploración de gas y petróleo convencional, producción no convencional, depósitos subterráneos de gas natural, medianos y grandes proyectos de GNL en toda su cadena, otros grandes proyectos de industrialización del gas natural y destinados a la producción off shore”

Martínez dijo que el proyecto en elaboración comprende también estímulos destinados a la extracción incremental en pozos de baja productividad y premia especialmente los proyectos y las acciones que cuiden el ambiente y disminuyan o mitiguen la emisión de gases de efecto invernadero.

El esbozo del proyecto parece contemplar las cuestiones claves.  Se aguardan novedades.

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José Venegas de CNE: «No es seguro para el sistema eliminar el carbón de la generación eléctrica al 2025».

“Hemos sido siempre súper claros en plantear que una descarbonización debe ser responsable, y eliminar completamente el carbón de nuestra generación no es algo que, creemos, se pueda hacer al 2025”, señaló.

Venegas hizo estas declaraciones en la versión 13 del tradicional World Energy Café que el capítulo local del Consejo Mundial de Energía (WEC) organiza periódicamente para sus socios. En esta oportunidad, el evento contó con el apoyo de AES Chile.

Continuando con el fondo del proyecto que ahora pasa al Senado, el ejecutivo manifestó que “no es llegar y sumar MW y cambiarlos por ciclos combinados o turbinas a petróleo. La generación diésel (más contaminante y cara) y a gas natural, es compleja, tiende a tener más fallas, problemas de logística, de suministro de agua, etc. Probablemente si tratamos de irnos por esa ruta nos vamos a encontrar con desagradables sorpresas en el futuro”.

“Por eso creemos que la descarbonización es una obligación, pero debe hacerse de manera prudente, permitiendo el desarrollo, instalación y transmisión e ir empalmando con la mayor llegada de energías renovables”, enfatizó.

Asimismo, Venegas alertó respecto a la escasez hídrica. “Como CNE hemos hecho estudios, que ya los hemos incluido en nuestras proyecciones, y que advierten el efecto de sequía permanente que se ha venido observando en la última década. Eso nos llama a tener precaución sobre avanzar hacia una descarbonización acelerada, donde la generación hidráulica, que es fundamental, va a ser más pobre, por lo tanto, serán años en los que vamos a tener poca energía base”, proponiendo eliminar el carbón en un proceso paulatino.

Para el representante de la CNE, pese a la situación sanitaria y el escenario político que vive el país, “el sector energía lo ha sobrellevado bien. Los números de los proyectos, las inversiones tanto en transmisión como en generación que se han realizado así lo demuestran. Lo que sí hemos tratado es que los efectos de la pandemia, tanto en el plano energético como tarifario, sean lo menos doloroso posible para las familias, sin arriesgar la estabilidad de las empresas”.

“La pandemia y la situación especial del país, nos obligó a promover iniciativas que suscitaron controversia. La estabilización de precios, es algo que no estaba planeado cuando comenzamos esta gestión, pero si uno la mira en perspectiva, se da cuenta de que el sector energía gracias a esa medida ha sorteado presiones de alzas tarifarias. Otra medida que hemos tenido que adoptar, y que ha resultado bien, es la suspensión de las horas punta (solo vigente en junio y julio) y las facilidades de pago que se tradujo en la Ley de Servicios Básicos”, concluyó.

World Energy Café es una instancia de conversación entre los socios de WEC Chile y alguna personalidad relevante vinculada a temas energéticos. Previamente, la cita tuvo como protagonistas al titular de Economía, Lucas Palacios; al actual biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, a la secretaria de Estado, Carolina Schmidt, de Medio Ambiente, y al Expresidente de la República, Ricardo Lagos, por nombrar algunos.

 

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YPF será el nuevo sponsor del básquet nacional

YPF será el nuevo sponsor de las selecciones nacionales masculina y femenina de básquet. Además, Facundo Campazzo realizará acciones en conjunto como imagen principal de esta alianza entre YPF y el básquet nacional.

Tras la firma del convenio respectivo en el Club Obras Sanitarias, el presidente de la compañía, Pablo González, sostuvo que “Es un gusto para nosotros apoyar a nuestra selección nacional, tanto masculina como femenina, en un deporte tan importante para los argentinos y las argentinas”. “Nos enorgullece acompañar a estas selecciones que nos representan de la mejor manera”.

También, Sergio Affronti, CEO de la compañía, comentó que “Es una gran alegría continuar apoyando el deporte en nuestro país y tener la oportunidad de vincular a YPF con el deporte nacional a través de este tipo de acuerdos”.

Santiago Carreras explicó: “Hace un tiempo comenzamos a recorrer el camino de vincular a YPF con el deporte y la cultura nacional. Hoy estamos acompañando a todas las Federaciones para contribuir al desarrollo de los y las
jóvenes que practican una actividad deportiva”. YPF ya patrocina a las selecciones argentinas de fútbol, tenis y diferentes categorías de automovilismo.

YPF participó, además, del evento de despedida a “El Alma Argentina”, el seleccionado masculino que hará su preparación en Las Vegas desde el 28 de junio y luego, desde el 26 de julio, intervendrá de los Juegos Olímpicos de Tokio.

Durante la firma estuvieron presentes Pablo González, presidente de YPF, Sergio Affronti, CEO, Santiago Carreras, gerente de Departamento de Relaciones Institucionales y Leandro Caruso, CMO de la compañía.

Además, participaron el presidente de la Confederación Argentina de Básquet, Fabián Borro, el director técnico de la Selección Masculina, Sergio “Oveja” Hernández y el director técnico de la Selección Femenina, Gregorio Martínez.

También estuvieron presentes Melisa Gretter, Agostina Burani, Andrea Boquete, Agustina García, Camila Suárez, Máximo Fjellerup, Nicolás Brussino, Lautaro Berra, integrantes de los seleccionados.

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El mapa que incomoda al gobierno a la hora de justificar la ampliación del subsidio al gas por zonas frías

El Senado aprobó hoy a la madrugada la Ley de ampliación del subsidio a la tarifa de gas natural en zonas de bajas temperaturas. Con 51 votos afirmativos, muchos de legisladores enrolados a la oposición, y 12 negativos, el proyecto obtuvo el aval de las dos cámaras del Congreso. Sólo resta la promulgación del presidente Alberto Fernández, algo que se descuenta.

La iniciativa impulsada por el diputado Máximo Kirchner, líder del bloque oficialista, y por el presidente de la cámara Sergio Massa, prevé la ampliación de los beneficiarios del subsidio a la tarifa de gas por «Zonas frías». A partir de ahora, los usuarios que recibirán una bonificación en la factura de gas natural ascenderán a los 4 millones (se sumarán unos 3,2 millones). Es decir, casi un 45% de los clientes del total de hogares a nivel nacional. Recibirán un descuento en la boleta final de entre un 30% y un 50 por ciento.

Varios referentes del Frente de Todos destacaron la aprobación del proyecto de Ley. Por caso, Mayra Mendoza, intendenta de Quilmes y una de las integrantes de la mesa de conducción de La Cámpora, publicó en su cuenta de Twitter: «El proyecto de ampliación de zonas frías es Ley. Esta iniciativa impulsada por el compañero Máximo Kirchner va a cuidar el bolsillo de más de 4 millones de hogares argentinos y viene a garantizar un derecho tan importante para nuestro pueblo«. Acompañó su mensaje con un mapa de las 17 provincias que pasarán a estar alcanzadas con esa bonificación.

A la izquierda las zonas beneficiadas. A la derecha los departamentos según el nivel de pobreza

Sin lugar para contorsiones discursivas

Sin embargo, cuando uno compara ese mapa con otro que exhibe cómo se distribuye la pobreza en la Argentina, la narrativa oficial tiende a crujir. La materialidad no deja lugar para contorsiones discursivas. Resulta empíricamente complejo justificar la ampliación del subsidio a la factura de gas por «Zonas frías» a partir de criterios de equidad social o justicia distributiva.

Por el contrario, el mapa elaborado por el Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento (CIPPEC), que muestra la distribución de la pobreza crónica en Argentina, deja en evidencia exactamente lo contrario. Expone que son justamente los distritos más vulnerables del país —Santiago del Estero, Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones y el norte de Salta, que están coloreadas en rojo o naranja— , las que no están alcanzadas por la ampliación del subsidio al gas.

En oposición, las regiones que se verán beneficiadas por esta medida impulsada por el gobierno son exactamente aquellas que gozan de mayores ingresos.

El contraste entre ambos mapas es casi total. Es imposible no notar que la asignación indiscriminada de subsidios y la falta de segmentación en función del ingreso de los usuarios no hizo más que perjudicar a los distritos históricamente más necesitados del país.

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Alemania se asocia con Argentina en materia energética y tecnológica

El acuerdo fue en el marco del lanzamiento del “Foro Futuro Argentina – Alemania”, organizado en conjunto entre CIPPEC y la Embajada de la República Federal de Alemania en Buenos Aires para promover los lazos energéticos y la transformación digital. “La energía eólica convierte a la Argentina en uno de los productores más prometedores de hidrógeno verde. Hay un enorme potencial para una asociación germano-argentina en materia energética” Así lo expresó el ministro de Asuntos Exteriores alemán durante el lanzamiento del Foro Futuro, una iniciativa conjunta entre CIPPEC y la Embajada de Alemania en Argentina. “Alemania respalda el acuerdo entre […]

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UIA: la producción de los primeros 4 meses de este año ya supera a la de 2019

Respecto a abril de 2019 (aislando el efecto de la pandemia), la variación sigue siendo positiva pero menor: +2,2%. Al igual que en el mes anterior, las fuertes alzas del mes se deben principalmente a la baja base de comparación por la paralización de la producción durante el inicio del ASPO. Sin embargo, son varios los sectores que mostraron un buen desempeño comparando también con abril de 2019. Entre ellos se destacan el sector Minerales no Metálicos, que tuvo la mayor alza (+278,8% con respecto a 2020 y +24,9% respecto a 2019). Por su parte, el sector de Electrónicos mostró […]

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Chaco: Globant creará 1000 nuevos empleos tras la inversión de $800 millones

La empresa de base tecnológica Globant anunció hoy la creación de 1.000 puestos de trabajo en la provincia de Chaco en los próximos cinco años y el desembolso de una inversión de $800 millones de pesos, que incluye la construcción de una nueva oficina en el nuevo Parque Tecnológico. Así lo informaron los directivos del unicornio argentino, tal como se conocen a las empresa que superan una valoración de mercado de US $1.000 millones, en una reunión de la que participó el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el gobernador de Chaco, Jorge Capitanich. “Este anuncio es una gran […]

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MISIONES PRESENTÓ A NACIÓN UN PLAN DE INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA PARA EL CRECIMIENTO ECONÓMICO LOCAL

Con la participación de casi treinta empresarios misioneros de distintos sectores, se concretó una reunión para exponer al Gobierno Nacional un proyecto de inversión para el desarrollo productivo, necesario para respaldar y potenciar el crecimiento de Misiones. Se presentó una serie de inversiones en obras estratégicas de infraestructura para fortalecer las áreas de Energía, Vialidad, Conectividad, Logística y Economía del Conocimiento; tales como la culminación de las autovías en las rutas nacionales 12 y 14, la construcción de centrales fotovoltaicas e hidroeléctricas, la ampliación del gasoducto NEA, el acondicionamiento de los puertos de Santa Ana y Posadas, y además la […]

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Crisis energética: los “ex secretarios” contra el gobierno por tarifas y subsidios

El grupo de ex responsables del área de Energía volvió al ruedo con un alerta sobre una “inminente crisis energética”. Quiénes son y por qué sus palabras son escuchadas en el sector. La Argentina está “otra vez en camino a una crisis energética”, según el grupo de los ex secretarios de Energía, debido a la política del kirchnerismo de congelar las tarifas y aumentar los subsidios a la luz y al gas. En un documento que emitieron este jueves Emilio Apud, Julio César Araoz, Enrique Devoto, Alieto Guadagni, Jorge Lapeña, Daniel Montamat y Raúl Olocco, lanzaron un alerta sobre la […]

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Plaza Huincul ya tiene tres compañías interesadas en el parque industrial

Dos son locales y otra de Buenos Aires, dedicada al transporte y a la logística. El predio de 469 hectáreas, que fueron cedidas por la provincia, ya cuenta con la apertura de las calles y la mensura de los lotes (serán 130)  a los que accederán las empresas. Se espera ahora las obras de ejecución de los servicios como gas, energía eléctrica y agua. El intendente Gustavo Suárez, junto al director provincial de Desarrollo y Fortalecimiento Industrial, Juan Jodar, entre otros funcionarios, y el vicepresidente de la cámara Ceipa, Héctor Cancio, detallaron cómo avanza el parque industrial. La empresa local […]

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La energía verde crece dia a dia en Argentina

La generación de energía de fuentes renovables y el aprovechamiento de bosques nativos son las principales iniciativas públicas de Argentina. La generación de energía de fuentes renovables y el aprovechamiento de bosques nativos son las principales iniciativas públicas vigentes de economía verde en Argentina. En la dirección contraria se ubica la falta de políticas activas en materia de gestión de residuos y promoción de la incorporación de la materia prima secundaria como alternativa en la producción industrial manufacturera. La afirmación es producto del “Inventario de políticas relacionadas a la economía verde” que realizó la Alianza para la Acción por una […]

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Perspectivas para líderes energéticos

Los principales problemas y prioridades de los directores ejecutivos de energía revelados en el informe Outlook Pulse para directores ejecutivos de KPMG 2021 La industria de la energía continúa siendo un recurso habilitador y necesario a medida que las organizaciones de todas las industrias comienzan a prepararse para una nueva realidad y a recuperarse del impacto de COVID 19. Seis meses después del lanzamiento de la Perspectiva del CEO de KPMG 2020 (edición COVID-19), hemos realizado una encuesta de pulso para explorar si ha cambiado la perspectiva de tres años y cómo. Al igual que otras industrias, la industria de […]

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Salió la ley de zonas frías

La iniciativa, que había sido aprobada a principios de mes en la Cámara de Diputados, recibió en el Senado 51 votos a favor y doce en contra. Obtuvo el respaldo del oficialista Frente de Todos y de un sector del interbloque opositor de Juntos por el Cambio. El Senado de la Nación aprobó esta madrugada, y convirtió en ley, el proyecto que propone una reducción en las tarifas de gas para municipios donde se registran bajas temperaturas, luego de un debate de más de seis horas en el que obtuvo el respaldo del oficialista Frente de Todos y de un […]

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IEASA denuncia que en 2018 se frenaron las obras de Gasoductos Noreste Argentino con un 90% de la obra en marcha

Presentaron ante los tribunales federales denunciando una ilegítima y arbitraria suspensión de las obras del Gasoducto Del Noreste Argentino – GNEA, dispuesta por la gestión de la empresa en el año 2018. A través del Decreto N° 267 de fecha 27 de marzo de 2007 se declaró de Interés Público Nacional la construcción del “Gasoducto del Noreste Argentino” (GNEA) cuyo objetivo es promover el abastecimiento de gas natural en las regiones del Noreste Argentino no cubiertas actualmente con dicho servicio, contribuir a asegurar el abastecimiento doméstico de energía, y aumentar la confiabilidad del sistema energético. ENARSA -hoy IEASA- fue nombrado […]

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Metrogas cobra boletas con consumo de anteriores meses que no había sido medido durante la cuarentena

Las nuevas facturas no se corresponden a los consumos de gas de los últimos meses, sino a los de un año atrás. Se trata de deudas generadas durante la etapa más dura de la cuarentena, cuando los lecturistas no podían salir a la calle y las distribuidoras debían proyectar el consumo de sus clientes. Un problema interno en los sistemas de Metrogas retrasó el cálculo y algunos usuarios pueden estar recibiendo por estos días nuevas boletas de gas, segmentada en por lo menos seis cuotas. En la distribuidora señalan que este error ocurrió con 18.750 usuarios, el 0,75% de sus […]

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Se conoce el precio acordado en la tercera subasta de Derivex para 2023 que guía el mercado entre privados

Celebra Derivex. Tal como adelantó Energía Estratégica, el miércoles de esta semana llevó a cabo su tercera subasta de energía, organizada dentro de su plataforma de futuros energéticos.

Según información proporcionada por la propia empresa a este medio, durante los 30 minutos que se mantuvo abierta la plataforma, se realizaron varias transacciones de compra venta y, finalmente, se alcanzó el primer acuerdo comercial, hito que no pudo ser consumado en las licitaciones pasadas.

Se acordó la compra de 4,3 GWh para el año 2023 a 240 pesos por kWh. “Ese precio de valoración se está transformando en un buen referente para el mercado, porque le está diciendo a los agentes cuál podría ser el costo de la energía para ese año”, destaca Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex.

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo agrega que este precio es “un mensaje positivo”, porque “esa curva de valoración le permite saber a los agentes cuáles son las expectativas de precio de los próximos bloques, y así ajustar sus negociaciones a esos precios de referencia”.

Tellez recuerda que los precios que se acuerdan en Derivex son fijos. “No están indexados al IPP (Índice de Precios al Productor). Es decir, el que compró a 240 pesos al 2023, ese año va a pagar ese precio, independientemente de cómo esté la inflación o el precio de energía en bolsa”, explica.

En tanto, también se ofertaron en otros bloques pero no hubo transacciones en firme. Para el 2022 se marcaron precios de compra de 240 pesos y 268,28 pesos de venta. En el paquete del 2023 se reportaron órdenes de compra a 234 el kWh y de venta a 269 pesos. Y en el del 2024 se registraron precios de 220 pesos colombianos por kWh para la compra y de 240 pesos por kWh para la venta.

“Lo interesante también es que vimos ofertas en los bloques del 2025 y 2026. Los agentes ya están considerando mayores plazos de futuros y eso también es bueno”, resalta el Gerente General de Derivex.

Indica que desde abril, cuando se realizó la primera subasta, respecto a esta última convocatoria, los precios “han subido ligeramente”.

“Estamos viendo que hay más compradores y vendedores y creo que eso obedece a la incertidumbre que hay para los próximos años. Todavía no se sabe muy bien cuándo comenzará a producir Hidroituango. Pasa algo similar con los proyectos adjudicados en la subasta de renovables de Minas y Energía, que tienen la obligación de comenzar a entregar energía el próximo año”, observa Tellez.

Próxima subasta

El directivo de Derivex adelanta que la próxima subasta de futuros energéticos se realizará el 28 de julio próximo.

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Negocian en el Senado para acelerar meta de descarbonización al 2030 en Chile

La Sala de la Cámara de Diputados y Diputadas aprobó el martes pasado el proyecto de Ley que prohíbe en Chile el funcionamiento de centrales de generación termoeléctrica a carbón a partir del 31 de diciembre de 2025, así como también la instalación de nuevas unidades.

Con 93 votos a favor, cinco en contra y 48 abstenciones, el recinto dio media sanción a la propuesta ingresada en enero de 2020. “Estamos celebrando la decisión de la Cámara y esperamos que pase al Senado en los próximos días”, confía Sara Larraín a Energía Estratégica.

La destacada activista chilena, quien en 1999 se presentó como primera candidata a elecciones presidenciales, considera que esta aprobación “es una señal importante que le da claridad a los ciudadanos, a la política y al mercado”.

Sin embargo, la especialista analiza que en el Senado “muy probablemente va a haber algún tipo de negociación para poner una fecha en torno al año 2030”.

¿Por qué al 2030? Una de las principales razones, además de concederle mayor plazo a las empresas generadoras, sería el inicio de operaciones de línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre, obra que requerirá una inversión de 1.000 millones de dólares y tendrá la capacidad de transportar 3.000 MW nominales, que se ocuparían con fuentes renovables.

“El looby del oficialismo va a ser fuerte en el Senado y, por ende, la discusión va a ser fuerte”, señala Larraín, y observa que si se fija una nueva fecha al 2030, “tendrá que haber una negociación de comisiones mixtas entre el Senado y la Cámara” para poder avanzar con una Ley definitiva.

Larraín opina que sería ideal que al 2025 las termoeléctricas a carbón dejaran de funcionar, pero señala que la modificación de la fecha al 2030 tampoco estaría mal. “Son 10 años menos de lo que inicialmente estableció el Gobierno”, observa respecto a la meta de descarbonización al 2040.

Sara Larraín, reconocida activista chilena

Justamente, en la discusión de Diputados y Diputadas, el ministro de Minería y Energía, Juan Carlos Jobet, explicó que adelantar el cierre de las centrales a carbón encarecería el precio de la energía, porque debería ser reemplazada por fuentes más caras, y advirtió que se pone en riesgo miles de puestos de empleo que dependen de esa actividad.

Pero para Larraín no deberían suceder tales cosas. Respecto a la cuestión laboral, responde: “El Gobierno dio una cifra de 13 mil empleos en carboneras. Pero esa cifra sale de un estudio del BID, en el contexto de la mesa de descarbonización del año 2018, donde se incluye toda la actividad: desde la minería hasta las centrales, teniendo en cuenta los puertos, entre otras cosas.

La especialista cuenta que las generadoras han manifestado que el promedio de empleos directos es de 50 trabajadores por central. Teniendo en cuenta que 14 de las 28 centrales ya han cerrado y otras tienen fecha de cierre para el 2025, sólo habría que reubicar a unos 700 trabajadores de las 14 plantas restantes que aún no han manifestado cuándo dejarán de operar.

Sobre este tema, Larraín sostiene: “Debería haber un acuerdo entre el gobierno y las empresas para que éstas cumplan con la Ley laboral. Y en todo caso, el Gobierno tiene planes de desarrollo regional y local para hacerse cargo de capacitación para reconversión laboral”.

Según la experta, en ese mismo estudio del BID donde se señalaba que la actividad carbonera emplea a unas 13 mil personas, se indicaba también que la transición energética hacia las renovables podría triplicar ese número en puestos de empleo.

En cuanto a la suba de precios por reemplazo de las centrales a carbón, la ex candidata a presidente sopesa: “Puede haber un pequeño traslapo de la elevación de tarifas, tal vez uno o dos años, mientras se cruzan las últimas centrales, principalmente porque se va a tener que utilizar un respaldo a gas”.

Pero sostiene que las energías renovables luego tenderán a bajar el precio. En ese sentido, pregunta y responde: “¿Por qué todas las grandes mineras en Chile están renovando sus contratos con las grandes energéticas para solamente renovables? Porque son costos muchos más baratos que los que estamos pagando los clientes regulados”.

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Enrique Alba: “Las renovables son competitivas sin ningún tipo de subsidio y cada vez lo serán más”

Enrique Alba, CEO de Iberdrola México, participó del Latin America Energy Week organizado por Siemens Energy y aseguró que “no se debe tenerle miedo a algo que se decía hace diez o quince años, de que las energías renovables había que subsidiarlas y que eran caras”.

¿Por qué? Bajo la mirada del especialista “hoy en día son competitivas sin ningún tipo de subsidio y cada vez lo serán más”. 

Frente a dicha situación recordó la complementariedad existente en México, “un país fantástico para la fotovoltaica”, dada su altitud y radiación solar, sumado al hecho de las zonas que pueden ser utilizadas para instalar fuentes renovables. 

“Una que produce de manera constante durante el día, otra que es más variable con el viento, se acaban complementando y sumando sus esfuerzos para dar un sistema más confiable”, destacó Alba.

Además, sostuvo que para la industria y el sector doméstico habitacional, “la energía renovable es competitiva en todas sus formas”. E incluso marcó que “hay momentos en que es tan competitiva que lleva a los mercados a precio cero”. 

Y en el caso particular de la energía fotovoltaica, a través de la generación distribuida toma esta característica “al ahorrarse los costos de transmisión y distribución mediante”, según palabras de Alba. 

“En las aplicaciones industriales de generación distribuida ya en muchos casos los números salen de por qué se ha abaratado mucho la tecnología”, comentó. 

Por otro lado, el CEO de Iberdrola México apuntó a otros usos que se pueden dar con las renovables y que también comienzan a tomar mayor relevancia en el sector energético: producción de hidrógeno verde y almacenamiento de energía. 

En la primera de las dos alternativas, diferentes estudios señalan un potencial de 22 TW de electrólisis PEM instalable, sumado al hecho que desde la Asociación Mexicana prevén inversiones programadas por alrededor de USD 1.350 millones en proyectos de dicha índole. 

Mientras que lo respectivo a storage Enrique Alba se sorprendió de que México no posea centrales de rebombeo de energía “cuando es complementariedad perfecta para almacenar energía barata y luego turbinarla cuando hay una punta de demanda a precios muy competitivos”.

A lo que se refirió fue que “mediante centrales de re-bombeo hidroeléctrica, podemos almacenar grandes reservorios o pilas de energía para que cuando haya una alta demanda poder turbinar la parte, aportando grandes servicios de regulación primaria y secundaria al sistema eléctrico”.

Es decir generar energía a bajo costo mediante fuentes renovables y luego almacenarla con plantas hidroeléctricas de rebombeo de gran escala y/o en baterías.

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Esta es la apuesta de John Cockerill para el desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica

Ezequiel Serwatka es argentino, actualmente trabaja como Ingeniero de propuestas en la empresa belga John Cockerill. Anteriormente se ha desarrollado como Ingeniero de Proyectos en Tecnologías del Hidrógeno en la empresa argentina Hychico.

Energía Estratégica se contactó con el experto para conocer su visión del desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica, haciendo énfasis en Argentina. 

¿Cómo observa el avance del hidrógeno verde en Argentina?

El foro “Hacia una estrategia nacional Hidrógeno 2030” ayudará o empezará a armar la planificación argentina para los futuros años venideros. Creo que será un faro que ilumine y guíe en lo que realmente quiere hacer el país. 

Si bien otros países ya tienen armada su hoja de ruta y Argentina viene un poco atrasado, si todo sale bien, para el año que viene tendremos una hoja de ruta que nos diga si es viable (o no), que haya algunos proyectos en el país. 

¿Y cómo se ve el mercado de hidrógeno desde el lado de John Cockerill? 

Desde los últimos dos años, por suerte, se ha visto un crecimiento exponencial en el desarrollo de proyectos con hidrógeno verde. Por suerte con nuestra línea de productos y servicios, entre los que se destacan los electrolizadores alcalinos que actualmente comercializamos de 5 MW, podemos ofrecer a nuestros clientes las soluciones tecnológicas a los desafíos que se encuentran. 

Si bien se observan desarrollos de proyectos por todos lados del mundo, en particular el sudeste asiático, Europa y Australia es donde se concentran la mayoría y los de mayores potencias.

El equipo de desarrollo de productos está apuntando todos los cañones a continuar mejorando en la eficiencia de los electrolizadores y a bajar el costo. Si bien con nuestro último desarrollo hemos logrado un gran avance, esperamos poder anunciar mejoras en el corto plazo y mediano plazo.

¿Y cómo se ve el mercado de hidrógeno desde el lado de John Cockerill?

La empresa en el último tiempo adquirió una empresa internacional productora de electrolizadores, entonces hoy en día los comercializa. 

Por suerte en los últimos dos años tuvo un gran boom. Se ven proyectos por todos lados del mundo, en particular el sudeste asiático y Europa. Y todos los cañones apuntan a la mejora de eficiencia de los electrolizadores y a bajar el costo. 

En ese tiempo logramos un gran avance. En eficiencia nos gustaría ir mucho más rápido, pero por ahora estamos bastante bien en dicho tema. La idea es bajar la eficiencia y reducir los costes para que los proyectos sean más viables. 

¿Y en cuanto a Latinoamérica?

Se espera que Chile sea uno de los mayores socios que Latinoamérica tenga en el corto plazo. Y en el largo que Argentina y Brasil también se sumen. Hoy en día no es el fuerte, pero se nota que mayormente viene ruido de esos tres países. 

Volviendo al plano argentino, ¿hacen falta nuevas normas de calidad?

La Organización Internacional de Normalización (ISO por sus siglas en inglés) con el Comité Técnico 197 está haciendo un montón de normas, muchas ya vigentes y otras no tanto, para el hidrógeno gris y verde y el uso en su movilidad.

Argentina a través del Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) participa en ese comité técnico, así que toda esa experiencia, el país en algún momento tendrá acceso a ello. Desde ahí lo veo bastante viable, pero habrá que esperar por lo menos cinco años hasta que esté terminado al 100% y ayudará mucho al impulso que se le puede dar a la movilidad eléctrica. 

Es esperable que para aquellas industrias que actualmente utilizan hidrógeno gris, el traspaso al uso de hidrógeno verde no sea tan drástico, debido a que ya poseen experiencia en la producción almacenaje y distribución de H2, además de tener su reglamentación.

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Solis compartirá las claves que lo llevaron a ser Top Brand para la generación fotovoltaica

«Bancable, confiable y local». Así es la oferta de soluciones de almacenamiento de energía e inversores solares de garantiza Solis en Latinoamérica.

Hoy, nos complace anunciar que este gran fabricante participará como Partner de un nuevo evento de Latam Future Energy. Se trata del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit” organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam.

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No se pierda las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

REGISTRO SIN COSTO

Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager Latinoamérica, será el referente de Solis que comparta los datos más actualizados de la empresa y reflexione sobre los retos para innovar en electrónica de potencia.

No es menor que esta empresa haya recibido recientemente el premio Top PV Brand 2021 para inversores en los principales países de generación fotovoltaica en América. Por eso, Rodríguez Moncada será invitado a compartir en el evento alguna de las claves que lo condujeron a esta distinción y los desafíos que tienen los fabricantes en el inicio de una nueva década donde el almacenamiento podría ser una de las claves para apoyar una transición energética basada en energías renovables.

No se pierda las declaraciones en vivo de Sergio Rodríguez Moncada durante uno de los paneles destacados de la primera jornada del PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit

7 de julio – 10:10 am (GMT-5)

Panel: Competitividad e innovación: El rol de los fabricantes en la integración de la energía solar con las nuevas tecnologías
Sergio Rodríguez Moncada – Service Manager Latinoamérica – Solis
Eduardo Solis – Regional Marketing Manager – Growatt
Fernando Sánchez – VP Sales Latam – Soltec
Alejo López – VP Sales Latam – Nextracker

Moderadora:
Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica

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Neoen recomienda incorporar más licitaciones de energías renovables en Ecuador

El empresariado está expectante a los próximos Procesos Públicos de Selección (PPS) por Bloques de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en Ecuador. 

Y, esta semana, las nuevas autoridades de Gobierno en el sector energético ratificaron que continuarán con los PPS propuestos durante la administración pasada. 

Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable, adelantó que el primer Bloque de ERNC por 200 MW -que fue anunciado por autoridades precedentes en septiembre del 2020- estaría pronto a iniciarse: 

“Estos proyectos serán lanzados en breve. Hay estudios que ya pueden ponerse a consideración de quienes participen en el proceso”. 

Luego de estos, un Bloque adicional de 400 MW también podría alistarse en respeto al Plan Maestro de Electricidad.  

¿Esta capacidad es suficiente para cubrir las proyecciones de demanda? Si bien es cierto que además de los Bloques de ERNC antes mencionados se contemplan más de 3000 MW hidro, 1000 MW térmicos y 50 MW geotérmicos; empresarios del sector invitaron a plantear a largo plazo nuevos procesos para ERNC.

“Debido a los acontecimientos desafortunados de hidroeléctricas como Coca Codo Sinclair, el país puede requerir de la contribución de plantas térmicas cuya generación es costosa”, advirtió Jean-Michel Chauvet, gerente de desarrollo de Neoen. 

Y recomendó: “para cubrir la demanda creciente del país con energía competitiva, la propuesta que tenemos es incorporar más licitaciones de energía renovable en el Plan Maestro de Electricidad”. 

De acuerdo con el ejecutivo de la empresa francesa esto traería más de un beneficio para el Gobierno y pueblo ecuatoriano. En detalle, durante un evento de la Cámara franco ecuatoriana, Chauvet indicó: 

-Las bases del PPS ya están listas después de las licitaciones del Aromo y Villanoco II y III. 

-Estos proyectos son rápidos de ejecutar y con bajo impacto ambiental y social

-Las últimas licitaciones de energía renovable han demostrado que se logran tarifas competitivas (con potencial de mejora) que presentan un ahorro en la factura de energía del país: 

-Las empresas privadas asumen el riesgo de inversión;

-Se generan empleos durante las fases de desarrollo, construcción y operación de las plantas de energía renovable

Y, concluyendo, el empresario reforzó la idea de que plantear nuevas licitaciones para esta década darían una visión a largo plazo al inversionista que permitirá crear un mercado con precios cada vez más bajos.

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Panamá presentó sus compromisos energéticos ante las Naciones Unidas

En representación de Panamá, el Secretario de Energía Jorge Rivera Staff exhortó a todos los panameños a trabajar con ambición para apoyar una transición energética que sea justa, inclusiva y equitativa, durante su presentación de 38 “Pactos Energéticos” en el Foro Temático Ministerial organizado por las Naciones Unidas.

El Foro temático Ministerial es el evento previo al Diálogo de Alto Nivel de Energía a celebrarse en septiembre de este año, donde Panamá funge como Campeón Global de Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas, por nominación de António Guterres, Secretario General de las Naciones Unidas.

El Diálogo de Alto Nivel de las Naciones Unidas sobre energía 2021 ofrecerá a Panamá la oportunidad de compartir experiencias con el mundo entero sobre nuestra Agenda de Transición Energética, como herramienta para construir un mejor Panamá, explicó Rivera Staff.

Acogiendo con beneplácito la convocatoria del Diálogo por parte del Secretario General de la ONU en septiembre de 2021 en Nueva York; el Secretario de Energía de Panamá ofreció una descripción general de las actividades ya emprendidas por Panamá en su papel de Campeón Global y las actividades planificadas para el futuro, como parte de su esfuerzo de incidencia global para promover el tema de la Transición Energética y los compromisos climáticos del país.

Es por ello, que Rivera Staff presentó 38 Pactos Energéticos, reconocidos como compromisos voluntarios del país. Entre los principales mencionó; continuar trabajando en garantizar el acceso a una energía asequible, confiable, sostenible y moderna para todos (Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS-7), a lo que añadió que existen compromisos políticos firmes e innovadores para lograrlo; promover las energías renovables; aumentar la eficiencia energética y posicionar la movilidad eléctrica”.

Rivera Staff informó que Panamá ha elaborado luego de varias sesiones de trabajo, Pactos Energéticos en función de ampliar la cobertura energética, la capacidad de energía renovable para 2030, centrándose en la energía solar, eólica; y sistemas de almacenamiento, entre los principales.

Para ello, reveló que hemos trabajado con varios grupos y la realización de reuniones previas con actores de las Naciones Unidas, la asesoría de Agencias Internacionales, empresas y jóvenes panameños.

Entre los Pactos Energéticos destaca primordialmente el acceso a la energía, como una oportunidad para la inclusión socioeconómica, poner a las personas en el centro de los esfuerzos para entregarles energía; promover el espíritu empresarial local y la participación de mujeres y jóvenes. Subraya que el acceso a la electricidad y una cocina limpia son realmente importantes.

Durante la sesión paralela correspondiente a Panamá, participaron como moderador Arturo Alarcón, especialista Senior en Energía del BID; Aristides Chiriatti, Miembro del Consejo Nacional de Transición Energética; Beatriz Reyes, Presidenta de la Organización de Jóvenes y Cambio Climático; Antonio Díaz, Asesor del Ministerio de Desarrollo Social; Jessica Young, Oficial de País del Programa de la Naciones Unidas para el Desarrollo-PNUD, y Marilyn de Simons de Grupo Melo.

Los participantes dieron una descripción general de la naturaleza de los Pactos Energéticos que está preparando Panamá. Uno de los resultados clave son los presentados por la Juventud, a través de Beatriz Reyes, Presidenta de la Organización de Jóvenes y Cambio Climático, quienes presentaron Pactos Energéticos concernientes a la sensibilización del sector energía, intervenciones públicas sobre energía, proyectos de acceso a energía renovable y la creación del Museo del sector energía.

Por su parte, Aristides Chiriatti Miembro del Consejo Nacional de Transición Energética Panameña, aseguró que los compromisos presentados por el sector privado son el “resultado de la alianza pública-privada”. Chiriatti agregó que “nuestros pactos energéticos estarán enfocados en el acceso universal de la energía, en mejorar la equidad de género en la industria, en la transformación gradual de las industrias hacia fuentes menos contaminantes, acelerar la instalación de paneles solares y el fomento de la movilidad eléctrica”, concluyó.

Bajo la misma premisa, Marilyn de Simons representando al Grupo Melo, explicó en tono activo cómo el Grupo Empresarial ha aprovechado la tecnología para solucionar la conversión de desechos en energía. “Es alentador que las experiencias de Empresas Melo sean modelo para otras empresas panameñas”, pronunció Simons.

En representación del sector gubernamental participó Antonio Díaz, del Ministerio de Desarrollo Social, quien señaló que los compromisos en materia energética, se viabilizan a través del Plan Colmena…” llevar electricidad es un factor sustantivo, básico para romper barreras de acceso”. Díaz añadió, que el Plan Colmena permite acciones que permeen a otros territorios, con la inclusión de otros actores de la sociedad civil y la academia que contribuyen al desarrollo de las áreas, y plasmar en sus vidas “el derecho a la energía” que poseen.

Desde el PNUD, nos acompañó Jessica Young, “apoyamos las acciones de la Secretaría Nacional de Energía y la Agenda de Transición Energética”. Young, indica que “debemos tener pactos ambiciosos y realizarlos de manera ágil”. Culmina su intervención enfatizando que debemos alcanzar el sello del género y la equidad en el sector.

A través de estos pactos energéticos reafirmamos la importancia de las alianzas como mecanismo de cooperación para lograr enfoques intergeneracionales, la participación temprana y el fortalecimiento de la movilización de acciones orientadas a aumentar la ambición climática, concluyó manifestando Rosilena Lindo, Subsecretaria Nacional de Energía Lindo, adelantó que Panamá está planeando otros eventos e innovaciones importantes más cercanos al Diálogo, como parte del proceso preparatorio para el encuentro más importante del sector energético de los últimos 40 años.

“Veremos compromisos audaces presentados como Pactos Energéticos, así como grandes compromisos financieros de las instituciones asociadas, y necesitamos más de ellos, para asegurarnos de que no dejemos a nadie atrás y que hagamos la transición de una manera justa e inclusiva”, reafirmó Lindo.

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Arranca primera edición del Mexico Carbon Forum

Pronatura México, el Instituto de Recursos Mundiales México (WRI México, por sus siglas en inglés) y la Plataforma Mexicana de Carbono (MÉXICO2), con apoyo de la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID, por sus siglas en inglés), celebraron este jueves 24 de junio el primero de dos días de jornada del Mexico Carbon Forum (Foro de Carbono México), cuyo objetivo es impulsar la lucha contra el cambio climático a través de mercados de carbono en el país y la región.

El foro, el primero en su clase en México, reúne a representantes de los sectores público, privado, financiero y de la academia, todos ellos interesados en la ejecución de los mercados de carbono, y busca promover la interacción, aprendizaje y colaboración entre estos actores. En su primer día, el foro sumó más de 700 asistentes.

Los mercados de carbono son considerados el mecanismo más costo-eficiente para reducir emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), y el desarrollo de proyectos forestales que generan créditos de carbono, en particular, no sólo permiten una reducción de emisiones, sino también el cuidado de los servicios ecosistémicos y el desarrollo de las comunidades en las que se llevan a cabo, por lo que el foro también representa una oportunidad para conocer los diferentes marcos en los que se pueden utilizar.

Los mecanismos del mercado del carbono, además, pueden ayudar a las comunidades forestales a generar ingresos y preservar los bosques en pie, permitiéndoles al mismo tiempo utilizar sus bosques con fines productivos. Los recursos naturales de las comunidades se conservan, proporcionando valiosos servicios ecosistémicos para ellas y otras comunidades vecinas.

Como ejemplo de lo anterior, Adriana Lobo, directora ejecutiva de WRI México, habló sobre el proyecto CO2munitario.

“Por ejemplo, el proyecto de CO2munitario fomenta la conservación de bosques mexicanos generando conexiones entre diferentes áreas naturales y protegiendo la biodiversidad, y produce ingresos complementarios para los dueños forestales. De igual manera, se fomenta el intercambio de mejores prácticas y conocimientos locales a través de los diferentes talleres y eventos, creando una red de personas locales que trabajen por los mismos objetivos y, por tanto, empoderando a las comunidades”, comentó Lobo.

Durante la inauguración del foro, Terence Miller, Subdirector de Misión de USAID en México, recordó que el cambio climático es uno de los retos más importantes a los que nos enfrentamos a nivel global, y dijo que las Soluciones Basadas en la Naturaleza son un área de oportunidad importante en cuanto a mitigación.

“Los mecanismos del mercado tal como el nuevo sistema de comercio de emisiones que es pilotado en México es una de las visiones más eficientes y rentables frente al cambio climático”, aseguró Miller.

Camila Zepeda, Directora General para Asuntos Globales de la Secretaría de Relaciones Exteriores de México, habló sobre los esfuerzos del gobierno para ligar y abordar de manera holística los temas de biodiversidad, cambio climático y diversificación.

“Hemos tomado el liderazgo en impulsar las Soluciones Basadas en la Naturaleza en las tres convenciones de Río y hemos hecho un gran esfuerzo por tratar de generar procesos lo más inclusivos posible, buscando traer la perspectiva de género en la composición de todos los track que estamos generando”, dijo. Añadió que, en diciembre pasado, el País presentó la actualización de su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC), en la que México refrendó su compromiso de mitigación y presentó un componente de adaptación mucho más ambicioso.

Santiago Lorenzo, Jefe de Unidad de Economía del Cambio Climático en la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), dijo que los objetivos de temperatura establecidos en el Acuerdo de París requieren una transición a gran escala y que incluya una política climática transectorial, y consideró que el establecimiento del sistema de comercio de emisiones mexicano es importante y fiel a dar soluciones costo-efectivas a las empresas.

El experto llamó a tener en cuenta la peculiaridad de México, al ser uno de los países con mayor biodiversidad, y pidió también cuidar la manera en la que se hace esta transición, para que siempre se cuente con la participación de las comunidades locales.

En México existen alrededor de 3 mil 500 núcleos agrarios que poseen el 85% de la superficie forestal, por lo que existe un potencial enorme de captura y generación de compensaciones para el mercado.

Kathy Gregoire, directora ejecutiva de Pronatura, habló de los trabajos de su organización en el tema del mercado de carbono, y en concreto de su programa Neutralízate, el cual mide, reduce y compensa y ha trabajado con más de 200 empresas. También habló del proyecto CO2munitario, con el cual se espera capturar unas 3 millones de toneladas de emisiones.

Por su parte, José Oriol Bosch Par, Director General en la Bolsa Mexicana de Valores, platicó la historia de la institución relativa a los mercados de carbono, que inició con el lanzamiento en 2011 de su Índice de Sustentabilidad, y en la que destaca también la creación en 2014 de MéxiCO2, que pone en contacto a proyectos para reducir emisiones con empresas que deseen reducir sus huellas de carbono.

“El Mexico Carbon Forum es el primer foro desarrollado por empresas nacionales para empresas nacionales. Este evento marcará un hito en el desarrollo del mercado de carbono”, dijo.

El evento se dividió en tres rutas temáticas que abarcan las discusiones más importantes sobre el mercado de carbono mexicano.

La ruta 1, “Desarrolladores de proyectos, inversionistas, consultores y empresas con estrategias de sostenibilidad”, abordó la importancia de las oportunidades generadas a partir de mecanismos enfocados en la mitigación de emisiones de GEI, así como de fortalecer capacidades y compartir experiencias sobre la gestión y desarrollo de proyectos de reducción de emisiones.

La ruta 2, “Actores interesados en el Sistema de Comercio de Emisiones mexicano”, dio a conocer el estado actual de este esquema, así como las oportunidades, retos y aprendizajes aplicables en el desarrollo del mercado de emisiones.

La ruta 3, “Periodistas, community managers, academia y sociedad civil interesada”, tuvo como objetivo facilitar información actual y relevante sobre los avances en materia de cambio climático en México, América Latina y el Caribe, así como dar a conocer acciones asequibles y de gran impacto en la mitigación de emisiones.

Durante el primer día del foro, la ruta 1 se dividió en dos mesas: “Mercado de reducciones de emisiones y desarrollo de proyectos forestales de captura de carbono”, el cual abrió un panorama acerca de los antecedentes de mercados voluntarios de carbono, la definición de compensación de carbono y sus aplicaciones, y “Experiencias de Compensación Empresarial”, en la cual representantes de Walmart, BBVA, Nestlé y Laboratorios Chinoin explicaron cuáles son sus compromisos en materia de reducción de emisiones y señalaron cuáles son las acciones que han implementado para lograr la meta de emisiones cero hacia 2050, tales como las prácticas de abastecimiento sustentable y la compensación forestal.

Estas mesas contaron con la participación de Iván Salas, gerente senior de The Carbon Trust; Amy Kessler, lideresa del equipo de México del Climate Action Reserve; Javier Warman, director del programa de Bosques de WRI México; Karina Leal, directora de cambio climático en Pronatura; Teresa Tattersfield, gerente de carbono forestal de WRI México; Andrés Sánchez, de Laboratorios Chinoin; Inti Pérez, gerente de Creación de Valor Compartido de Nestlé; Adriana Salazar, subdirectora de Negocio responsable y Sustentabilidad de BBVA Bancomer, y Viridiana Hernández, gerente divisional de Sustentabilidad/ ESG en Walmart.

La ruta 2 también se dividió en dos sesiones: “Retos y oportunidades en el Mercado de Carbono Regulado. Experiencia Internacional aplicable para México”, la cual abordó cómo el tema ha cobrado impulso en Europa, China y América Latina con cada vez más países despertando sobre la importancia de actuar ya respecto al cambio climático, y un panel de discusión entre empresas reguladas en la que se abordó la fase piloto del SCE mexicano, que lleva un año y medio.

Esta ruta contó con la participación de Eduardo Piquero, director general de MéxiCO2; Katie Sullivan, directora general de la International Emissions Trading Association; Rubén Lubowski, economista Jefe de Recursos Naturales del Environmental Defense Fund; Miguel Chavarría, director para México de The Carbon Trust; Soffia Alarcón-Díaz, directora de Finanzas Sostenibles para LATAM en IHS Markit; Gabriel Miranda, Jefe del Departamento de Reducción de Emisiones de la Comisión Federal de Electricidad; Ibette Sosa, gerente ambiental corporativo de HOLCIM México; Elios Palomo, especialista en sostenibilidad en Kimberly Clark de México; Lorena Espinosa, gerente de Cambio Climático y Sistemas de Gestión en ANIQ, y Ulises Arce, subdirector de Cambio Climático, Energía y Secciones de ANIQ.

Finalmente, la ruta 3 constó de tres momentos: la ponencia “Comunicación dinámica y actual sobre cambio climático y precio al carbono”, el panel de discusión sobre “Inclusión, equidad de género, y movilizaciones en el cambio climático”, y el panel “Precio al carbono en estados y municipios”. Esta ruta contó con la participación de Amanda Luna, gerente en The Carbon Trust; Miriam Vicente Marcos, coordinadora de proyecto en Carbon Market Watch; Ana Gargollo, coordinadora de cambio climático de Pronatura; Diego de León, consultor internacional de políticas climáticas de QueersXClimate; María del Carmen Villa, Coordinadora de Diversidad e Inclusión de la Alianza Juvenil por la Sostenibilidad; Ana Luisa Toscano, de Pronatura; Deyanira Navarrete, de FridaysForFuture; Iván Islas, gerente senior de The Carbon Turst; Sergio Graf, Secretario de Medio Ambiente y Desarrollo Territorial de Jalisco; Gilberto Estrella, Secretario de Medio Ambiente y Desarrollo Territorial de Tamaulipas; Manuel Macías Patiño, Director de la Agencia de Energía de Zacatecas; Eugenia Correa, Directora de la unidad de desarrollo sustentable del Ayuntamiento de Mérida, y Luis Eduardo Gómez, Procurador de protección al ambiente del Estado de México.

Con la aprobación en México, en 2012, de la Ley General de Cambio Climático (LGCC), se estableció la posibilidad de crear un mercado voluntario de emisiones de carbono. En 2017, el País se unió a la Declaración sobre Precio al Carbono en las Américas y, en 2018, con la publicación de las reformas a la LGCC, se volvió una obligación la creación de este mercado de emisiones y se marcaron plazos para diseñar e implementar un sistema de comercio de emisiones de manera gradual.

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Enel y Statkraft cerraron contratos de energía renovable para 240 instalaciones de Falabella en Chile y Perú

Los contratos comenzarán a regir a partir del primer semestre de 2022 y permitirán abastecer la mayor parte de la demanda de las instalaciones de Falabella Retail, Sodimac, Tottus, Ikea, Open Plaza y Mall Plaza.

En Chile, el paquete de energía fue adjudicado a Enel Generación y en Perú, en tanto, la empresa seleccionada fue Statkraft.

Esta es una de las negociaciones más importantes de contratos de suministro eléctrico dentro del año 2021 e implica reducir alrededor de 261.000 toneladas de CO2 anuales.

 Además, en Chile contempla un acuerdo con Enel X en materia de electromovilidad, que considera la habilitación y operación de centros de carga para vehículos eléctricos en tiendas, malls y centros de distribución a lo largo del país, que permitirá a los clientes y operadores logísticos cargar sus vehículos en instalaciones del grupo Falabella.

 Conscientes de que en el futuro la electricidad va a ser una de las principales fuentes de energía para los medios de transporte, Falabella continúa profundizando su compromiso con el desarrollo sostenible, adelantándose a los desafíos que vienen en materia de electromovilidad de cara a sus operaciones y en beneficio y conveniencia de sus clientes.

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Trina Solar obtiene por séptima vez consecutiva la certificación “Mejor Desempeño” de PVEL por la alta confiabilidad de sus módulos

PV Evolution Labs (PVEL), el laboratorio independiente líder en pruebas fotovoltaicas, publicó recientemente los últimos resultados a nivel global de sus pruebas anuales de paneles, específicamente del Reporte de Matriz de Control de Confiabilidad de Módulos Fotovoltaicos 2021, en el que Trina Solar se colocó nuevamente en la categoría de “Mejor Desempeño” (“Top Performer”) por la destacada confiabilidad y rendimiento de su producto en relación a otros fabricantes mundiales, esto ocurre por séptima vez consecutiva desde que se estableció dicha prueba.

El reconocimiento se basa en los resultados del Programa de Calificación de Productos (PQP, por sus siglas en inglés), presentados en la Matriz de Control de Confiabilidad del Módulos Fotovoltaicos 2021 emitida por PVEL, después de estrictas inspecciones de fábrica que se realizaron durante los últimos 18 meses.

Con un enfoque en la evaluación del rendimiento de los módulos fotovoltaicos en términos de ciclos térmicos, calor húmedo, carga mecánica dinámica, degradación potencial inducida, archivos PAN, etcétera, el PQP fue diseñado para reconocer de forma independiente a los fabricantes fotovoltaicos de “Mejor Desempeño” que superan a sus competidores basados en la comparación de la calidad y duración de sus productos.

PVEL es un laboratorio independiente líder mundial en pruebas de confiabilidad y rendimiento, y hasta la fecha ha probado más de 400 listas únicas de materiales (BOM, por sus siglas en inglés) de más de 50 fabricantes. Sus tablas de puntuación de confiabilidad de módulos fotovoltaicos otorgan a los compradores de equipos e inversionistas de plantas de energía datos independientes y consistentes de evaluación comparativa de desempeño y confiabilidad que respaldan una gestión efectiva de los proveedores.

El reporte completo de la Matriz 2021 se presentó oficialmente a través de dos seminarios web a finales del mes de mayo. En las presentaciones, se mostraron los módulos de 210 milímetros de Trina Solar, ya que el laboratorio también ha incluido los módulos de gran formato en sus análisis, los cuales se someterán a su PQP este año.

Tristán Erion-Lorico, Director de la Unidad de Negocio de Módulos Fotovoltaicos en PVEL, dijo: «Trina Solar ha sido reconocida con el nivel de » Mejor Desempeño» en cada edición de nuestro Reporte de Matriz de Control de Confiabilidad de Módulos Fotovoltaicos, un logro tremendo.

En nombre de todo nuestro equipo, aplaudimos a la compañía por su impresionante y constante historial y su fuerte compromiso con las pruebas independientes. Esperamos continuar con nuestros exámenes de los módulos de potencia ultra alta de la marca en los próximos meses».

Cao Bo, Subdirector General de Trina Solar, dijo: «Con más de 20 años de acumulación de conocimientos técnicos, Trina Solar está comprometida con la sustentabilidad a través de la entrega de módulos de alta potencia, eficiencia y rendimiento con calidad y confiabilidad comprobadas y más importante todavía, los paneles de estas características, como el modelo Vertex, han demostrado un historial comprobado de reducción de los costos de equilibrio de sistemas (BOS, por sus siglas en inglés) y costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés), y de proveer una mayor generación de energía y, por consiguiente, de crear el más alto valor para nuestros clientes en todo el mundo».

Trina Solar es el proveedor líder de soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente y de Internet de las Cosas energéticas en el mundo. Con fuertes ventajas competitivas de sus productos, la empresa se dedica continuamente a acelerar la adopción de energía inteligente, junto con socios globales, y a crear un nuevo mundo con “cero carbono”.

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Un directivo inglés de confianza de Manzano y un ex funcionario de Vidal al frente de la nueva conducción de Edenor

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) finalmente autorizó la venta de Edenor. La principal distribuidora eléctrica del país pasará a ser controlada ahora por una sociedad comandada por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. Neil Blasdeale, titular actual de Edemsa, la distribuidora eléctrica de Mendoza, asumirá como presidente y gerente general, pero, desde una óptica política, el dato más significativo es que el número dos de la firma será Edgardo Volosin, quien trabajó en Edenor cuando la empresa estaba en manos de Electricité de France (EDF) y ascendió al top management de la empresa con Marcelo Mindlin hasta que en noviembre de 2015 renunció para asumir como director de Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires durante la gobernación de María Eugenia Vidal.

Antecedentes

Blasdeale es un ejecutivo británico egresado de la Universidad de Leeds, quien llega en representación de Manzano y Vila con quienes trabaja desde hace 25 años. Fue director de Finanzas de la cablera mendocina Supercanal desde diciembre de 1997 a diciembre de 2008 y luego pasó a presidir Edemsa, cargo que ahora dejará para asumir en Edenor.
Volosin, quien vuelve a Edenor a propuesta de Filiberti y asesora al ‘Rey del Cloro’ en la operación de compra desde hace seis meses, trabajó más de veinte años en la distribuidora. Cuando Marcelo Mindlin tomó el control de la compañía en septiembre de 2005 a través de Dolphin Energy, luego transformada en Pampa Energía, Alejandro MacFarlane, hasta entonces director de Repsol YPF, asumió como presidente y CEO de la distribuidora.
En febrero de 2012, cuando MacFarlane —hoy propietario de Camuzzi— renunció a la compañía, Mindlin nombró dos personas en su reemplazo: Ricardo Torres asumió con presidente y Volosin, que se venía desempeñando como director de Asuntos Corporativos, asumió como Director General e integrante del Comité Ejecutivo. A fines de 2015, el directivo acordó su salida de Pampa (algunos dicen que no en los mejores términos con los accionistas del holding) y a los pocos meses empezó a trabajar como funcionario de la Provincia de Buenos Aires, siendo el principal asesor en electricidad de la ex gobernadora.

Las críticas de Basualdo

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que enfrentó al ministro Guzmán por la actualización de las tarifas residenciales (y finalmente impuso su posición), fue muy crítico de la gestión de Vidal en materia de energía eléctrica, cuando Volosin encabezaba esa cartera. En 2018, cuando era investigador de Flacso, publicó un documento titulado “La violación del marco regulatorio en el funcionamiento actual de la distribución eléctrica de la provincia de Buenos Aires”. En aquel paper, el sociólogo cuestionó duramente la concentración de la actividad de distribución eléctrica en la provincia en manos del grupo DESA.
El actual gobernador Axel Kicilof también se expresó en muy duros términos sobre la gestión energética de la ex gobernadora. “En 2017 firmaron las revisiones tarifarias integrales que son acuerdos de pago e indexación de las tarifas que implicaban un aumento posterior al cambio de gobierno que significaría hoy anunciar un aumento del 217% para cumplir las revisiones que había dejado firmadas Vidal. Obviamente, eso es imposible”, dijo el mandatario en marzo de este año antes de anunciar una suba mínima del 7% de las facturas de luz en territorio provincial. Quien lideró desde la provincia de Buenos Aires ese proceso de revisión tarifaria que cuestionó Kicillof era Volosin, que ahora vuelve a la mesa para negociar con Basualdo y con el gobernador el día a día de la mayor distribuidora de energía del país.

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Vista vende a Shell la participación de un área en Vaca Muerta para acelerar su desarrollo de shale oil en Neuquén

Con la intención de acelerar la producción de sahle oil en Vaca Muerta, Vista Oil & Gas anunció la venta a Shell del 10% de su participación en el área Coirón Amargo Sur Oeste. A partir de esta transacción, la compañía creada por Miguel Galuccio se enfocará en acelerar el desarrollo de petróleo no convencional del bloque Bajada del Palo Oeste que tiene en Vaca Muerta. La venta del área se concretó por 21,5 millones de dólares, según anunció la empresa en un comunicado a la Bolsa de México y ya fue aprobada por la provincia de Neuquén a través del decreto 1027/2021.

Shell, el operador de Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), concluyó en 2019 con una primera fase piloto del área y actualmente avanzó con el desarrollo del campo. La producción de hidrocarburos de 2020 fue de 94 boe/d (barriles de petróleo equivalente por día), al 10% de participación de Vista (1.644 acres). Las reservas probadas de Vista en CASO al 31 de diciembre de 2020 fueron de 1,5 mmboe (millones de barriles de petróleo equivalente), según lo certificó en febrero de este año por la firma DeGolyer and MacNaughton Corp.

Producción

Vista Oil & Gas alcanzó en el primer trimestre una producción de 34,067 boe/d, que significó un aumento del 29% en comparación con los primeros tres meses de 2020. Además, fue la mayor producción en un único trimestre.

Teniendo en cuenta solo el petróleo, la producción de Vista aumentó un 56% año contra año. En el primer trimestre 2021, la producción de shale fue de 18,866 boe/d, de los cuales 18,794 boe/d corresponden a los pozos de Bajada del Palo Oeste.

La transacción

Tras haber cumplido con la totalidad de las condiciones precedentes, ambas compañías acordarán la fecha para el cierre final de la transacción, la cual deberá ocurrir dentro de los próximos 5 días hábiles.

Según informó Vista, la operación se cerró por un total de US$ 21,5 millones, de los cuales US$ 15 millones se acreditarán en efectivo. Los restantes US$ 6,5 millones se destinarán a la extensión de la obra de infraestructura para captación de agua del bloque Cruz de Lorena, operado por Shell, que abastece a la operación de Vista.

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Denuncia penal por la suspensión del GNEA en el 2018

Las autoridades de la empresa Integración Energética Argentina (IEASA, ex ENARSA) realizaron una presentación judicial ante los Tribunales Federales denunciando la “ilegítima y arbitraria” suspensión de las obras del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) , dispuesta por la gestión de la empresa en el año 2018 (Administración Macri).

El Poder Ejecutivo Nacional, mediante el dictado del Decreto 267 de marzo de 2007, declaró de Interés Público Nacional la construcción del “Gasoducto del Noreste Argentino” (GNEA) cuyo objetivo es promover el abastecimiento de gas natural en las regiones del Noreste Argentino no cubiertas con dicho servicio, contribuir a asegurar el abastecimiento doméstico de energía, y aumentar la confiabilidad del sistema energético.

En ése momento se nominó a ENARSA -hoy IEASA- como responsable de la construcción, mantenimiento, operación y prestación del servicio de transporte de gas natural del GNEA, especificando la traza provisoria del Gasoducto. Dicha traza luego sería rediseñada, modificando a la baja su extensión y alcance original.

El GNEA constituye la columna vertebral del transporte de gas del Noreste Argentino recorriendo las provincias de Santa Fe, Chaco, Formosa y Salta. Se divide en troncal y ramales. El ducto troncal principal tiene una longitud de aproximadamente 1.500 kilómetros y 24 pulgadas de diámetro, y que sumando los ramales alcanza un total de aproximadamente 3.000 km de longitud. La licitación de las obras se realizó en varios tramos.

IEASA describió que “iniciada la construcción del GNEA en el año 2015, el estado de avance de las obras, al mes de agosto de 2018, era de más del 90 % en la mayoría de sus tramos, quedando solo 6 meses de trabajos para finalizar todas las obras y brindar el servicio de gas natural a una vasta región de nuestro país que hoy tiene un acceso limitado e ineficiente a dicho servicio público”.

En un comunicado se remarcó que “la denuncia presentada por la actual conducción de la empresa tiene su origen precisamente, a partir del mes de agosto del año 2018, cuando se suspendió de manera unilateral, ilegítima y arbitraria todos los trabajos de esas licitaciones en el avanzado estado en el que se encontraban todas las obras.

La denuncia, se indicó, “acredita con informes y documentación, que la suspensión de una de las obras de mayor magnitud e importancia que llevaba adelante el Estado Nacional, a través de IEASA, fue producto de una decisión ilegal, que causó pérdidas económicas al Estado Nacional y dejó sin la posibilidad de acceder al servicio del gas natural a miles de ciudadanos argentinos, sin ningún tipo de causa ni fundamento que pudiera invocarse para ello”.

La actual gestión de IEASA, junto con el apoyo y asistencia de la Secretaría de Energía, han dado reinicio a las obras pendientes, con el objeto de poder brindar el servicio de gas natural a las comunidades alcanzadas por la traza del GNEA, dando de esta manera efectivo cumplimiento al interés público que motivo la construcción de este gasoducto, se puntualizó.

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El ENRE autorizó venta de Edenor y verifica la gestión

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad autorizó a Pampa Energía S.A. a transferir el 100 % de las acciones Clase A, representativas del 51 % del capital social y votos de Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (EDENOR), conforme el contrato de compra venta aprobado por la asamblea general ordinaria y extraordinaria de accionistas de Pampa Energía en febrero de este año.

El referido contrato fue suscripto con el grupo Vila-Manzano- Filiberti, e implica un precio de U$ 100 millones por las acciones a la venta. La decisión del ENRE es relevante pero no tiene carácter resolutiva final ya que la operación pasa ahora por el análisis de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC).

La Resolución 207/2021 del ENRE, oficializada y firmada por la Interventora María Soledad Manín, dispuso que, sin perjuicio de la autorización otorgada en los términos de la Ley 24.065, queda sometida Pampa Energía S.A., en su carácter de accionista mayoritario de EDENOR S.A. , a investigación administrativa por parte del Ente Nacional Regulador con relación a las consecuencias que sobre la concesión haya tenido la operatoria que es objeto de tratamiento en un expediente (EX-2021-21665513-APN-SD#ENRE), referido a la compra-venta de oficinas en noviembre de 2015.

A los fines expresados “se instruye al Área de Auditoría Económico Financiera y Revisión Tarifaria a llevar adelante el seguimiento permanente de todas las incidencias –en sede judicial y extrajudicial- relacionadas con la operatoria, informando de inmediato a la Intervención de toda cuestión relevante que se verifique”.

Asimismo, una vez que se consoliden los resultados económicos y financieros de la operatoria, el Área de Auditoría Económico Financiera y Revisión Tarifaria “deberá elevar a la Intervención un informe en el cual se determine y cuantifique el impacto, positivo o negativo, que ésta ha tenido respecto de la concesión y la existencia, o no, de una actuación irregular -desde el punto de vista administrativo- por parte de los accionistas que conformaron la voluntad social de EDENOR S.A. al tiempo de decidir la operatoria”.

“Ello, a los efectos de disponer, en su caso, el inicio de las acciones judiciales que correspondan a través de la Asesoría Jurídica del ENRE, en orden a resarcir el daño económico que pudiere haberse causado a la concesión, si ese fuera el caso”, señala la Resolución.

A los efectos del estudio en cuestión se insta “a través del Área de Auditoria Económico Financiera y Revisión Tarifaria una “solicitud de asistencia” a la Comisión Nacional de Valores (CNV), en el ámbito de las Leyes 26.831 (Mercado de Capitales); y 23.576 (que regula sobre la creación y circulación de Obligaciones Negociables) para el análisis y control interactivo, de operaciones financieras del Concesionario y/o sus accionistas, agentes o representantes, durante el período abarcado por la operatoria en cuestión.

Asimismo, la Intervención instruyó al Area de Auditoria Económica Financiera (AAEFyRT) para que realice “un seguimiento y control permanente del endeudamiento financiero de EDENOR y de las consecuencias que puedan derivarse del cambio de control societario con relación al vencimiento de las obligaciones negociables, así como del compromiso de las obligaciones asumidas por EDELCOS” con relación a dichos temas.

La Resolución fue notificada a EDENOR S.A., a PAMPA ENERGÍA S.A., a EMPRESA DE ENERGÍA DEL CONO SUR S.A., a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC); a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Secretaría de Energía de la Nación en su calidad de autoridad Concedente.

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Horacio Nadra fue reelegido presidente de ADEERA

Las autoridades de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina designaron por unanimidad en la Asamblea General Ordinaria realizada de forma virtual a Horacio Nadra para presidir la entidad.

Nadra expresó su agradecimiento por el apoyo recibido y se comprometió a llevar adelante importantes proyectos en el nuevo período estatutario. También destacó el trabajo y la dedicación diaria de todos los presentes para que las Distribuidoras puedan continuar con la misma calidad del servicio para sus clientes, a pesar de operar en un contexto con muchas dificultades.

“El desafío más grande que tenemos por delante es encontrar el camino para asegurar la sustentabilidad del servicio de distribución eléctrica, tan vital para el desarrollo de las economías regionales y para el futuro de toda la Argentina”, aseguró Nadra.

Además, en función a lo consensuado entre los representantes de los asociados, se propuso la continuidad de los actuales cargos en Adeera. De esta manera, la Comisión Directiva quedó conformada por el presidente Horacio Nadra (Edet) y los vicepresidentes Eduardo Maggi (Edenor), Juan Carlos Blanco (Edesur), Luis Giovine (Epec) y Gisela Wild (Epesf).

Por otro lado, Fernando Pini (Edes) y Neil Bleasdale (Edemsa) continuarán en su cargo de secretarios y Esteban Pérez Elustondo (Edea) seguirá como responsable de la prosecretaría. El equipo se completa con Francisco Zambón (Epen), tesorero; Walter Faraco (Apeba), protesorero; y Alberto Mezio (Emsa), Néstor Ick (Edese) y Alfredo Aun (Dpec) en la Comisión Revisora de Cuentas. Como vocales fueron nuevamente reelegidos los 25 representantes de las principales distribuidoras socias de Adeera.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 49 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 38.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

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”Petrominera es la empresa de energía chubutense que aporta al desarrollo”

El presidente de Petrominera Chubut S.E., Héctor Millar, recibió este martes en la sede de la sociedad estatal al intendente de la ciudad de Rawson, Damián Biss, y al diputado provincial Manuel Pagliaroni, a fin de conversar sobre el fortalecimiento de la empresa de energía.

Acompañados por el síndico Gastón Acevedo, las autoridades evaluaron el avance de proyectos en común con vistas a potenciar el alcance de Petrominera como compañía pública de recursos energéticos de Chubut. “Somos la empresa de energía de la provincia que aporta al desarrollo”, afirmó Millar.

Entre las cuestiones relevadas se encuentra la planta de almacenamiento de garrafas con capacidad de hasta 10 toneladas, que se alzará en el parque industrial de la capital provincial a fin de abastecer la demanda de la zona norte, cubriendo los departamentos de Rawson, Biedma y Gaiman. En la ciudad, además, ya se encuentra operativo un programa social de gas envasado, que dio excelentes resultados.  

Desde Petrominera se realiza un trabajo en conjunto con municipios y comunas rurales para lograr una sinergia que permita alcanzar los objetivos planteados y fortalecer la presencia de la empresa en toda la provincia. La compañía tiene como eje principal gestionar de manera eficiente los recursos de un sector estratégico que aporte al desarrollo de los todos chubutenses.

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MEGSA-CAMMESA/Julio: oferta de 2 Mm3/día

Las compañías productoras de gas natural concretaron sólo tres ofertas en la subasta realizada por el MEGSA a pedido de la CAMMESA para la provisión de gas en el mes de Julio con destino a las usinas generadoras de electricidad.

 Totalizaron 2 millones de metros cúbicos día, correspondientes a las cuencas de Tierra del Fuego (1 millón) y Neuquina (dos por 500.000 M3).

Los precios fueron de U$ 3,11 por MBTU en origen y U$ 3,7970 puesto en el GBA para el gas fueguino, y de U$ 3,50 por MBTU en origen y U$ 3,8729 puesto en el GBA para el gas neuquino.  

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Puma Energy presentó “Pará, Cubrite y Seguí”, su promo invierno 2021

Con el firme compromiso de brindar a sus clientes un producto para abrigarse y afrontar las bajas temperaturas de la mejor manera, Puma Energy lanzó la nueva versión de “Pará, Cubrite y Seguí”, su promoción de invierno para este 2021. 

La acción, que comenzó el 21 de junio y se extenderá hasta el 30 de julio, es válida para todo el territorio nacional y se encuentra vigente en cada una de las Estaciones de Servicio Puma Energy del país. 

Quienes quieran participar de este beneficio deberán cargar Naftas, ION diésel, GNC o lubricantes en la red de estaciones de servicio Puma Energy. Por sólo $300 adicionales, se llevarán un cuello térmico a elección según el color de preferencia (dos colores).

De esta forma, Puma Energy ofrece una promoción ideal en estos tiempos invernales, que se suma a su programa de actividades permanente para sus consumidores. Estas acciones diferenciadoras estimulan el crecimiento continuo de la marca e impulsan aún más su posicionamiento en Argentina.

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La Pampa: Se licita área petrolera con la condición de que el ganador ponga planta de energía eléctrica

El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto, anunció hoy la licitación del área hidrocarburífera Medanito Sur, con un pliego que establece que la empresa adjudicataria deberá construir una planta de energía renovable por US $5 millones. “Con recursos no renovables, licitación pública mediante, avanzaremos en la puesta en marcha de una planta de generación de energía renovable que será propiedad de Pampetrol y de todos los pampeanos”, afirmó el mandatario al anunciar hoy en un acto el inicio del proceso licitatorio del área hidrocarburífera. La licitación del área Medanito Sur es un proceso que contempla que la empresa que obtenga […]

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Nuevo récord de producción de petróleo en Neuquén

En mayo se llegó a los 189 mil barriles por día, con crecimiento de más del 44 por ciento interanual. Las cifras de producción de gas también fueron positivas. La producción de petróleo en la provincia del Neuquén sigue batiendo récords. En mayo pasado se alcanzaron los 189.199 barriles por día, esto es un 44,44 por ciento más que en el mismo mes del año anterior y un 0,96 por ciento más que en el mes de abril pasado. El acumulado durante los primeros cinco meses del año implicó un crecimiento del 18,98 por ciento con respecto a igual período […]

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Schlumberger anuncia compromiso con Net Zero para 2050

El plan de descarbonización aprovecha la tecnología para abordar las emisiones operativas, las emisiones de los clientes y las acciones de carbono negativo Schlumberger anunció el martes su compromiso de lograr emisiones netas de gases de efecto invernadero (GEI) cero para 2050. Guiado por la ciencia climática, Schlumberger ha pasado 18 meses realizando análisis exhaustivos y trabajando con expertos para producir un plan de descarbonización. Con una dependencia mínima de las compensaciones, el plan se centra en reducir las emisiones de Alcance 1, 2 y 3 en la cadena de valor del petróleo y el gas, incluida la introducción de […]

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Ciudad de Buenos Aires: Promueven dos proyectos para un transporte público no contaminante

La Comisión de Tránsito y Transporte de la Legislatura porteña debatió este miércoles dos proyectos de ley que apuntan a transformar la matriz del transporte público de pasajeros hacia las energías renovables. Uno de ellos planea prohibir desde 2029 la circulación de los transportes públicos que funcionen con combustibles “que no provengan de energías renovables y amigables con el medio ambiente”. Por su parte, el otro proyecto, enviado por el Ejecutivo, busca facilitar la realización de pruebas piloto de nuevas modalidades de transporte de carga y de pasajeros en ómnibus, como los colectivos eléctricos. El legislador Sergio Abrevaya, del Partido […]

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AFIP prorrogó el pago de la cuota mensual con vencimiento del monotributo hasta mediados de julio

Luego de una reunión del gabinete económico se decidió prorrogar el vencimiento del monotributo, previsto en principio para este viernes. El mismo tendrá que abonarse con un incremento del 35,5 por ciento.El régimen del Monotributo se transformó en uno de los puntos más críticos para el Gobierno nacional. Además de esta prórroga, desde el Poder Ejecutivo se impulsó un proyecto de Ley para “subsanar” un error desde el Ministerio de Economía, según expresaron desde Juntos por el Cambio. Jefatura de Gabinete sostuvo “Con el objetivo de garantizar que los contribuyentes puedan pagar sus obligaciones con los valores previstos en la […]

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El Ministerio de Economía informó que los subsidios destinados a la energía subieron 61,1% interanual el mes pasado y acumulan en el año un gasto de 0,9% del PBI

En mayo, los subsidios energéticos aumentaron 61% y las importaciones de combustibles y lubricantes, 171%. Solo se autorizó un incremento de 6% para las tarifas de gas y un alza de 11% en las de electricidad para los usuarios del área metropolitana. Dichos aumentos, no alcanzaron para que el gobierno no tenga que poner dinero de su bolsillo, debido a que las empresas llevaban más de 2 años con un congelamiento de precios. Según la consultora Ledesma se destinaron en mayo $83.307 millones. En los primeros cinco meses del año, lo transferido a este sector son $248.755 millones, que implica […]

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Rio Negro: Se presentaron los resultados preliminares del Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de la provincia

Se trata de una herramienta clave para evaluar la incidencia provincial en el calentamiento global y el cambio climático. “Es un hito, una acción muy importante para tomar medidas de mitigación”, señaló la Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Ing. Dina Migani, refiriéndose  a la elaboración del Inventario de emisiones y absorciones de Gases de Efecto Invernadero, correspondiente a Río Negro, cuyos resultados preliminares se presentaron hoy en la Legislatura. El estudio, que se encuentra en etapa de validación  ante referentes de diversos ámbitos (técnicos del gobierno provincial, ONG socio-ambientales, representantes del sector privado y del sector técnico-académico), arrojó como […]

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Biodiésel: Casfer y Capreb denuncian que al ejecutivo por no publicar los precios de venta

La Cámara Santafesina de Energía Renovables y la Cámara Argentina de Empresas Regionales Elaboradoras de Biocombustibles intimaron al gobierno nacional por la falta de exigencia en el cumplimiento de los porcentajes legales de corte de los biocombustibles. En un documento exponen la vulnerabilidad del rubro por la paralización de la industria pyme de biodiésel, acrecentando y potenciando aún más la crisis económica y financiera del sector, colocándolo en un estado terminal. Ambas cámaras habían apoyado al gobierno en la iniciativa de una nueva ley de biocombustibles, pero ahora salieron a plantear en un comunicado la falta de determinación de no […]

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De la mano del Plan Gas.Ar, comienza la recuperación de su producción

Luego de un 2020 marcado por la parálisis de la actividad que forzó la pandemia, la producción de gas comenzó a recuperarse este año de la mano del Plan Gas.Ar que implementó el gobierno, fundamentalmente luego de haber dejado atrás los cortes de ruta que afectaron a Neuquén en abril. Leopoldo Macchia, (Tecpetrol), Patricio Da Ré (YPF) y Tomás Magliano (Pampa Energía) destacaron la rápida recuperación de la producción en Vaca Muerta. “El Plan Gas ya tuvo un efecto importante, nos lanzamos todos a perforar, a fracturar, a poner en marcha los pozos”, señaló uno de los ejecutivos en el […]

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Pablo González: “ Estamos llegando a 30 millones de metros cúbicos por día”

El presidente de YPF, Pablo González, aseguró que no aumentarán tanto el gas como la nafta. También hizo referencia al estado de la petrolera estatal, cuando asumió y habló de los objetivos a corto plazo. “Podemos sostener el plan de inversión para garantizar concretamente el gas y la nafta para la gente sin que tengamos que trasladar el valor internacional al bolsillo de los argentinos. El compromiso que se tomó con el presidente Fernández. El precio de los combustibles se va a sostener hasta fin de año.  Con Macri fueron cuatro años de caída y la producción de gas cayó […]

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Siemens Energy: América latina está en las mejores condiciones para liderar la transformación energética verde, pero puede quedarse atrás

En la apertura del seminario regional Latin America Energy Week organizado por Siemens Energy, Tim Holt, miembro del directorio global de la compañía de origen alemán, destacó el potencial de la región para desarrollar energía basada en hidrógeno verde, pero advirtió, “la región puede quedarse atrás si no encara la transición energética de forma temprana». El ejecutivo señaló: «El hidrógeno es la siguiente frontera, es un recurso enorme de América Latina; que produce la capacidad de tener hidrógeno barato; ésta es energía verde, convertida en una molécula y puede ser llevada a donde se necesita, ya sea a Europa, América del Norte, etc.»

En ese sentido, agregó: «Los países de América Latina tienen una posición única, pero es necesario que lo adopten de manera temprana. Por ejemplo, Chile ya está utilizando este tipo de combustibles». Desde su punto de vista, «la mayoría de la energía está siendo producida por energías renovables. Hay nuevos modelos que están considerando al hidrógeno como un servicio, se ha visto esta tenencia en otras industrias.» Y mencionó que, entre sus soluciones, el hidrógeno «brinda energía a bajo costo y amigable con el ambiente.» 

Holt reconoció que el cambio hacia nuevas tecnologías «no se dará de la noche a la mañana; por ello, será necesario apoyar la transformación. Se tendrá que diseñar una base activa de transición.» En ese sentido, Karin Amin, vicepresidente ejecutiva de la División de Generación de Siemens Energy, mencionó: «Hay un interés de inversores por participar en temas de sustentabilidad, por ejemplo en los bonos verdes y sociales, como una parte central del mercado. Ahí se han invertido unos 10 mil millones de dólares en los últimos años». Desde su punto de vista, se debe trabajar en dos vertientes: «La sustentabilidad de la red de la energía y la optimización y descarbonización del uso de este insumo para las actividades económicas como son la industria, agricultura y transporte».

Para participar y conocer más sobre la agenda del evento, regístrese aquí.

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La Pampa exige a petroleras que inviertan USD 5 millones en energías renovables en una nueva licitación pública

El Gobierno de La Pampa, a través de la Secretaría de Energía y Minería provincial, lanzó Licitación Pública del área Hidrocarburífera «Medanito Sur». La particularidad es que la empresa que obtenga la concesión deberá invertir, al menos, cinco millones de dólares en una planta de energía renovable. 

Es decir que los interesados tendrán que presentar un proyecto de generación de energía eléctrica para la construcción de una o más plantas a partir de fuentes renovables con un monto mínimo de inversión de USD 5.000.000.

Cabe mencionar que “Medanito Sur” es un área petrolera que cuenta con más de cuarenta pozos en producción cuyo volumen diario ronda los 63 m3 por día, por lo que esta alternativa del gobierno de La Pampa resulta innovadora dentro del Plan Energético para la provincia. 

En cuanto a las fechas estipuladas, los pliegos estarán disponibles a partir del viernes de esta semana. Ese mismo día se procederá a la apertura del Data Room virtual y se tendrá acceso al Data Room físico. Esta etapa tendrá fecha de culminación 31 de agosto, mismo límite para las consultas recibidas y/o aclaraciones que se realicen sin haber mediado consulta.

María de los Ángeles Roveda, presidenta de Pampetrol SAPEM, le explicó a Energía Estratégica que en el cronograma se han estipulado fechas límites de presentación de ofertas y apertura de sobres, y en esta licitación se deberán presentar 3 sobres: 

Sobre A – información del oferente y del área hidrocarburífera “Medanito Sur” –
Sobre B – Proyecto de Generación de Energía Eléctrica a partir de fuentes renovables – 
Sobre C – Oferta económica

Las fecha límite para presentar los sobres A y B será el 6 de septiembre, mientras que para el sobre C será una semana más, es decir, el día 13 del mencionado mes. 

“Mediante este proceso se reafirma una política de Estado (política pública) en materia hidrocarburífera y se profundiza el modelo con el desarrollo energético a partir de fuentes renovables, para dar soluciones de abastecimiento descentralizada de energía eléctrica limpia para atender las necesidades del sistema eléctrico de La Pampa con beneficio para toda la sociedad pampeana”

“Es un plan de desarrollo diagramado a 20 años que permitirá convertir una matriz energética de consumo a una de generación (autarquía energética)”, aseguró Roveda. 

La central renovable en cuestión deberá ser entregada bajo la modalidad “llave en mano” a Pampetrol SAPEM, quien ejercerá la titularidad de la misma y comercializará la energía producida dentro del sistema eléctrico provincial. 

Además, quien resulte adjudicatario de la licitación podrá asociarse con Pampetrol SAPEM para obtener hasta un 50 % en la generación y venta de energía en caso que decida invertir por encima del monto de inversión mínima.

“La importancia de este proceso está dada en la reconversión energética donde la explotación de los recursos hidrocarburíferos serán destinados a proyectos de energías limpias, eficientes y sustentables, con un criterio de territorialidad (atender las necesidades del Sistema Eléctrico de nuestra Provincia), y una generación in situ de energía eléctrica en puntos estratégicos”, comentó la presidenta de Pampetrol SAPEM.

La presidenta de Pampetrol SAPEM estuvo presente en el acto que también contó con la presencia del gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto.

 

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El Gobierno apura reglamentación de la nueva Ley de renovables en Colombia incluyendo al hidrógeno azul

El sábado pasado, el Congreso de la República de Colombia aprobó la Ley de Transición Energética, que viene a reformar y ampliar conceptos de la Ley de energías renovables N°1715.

En diálogo con Energía Estratégica, el Viceministro de Energía, Miguel Lotero, resalta que, a pesar de su reciente sanción, el Gobierno ya está trabajando en la reglamentación.

“Queremos que sea una Ley funcional y no una letra muerta en un papel”, advierte.

“Estamos haciendo un análisis concreto de cuáles son los artículos que requieren reglamentación, ya que hay algunos que no la necesitan”, sostiene. Pero señala que hay aspectos que requerirán de mucho trabajo, como dejar operativo al fondo FONENERGIA; pero enfatiza: “La meta es que a finales del 2021 tengamos los asuntos de alta prioridad de la Ley reglamentados”.

Consultado sobre cuáles son, a su criterio, los aspectos más importantes de esta Ley de Transición Energética, Lotero enumera varios.

Por un lado, la extensión de todos los beneficios tributarios de la Ley 1715 (sobre-deducción de renta, exclusión de IVA, cero aranceles y depreciación acelerada) para proyectos de eficiencia energética y de hidrógeno verde y azul.

“Hemos dado unas señales importantes también en el tema de geotermia. Si bien era un aspecto que se venía anunciando en la Ley 1715, lo que buscamos es darle mayor seguridad a los desarrolladores: un panorama y un marco regulatorio mucho más claro. Por eso se otorgan facultades al Ministerio de Minas y Energía como último administrador de ese recurso geotérmico en el país”, agrega.

Además, indica que se están dando iniciativas de cobertura y reformas de los fondos de recursos públicos de la Nación con los que se hace la expansión del servicio público de energía eléctrica y de gas combustible. “Los unimos en un solo fondo, que es FONENERGIA, y ahí tenemos el reto bastante grande de tenerlo operativo lo más pronto posible”, explica Lotero.

Por otra parte, destaca incentivos a la movilidad sostenible. “Hay un paquete grande de señales para promover la infraestructura de carga pública”, comenta.

Igualmente, cuenta que se están dado beneficios para el uso de energía en transporte público masivo y que se girarán fondos para programas de formación para la población en energías renovables.

¿Por qué se decidió incorporar al hidrogeno azul, elaborado con gas natural, dentro de los incentivos tributarios para fuentes renovables?

“El hidrógeno azul se enmarca perfectamente dentro de los objetivos de los objetivos de transición energética que tenemos”, responde el Viceministro de Energía.

¿Por qué? “Colombia es un país rico en hidrocarburos y tenemos unos retos bien importantes para que los proyectos que están en camino puedan incrementar nuestras reservas de gas. Entonces, es necesario dar señales para poder aprovechar esos recursos”, razona.

Explica que “el hidrógeno azul, a pesar de ser producido mediante fuentes fósiles (gas natural), tiene el elemento clave que es la captura del CO2, que puede ser utilizado en operaciones como recobro mejorado de crudo y el desarrollo de otros productos químicos. Esto lo diferencia del hidrógeno gris, donde no se produce esa captura de CO2”.

“Por eso es que creemos que sigue siendo necesario establecer mecanismos que promuevan las capturas de carbono, y por eso lo asociamos al hidrógeno azul. Estamos lanzando señales claras en la Ley acerca de la captura, secuestro y almacenamiento de carbono”, resalta Lotero.

En esa línea, el funcionario recuerda que desde el Gobierno están trabajando en una hoja de ruta para el desarrollo de hidrógeno a precios competitivos, la cual se podría estar socializando “antes de que termine julio”, estima.

IVA y deducciones

Cabe señalar que ciertos actores del sector de las renovables de Colombia sostenían que esta nueva Ley debió haber promovido cambios sobre la 1715 que finalmente no se dieron.

Uno de ellos es la incorporación del IVA exento, que permita descontar todos los IVA que pagó el productor local en sus insumos para elaborar su producto. Consideran que, de no aplicarse esta modificación, se está beneficiando más al importador que al productor local.

Por otro lado, proponen que la deducción de renta del también pueda aplicar para las empresas nuevas.

Al respecto, el Viceministro de Energía explica que el IVA exento era un aspecto que desde la cartera estuvieron promoviendo: “La discusión fue bastante ardua desde el punto de vista fiscal, y primó la posición del Ministerio de Hacienda, por lo que se optó por mantener el beneficio como estaba establecido”, sostiene.

En cuanto a la deducción de renta, señala que “no existe ningún tipo de limitación para el aprovechamiento de ese beneficio para empresa nuevas”.

“Debemos resaltar que en el Plan Nacional de Desarrollo ampliamos ese plazo del aprovechamiento del beneficio de 5 a 15 años, pensando precisamente en esa limitación que podría tener una empresa nueva que en los primeros años de operación no produzca impuesto de renta y no poder hacer ese descuento”, recuerda Lotero.

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Hay consenso de empresarios sobre la necesidad de ​nuevas licitaciones de energías renovables en Panamá

En la actualidad, Panamá cuenta con una capacidad instalada de 3757 MW compuesta por un mixenergético que incluye hidroeléctricas (48%), bunker (17%), gas natural (10%), biogás (8,1%), carbón (8%), eólica (7%), solar (5%) y diesel (5%).

La demanda eléctrica de este año 2021, que alcanzó un máximo histórico en el mes de marzo, estaría cubierta por el parque de generación actual y no habría riesgo de desabastecimiento.

No obstante, en el año 2022 las probabilidades de no llegar a cubrir la demanda empiezan a aparecer (en caso de producirse otro pico máximo) y hacia el año 2023 y 2024 se alerta una necesidad de inicio de nueva generación para atender al aumento progresivo de los requerimientos eléctricos locales.

Para atender el abastecimiento de los próximos tres años, la licitación a corto plazo anunciada días atrás por el Gobierno panameño llegaría para cubrir los requerimientos del Sistema hasta el inicio de operación comercial del polémico proyecto de gas natural que concretará al 2024 la Generadora Gatún (AES, InterEnergy, Estado de Panamá).

A largo plazo, y para complementar la potencia firme que se irá incorporando, distintos actores del sector privado identifican una urgencia para convocar a licitaciones de energías renovables que permitan cubrir la nueva demanda en concordancia con la Agenda de Transición Energética de Panamá. 

Inclusive los máximos referentes en la región de InterEnergy y AES, que pronto iniciarían la construcción de la central a gas en Gatún, recomendaron contemplar nuevas convocatorias a renovables: 

«Durante el año 2021 todo indica que el sistema operará sin inconveniente; sin embargo, en caso de un evento de hidrología extremo (El Niño) en los años 2022-2023, podría verse comprometido el margen de reserva del sistema, afectándose la confiabilidad de éste siempre que no se realicela licitación a corto plazo con el volúmen y término necesario”, introdujo Mónica Lupiañez, Head of Renewables de InterEnergy Group.

“Todas las proyecciones de consumo con las que se organizan licitaciones y dictaminan cuál es el volumen de energía a contratar tienen claros indicadores de crecimiento (CND, ETSA_M y EEC).

Si para el año 2024 tenemos una necesidad de una demanda por encima de la que hoy tenemos tienen que llamar a licitaciones para hacer que nuevas inversiones vengan al país”, valoró la referente de InterEnergy.

“En el 2024 entra la planta de gas que sustituye a las plantas de combustibles fósiles menos eficientes y de mayores precios. Y con la proyección de demanda que vemos al 2025 ya se comenzaría a abrir la brecha para volver a llamar a licitación y cubrir la demanda a través de energías renovables asegurando la penetración de estas tecnologías, siempre asegurando la potencia firme y reserva rodante que una matriz energética necesita tener”, concluyó durante un evento del Sindicato de Industriales de Panamá. 

En adición a aquello, Miguel Bolinaga, Country Manager en AES en Panamá, señaló que tomando un promedio de aumento de la demanda de un 3% para los próximos cuatro años, se requeriría ingreso de nueva potencia y energía: 

“Nosotros recomendamos lanzar una licitación de corto plazo que es la que justamente el administrador indicó, desde el 2021 al 2024; implementar lo antes posible un mercado de confiabilidad (…) asignando potencia firme también a las renovables y acelerar la regulación para la entrada de baterías; y convocar a futuras licitaciones para cubrir el crecimiento de la demanda, mediante licitaciones por tecnologías renovables con potencia y energía”.

Por su parte, Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH), que representa al sector empresario que no adhiere al avance del contrato de la central a gas por no haberse respetado el debido proceso, indica que dejando sin efecto aquel contrato se podría avanzar con una convocatoria abierta a todas las tecnologías. 

“La transferencia del contrato de Panamá NG Power solo puede ser efectuada si lo autoriza la ASEP, tal y como lo establece el mismo contrato y las normativas vigentes. Nuestra Cámara le solicita al Administrador de la ASEP que no se autorice esta transferencia y que se proceda a licitar nuevamente esos requerimientos en licitación abierta a todas las tecnologías”.

¿Qué pasaría si se volviera a licitar el contrato de Panamá NG Power? “Si se permite la participación a todos, muy probablemente tendríamos una amalgama de adjudicados de diferentes tecnologías y tamaños, que ayudarían a diversificar la matriz energética con precios unitarios de potencia y energía más bajos que los de ese contrato”, reflexionó Troitiño. 

Y advirtió: “En la última década, tuvimos 11 licitaciones a largo plazo. Lo primero que quería resaltar es que las 11 ocurrieron en el primer lustro, en el segundo lustro no hubo licitaciones. Esto da cuenta de que algún problema debe haber”. 

Fuente – Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH)

Los Grandes Usuarios también se pronunciaron al respecto. En su representación, Jorge Azcárraga, presidente de la Asociación de Grandes Clientes Eléctricos (Agrandel), puso a consideración que el sector productivo necesita previsibilidad y precios competitivos que se reflejen en las tarifas eléctricas y una licitación de renovables a largo plazo podría garantizarlo. 

«¿La incertidumbre de dónde sale? Sale de las 5 licitaciones a largo plazo que buscan garantizar la potencia firme (…) Producto de la carencia de ejecución de los proyectos que en total eran 1420 MW y el único que está andando es AES Costa Norte. Por eso, para satisfacer la demanda tuvimos que hacer licitaciones de corto plazo”, introdujo. 

«La licitación que viene, viene a apagar un fuego de decisiones que no se tomaron en su momento», consideró.

Fuente – Asociación de Grandes Clientes Eléctricos (Agrandel)

Y concluyó: «Todavía nos encontramos con proyectos como Coal Power y Sinolam (ya adjudicados) que no sabemos qué va a pasar con ellos (…) Uno no puede hacer proyecciones con incertidumbre. Vamos a tener escasez. Si no hacemos nada va a haber un problema de abastecimiento. Y las renovables son las que sacan el frente a lo que es la generación de energía, pero la potencia firme también está en cuestión”.

“Panamá requiere ser competitivo. Panamá tiene los recursos renovables, tiene una posición privilegiada, pero si no vemos que hoy hay una oportunidad no vamos a mejorar y vamos a estancarnos”.

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Avanza un proyecto de solar concentrada que es el triple de grande que «Cerro Dominador» en Chile

El Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) de Chile expidió el estado de “calificación” ambiental para Seongnam, el mega proyecto solar de Andes Green Company, presupuestado en 2.789 millones de dólares.

De acuerdo a lo especificado por la empresa (ver Declaración de Impacto Ambiental, capítulo I), se trata de una planta fotovoltaica de 709 MWn y dos plantas del de Concentración Solar de Potencia (CSP) de 150 MW cada una (300 MW en total).

Por ende, el emprendimiento se contará con 1009 MWn de potencia nominal. Se emplazará en un área de 2.485 hectáreas ubicadas en la comuna de Calama, provincia de El Loa, Región de Antofagasta.

El paso siguiente que deberá esperar Seongnam es la aprobación ambiental por parte de la SEIA.

Cabe resaltar que la planta termosolar de este proyecto contará con casi tres veces más de capacidad que la recientemente inaugurada Cerro Dominador (110 MW) y tendrá una hora más de almacenamiento térmico: 18,5 horas.

Características

La central solar fotovoltaica está formada por 2.288.000 paneles solares de 310 watts de potencia cada uno. Estos paneles se dividenen en bloques que entregan la energía a 800 centros de transformación que en suma proporcionan una potencia nominal de 707 MW.

Los centros de transformación serán capaces de producir 1.000 MW, conectándose entre sí mediante canalizaciones subterráneas que se dirigen a un único centro de seccionamiento, desde donde sale una sola línea en 23 kV hacia la subestación del proyecto,  desde donde será entregada al sistema interconectado eléctrico y/o a un cliente en particular.

El sistema de almacenamiento térmico será integrado de manera que se incrementarán las horas de generación eléctrica, más allá de la puesta de sol.  Con este proceso de acumulación térmica, la radiación solar recogida y concentrada en el campo solar se convierte en electricidad. Así, durante las horas de sol, es posible la generación eléctrica  junto con la carga de calor del sistema de almacenamiento térmico al mismo tiempo.

Según la Declaración de Impacto Ambiental, el almacenamiento de energía térmica de cada planta termosolar de 150 MWe estará compuesto de dos tanques de 64 m de diámetro aprox., y diseñado para albergar la totalidad de las sales incluso a la temperatura más alta (mínima densidad), teniendo una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 4.977 MWh térmicos, equivalente a unas 18,5 horas de operación de la turbina de vapor al 100%.

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Multisolar, SYR Energía y SMA presentan su oferta para microrredes aisladas de la red

Multisolar invita a todos los lectores de Energía Estratégica a un nuevo webinar gratuito para toda la comunidad de las energías renovables. Será el próximo martes 29 de junio a las 14:30 am (ART). La inscripción es gratuita.

En esta oportunidad presentará el abanico de productos que SMA destina para el mercado solar de Argentina y junto a SYR Energía compartirá casos de éxitos de microrredes donde se pueden aplicar ese tipo de componentes.

Por mencionar una de las microrredes en las que SYR Energía realizó el EPC, la diseñada en el Parque Nacional Patagonia (región de Aysén, Chile) despunta en la región por su innovación, combinación de tecnologías utilizadas. Se trata de un sistema híbrido fotovoltaico e hidráulico con bancos de baterías de litio, que incorporó inversores SMA. Ver detalle.

Caso de éxito en el sur chileno revaloriza la microhidráulica con energía fotovoltaica y baterías de litio en microrred aislada

Sin lugar a dudas, conocer este tipo de soluciones resulta de gran interés por su gran oportunidad para ser replicadas en Argentina.

En este evento, podrán realizar consultas técnicas específicas a referentes con más de 15 años de trayectoria en el rubro. Disertarán: Miguel D. Orduz, Regional Sales Manager SMA; y, Gonzalo Rodríguez, director en SYR Energía.

REGISTRO SIN COSTO

Con este tipo de iniciativas, Multisolar refuerza su rol como aliado estratégico de fabricantes internacionales y empresas locales.

Según precisó Julián Zimerman, gerente comercial de Multisolar, en el evento se darán a conocer:

Aspectos básicos y fundamentales de las microrredes aisladas
La propuesta de negocios para que ustedes puedan ofrecer Microrredes y cuenten con el soporte de empresas especializadas

De allí es que la convocatoria será preferentemente para desarrolladores, inversores, integradores y operadores que busquen crecer en el este segmento del mercado junto a Multisolar, SMA y SYR Energía.

Link de inscripción: https://bit.ly/2S8NDXC
Fecha y horario: 29 de junio a las 14:30 am (ART)

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UL analizará la seguridad y credibilidad de innovaciones en proyectos fotovoltaicos con almacenamiento

Para UL el futuro de la energía se basa en la confianza.

Hoy, nos complace anunciar que UL participará como Silver Partner de un nuevo evento de Latam Future Energy. Se trata del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit” organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Allí, referentes de la compañía en la región compartirán las últimas novedades sobre seguridad y credibilidad de innovaciones en el sector energético renovable, fundamentalmente en lo concerniente a proyectos solares con almacenamiento.

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No se pierda las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

REGISTRO SIN COSTO

José Javier Ripa, Senior Product Manager – Renewables, será el referente de UL que además comparta los datos más actualizados de la empresa y reflexione sobre los retos para los nuevos proyectos renovables en estas latitudes.

No se pierda sus declaraciones en vivo durante uno de los paneles destacados de la primera jornada del PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit

7 de julio – 11:10 am (GMT-5)

Panel: Mercados del futuro: desafíos y oportunidades para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos + almacenamiento

Johann Heyl Ciampi – Senior Industry Representative – Latin America Enterprise Digital Energy Business Dept – Huawei
Victoria Sandoval – Sales Manager México, Centroamérica & Caribe – JA Solar
Pilar Riaño – Sourcing & Technology Director – Powertis
José Javier Ripa – Head of Solutions Management – Renewables – UL
Franco Santarelli – Chief Commercial Officer/Latam Commercial Director – ITASOL

Moderator: Álvaro Villasante – Vice President – Grupo Energía Bogotá

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El gobierno impulsa la energía solar en Sonora

La semana pasada Andrés Manuel López Obrador, primer mandatario de México, declaró que su administración evalúa la edificación de una central fotovoltaica en el Estado de Sonora bajo la gestión de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y con financiamiento del Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos (Banobras) o de Nacional Financiera (Nafin).

Además, el presidente adelantó que se dará la creación de una empresa pública para la gestión de este proyecto de renovables; es decir que la propia empresa pública la que produzca la energía.

En dicho Estado recientemente hubo elecciones a gobernador y el ganador de las mismas fue Alfonso Durazo Montaño, del partido MORENA – el mismo de la administración federal actual – quien también supo ser secretario de Seguridad Pública y Protección Ciudadana de México desde que inició el sexenio de AMLO hasta octubre del año pasado. 

“También me ofreció el financiamiento que se requiriera para echar a caminar esta empresa y toda la energía se la vendamos a CFE, buscando que las ganancias de esta compañía se apliquen a atenuar los costos de la electricidad en los picos de verano y de invierno para las familias de menores recursos”, llegó a decir el gobernador electo. 

Y desde el Clúster de Energía de Sonora vaticinaron “que trabajarán con la administración actual para ser impulsores de la energía solar”; a sabiendas que Durazo se ha declarado a favor de ella durante su campaña electoral. 

“Hemos tenido buena participación de empresas sonorenses en los proyectos actuales. Creemos que se pueden incrementar aún más y estamos detectando áreas de oportunidades en el Estado, como por ejemplo la propia capital (Hermosillo) tiene mucho potencial”, comentó Fernando Rodríguez Tovar, director del Clúster de Energía de Sonora, en una entrevista con Energía Estratégica

Cabe mencionar que durante la segunda y tercera subasta eléctrica de largo plazo, con la administración pasada, hubo varios proyectos fotovoltaicos de gran escala que se sumaron al Estado. Y muchos de ellos ya se construyeron y se encuentran en operación comercial.

Incluso según el último Inventario Inventario de Centrales Solares en Operación Comercial de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), Sonora tiene diez parques fotovoltaicos, la mayoría en cercanías al Golfo de California. 

Además, según informó Rodríguez Tovar, “está el reporte de que todavía hay dos proyectos en fase de construcción, ambos en el sur de Sonora que sumarían una aportación de 200 MW aproximadamente”. 

Siguiendo esta línea y contando ambos emprendimientos en obra, la capacidad solar instalada de proyectos a gran escala en Sonora es de 1.492,07 MW, bajo los datos que compartió el director del Clúster de Energía.

“Es muy importante el crecimiento (…) Todavía hay oportunidades, tenemos que avanzar de la mano con los retos presentes”, agregó 

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Siemens Energy y su plan para exportar energía renovable y electrocombustibles desde Latinoamérica

Siemens Energy proyecta tener una participación activa en Latinoamérica y defiende como eje del negocio a la sostenibilidad en sus tres divisiones: generación, aplicaciones industriales y transmisión. 

Para lograrlo, a no más de un año de su fundación, ha llegado a acuerdos en la región que lo posicionan como uno de los aliados claves para la transición energética. 

Entre las iniciativas en las que se encuentra, impulsa grandes proyectos en países como Brasil, Chile y República Dominicana; sin descuidar otras plazas estratégicas como el mercado colombiano, mexicano o argentino. 

“Latinoamérica se vuelve cada vez más importante”, consideró Jochen Eickholt, miembro del Comité Ejecutivo de Siemens Energy. 

Señalando que en la actualidad cerca del 58% de los sistemas energéticos de la región ya se basan en tecnologías renovables y que se prevé un potencial aún mayor, aseguró que eso es sumamente “relevante” para la empresa y su proyección de nuevos negocios verdes. 

Durante el evento «Forjando el futuro de la energía«, el ejecutivo advirtió que en los sistemas energéticos del futuro la ubicación de la generación energética y del consumo de energía se van a separar como nunca antes. 

“Hoy tenemos plantas eléctricas con usuarios cercanos, pero en el futuro va a ser totalmente diferente”, auguró. 

Esto podría ser visto como un punto de oportunidad para el desarrollo de productos energéticos verdes en la región que puedan exportarse al resto del mundo. 

“Económicamente hablando no se enfatiza el potencial de exportar distintas formas de energía en el futuro desde Latinoamérica a otras partes del mundo”, cuestionó. 

Citando ejemplos en la región, Eickholt indicó que la calidad de vientos en el sur de Chile o el sol en el norte se puede utilizar tanto para generar electricidad como para producir hidrógeno verde, metanol o impulsar actividades relacionadas. 

Y propuso: “Hablamos de e-combustibles pero podríamos tener la misma conversación cuando se trata de energía solar”. 

“En el futuro hay mucho potencial y si se observa Latinoamérica hay un creciente interés de compañías internacionales por invertir en proyectos verdes ahí”

“Nos gustaría vernos como uno de los jugadores líderes en el campo y quien hable acerca de la transición energética piense en Siemens Energy. Nosotros somos ese socio que buscan”.

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Siemens Energy, America Latina y el hidrógeno verde

En la apertura del seminario Latin America Energy Week, Tim Holt, miembro del directorio ejecutivo de la multinacional alemana Siemens Energy, destacó el potencial de América Latina para producir hidrógeno verde, pero sostuvo que “la región puede quedarse atrás si no encara la transición energética de forma temprana”.

Holt advirtió, que “el hidrógeno es la siguiente frontera, es un recurso enorme de América Latina; que tiene la capacidad de tener hidrógeno barato; ésta es energía verde, convertida en una molécula y puede ser llevada a donde se necesita, ya sea a Europa o América del Norte”.

En ese sentido, agregó: “Los países de América Latina tienen una posición única. Por ejemplo, Chile ya está
utilizando este tipo de combustibles”. El hidrógeno “brinda energía a bajo costo y amigable con el ambiente”.

Holt reconoció que el cambio hacia nuevas tecnologías “no se dará de la noche a la mañana; por ello, será necesario apoyar la transformación. Se tendrá que diseñar una base activa de transición”.

Karin Amin, vicepresidente ejecutiva de la División de Generación de Siemens Energy, mencionó: “Hay un interés de inversores por participar en temas de sustentabilidad, por ejemplo en los bonos verdes y sociales. Ahí se han invertido unos 10 mil millones de dólares en los últimos años”. “Se debe trabajar en dos vertientes: La sustentabilidad de la red de la energía y la optimización y descarbonización de este insumo para las actividades económicas como son
la industria, agricultura y transporte”.

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Del potencial a la realidad: referentes analizaron cómo ampliar el sistema troncal de gasoductos

Tres especialistas de los distintos segmentos que conforman la cadena de valor del gas debatieron durante el Gas Day con el objetivo de extender las fronteras de pensamiento respecto de la producción, el transporte, la distribución, el almacenamiento y la regasificación del gas natural en nuestro país.

Desafíos regulatorios

“La cuestión macroeconómica no es menor. Los productores pueden producir gas a pesar de los desequilibrios macroeconómicos, pero los costos de financiamiento e infraestructura no son los mismos, por lo tanto, los precios tampoco van a ser los mismos”, afirmó la directora de Camuzzi Gas, María Tettamanti. Asimismo, agregó que “también es importante establecer una señal de precio. Como sociedad tenemos que optar por mecanismos regulatorios y tarifarios que reflejen los costos del pico invernal para que la gente elija su consumo teniendo en cuenta lo que cuesta producirlo”.

Desde la óptica de la directiva, el hecho de no poner el foco en la macroeconomía deriva en un círculo vicioso de castigo a los distintos mercados que termina por matar la inversión, la producción y el empleo. En paralelo, resulta fundamental tener en cuenta la variable tecnológica para apuntalar el desarrollo: “no puede haber una estructura tarifaria estática en un entorno donde la tecnología va cambiando la situación de competitividad. Hay que considerar, por ejemplo, la competencia entre el gas y la energía eléctrica. Hoy todos los electrodomésticos pueden ser eléctricos. Por eso hay que pensar la relación de las estructuras tarifarias y las tensiones al interior de cada una. Pensar en una sinergia entre la regulación eléctrica y la de gas y prepararnos para una normativa más dinámica y flexible”, destacó la ejecutiva.

Flexibilidad

La noción de flexibilidad también adquirió relevancia durante el debate. Según Gabriela Aguilar, country manager de Excelerate Energy, “en el mundo, durante los picos de invierno o verano, los países se manejan fundamentalmente con Gas Natural Licuado, (LNG por sus siglas en inglés), porque se puede contar con barcos de regasificación puramente estacionales. La cantidad de gas que se pone dentro del barco depende de la necesidad, uno puede comprar un cargamento o comprar 15. Ahí está dada la ventaja de la flexibilidad para contratar el gas exactamente necesario y por eso es la tendencia mundial hoy en día”.

A la hora de planear proyectos de exportación y ante la necesidad de los productores de estabilizar los volúmenes de demanda que dependen de la geografía particular de los países, surge la opción de adquirir cargamentos de LNG. “Hay una racionalidad en el uso de LNG no sólo desde el punto de vista económico -porque siempre va a estar por debajo del precio de los combustibles líquidos-, sino también por su rol de puente en el camino hacia la transición energética”, manifestó Aguilar.

Infraestructura

Guillermo Cánovas, director comercial de TGN, señaló que existen oportunidades de obtener sinergias: “en cuanto al abastecimiento de la demanda interna, el principal desafío tiene que ver con la declinación de Bolivia. El último año Bolivia aporto en promedio 16 millones de metros cúbicos por día. Vemos una declinación del orden de los 3 millones de m3 por año. Esto implica que tenemos que producir el gas y llevarlo desde la cuenca neuquina hacia las zonas del centro y del noroeste argentino que hoy están abastecidas con el gas boliviano. En cuanto a la exportación, hay una oportunidad de salir a Brasil, por Bolivia, a partir de la infraestructura ya construida”.

En sintonía, tal como indicó el directivo, “están en estudio dos proyectos que en su momento se pensaron competitivos y ahora los vemos complementarios. Por un lado, el refuerzo de la red de TGN desde Neuquén hasta La Mora en Mendoza que se combina con la construcción de un nuevo gasoducto que llegará hasta Córdoba. El proyecto implica una primera etapa de inversión de 1400 millones de dólares que permite prescindir de Bolivia aportando 20 millones de m3/d. El segundo segmento es el tramo del gasoducto Tratayén-Salliqueló combinado con una eficiente expansión de TGS en el gasoducto Mercedes-Cardales que ampliará la capacidad en 22 millones de m3/d”.

A fin de cuentas, si bien la oportunidad de escalar eficientemente la producción de gas natural en el país parece tangible, Guillermo Cánovas resaltó que “tendremos que ser creativos en la selección de nuevas políticas y herramientas porque desde el punto de vista tarifario estamos lejos de poder encarar estos proyectos”. Por su parte, María Tettamanti concluyó: “siempre decimos que Argentina tiene potencial, ya es tiempo de hacerlo realidad”.

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A seis meses de la implementación del Plan Gas.Ar, comienza a recuperarse la producción del fluido

Luego de un 2020 marcado por la parálisis de la actividad que forzó la pandemia, la producción de gas comenzó a recuperarse este año de la mano del Plan Gas.Ar que implementó el gobierno, fundamentalmente luego de haber dejado atrás los cortes de ruta que afectaron a Neuquén en abril. Patricio Da Ré, gerente de Planificación Estratégica de YPF, destacó que como consecuencia de la puesta en marcha del programa de estímulo la compañía está cerca de producir 31 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y hacia fines de julio prevé llegar a 32 MMm3/d. Por su parte, Leopoldo Macchia, director Comercial de Tecpetrol, comentó que la compañía del Grupo Techint incrementó la producción más de 6 millones de m3/día (un 60%) y adelantó que invertirá 380 millones de dólares. A su vez, Tomás Magliano, director Comercial de E&P de Pampa Energía. indicó que la transición energética que vive el mundo está reemplazando combustibles fósiles con otras fuentes de energía “y si no aprovechamos esta transición vamos a perder esta oportunidad«. Los directivos expusieron en la jornada Gas Day organizada por EconoJournal.

Recuperación de la producción de gas

Patricio Da Ré (YPF) comenzó analizando el escenario general de la producción de gas natural del país a casi seis meses de la implementación del Plan Gas, en un contexto de crisis económica que se agravó en Neuquén con los cortes de ruta que se extendieron durante varias semanas en abril y mayo. En concreto, sobre la recuperación de la situación luego de los bloqueos a los yacimientos en esa provincia indicó: «La foto de abril a la de hoy es totalmente distinta y esto marca lo vertiginoso que fueron los cambios y la gestión del corto plazo. El año pasado también tuvimos que gestionar el corto plazo, pero sobre cuestiones estructurales por la crisis económica y la pandemia. Trabajamos mucho para la sustentabilidad del negocio con buen diálogo entre los actores públicos y privados y el Plan Gas nos ofrece ese contexto de reglas y oportunidades que permitió la vuelta a la producción con previsibilidad de precio y plazo”.

El ejecutivo de YPF destacó que esta situación “llevó a lanzarnos en 2021 a reactivar la actividad con un compromiso de inyectar en mayo un volumen que tiene que ver con un nivel de actividad sin precedentes. En el caso de YPF, la producción promedio diaria del primer cuatrimestre en Neuquén estuvo en 25 o 26 millones de m3/diarios, incluso en abril. Hoy, dos meses después, estamos cerca de los 31 millones de m3/diarios y finalizando julio tal vez en 32 millones de m3/diarios«. Y añadió que, en el no convencional con el Plan Gas, YPF aumentó 70% la inyección entre diciembre de 2020 y junio de este año. «Los cortes de ruta restrasaron el calendario un poco, pero al final vimos toda la producción junta. Hoy tenemos 6 o 7 millones de m3/día más que hace cuatro semanas atrás», destacó.

«Los cambios son tan vertiginosos que a los actores nos está costando que no terminemos de acomodarnos a la misma velocidad. son desafíos lógicos de corto plazo. Creo que los actores tenemos que gestionar que a los problemas transitorios las soluciones sean transitorias y no otra vez un cambio estructural», advirtió Patricio Da Ré.

Por su parte, Leopoldo Macchia, de Tecpetrol señaló: «Estamos en un excelente momento hoy, estamos viendo los frutos del Plan Gas que se implementó el año pasado. La producción se incrementó muchísimo, casi de 100 millones de m3/diarios a nivel país a 117 millones de m3/diarios y creo que vamos a llegar a 120 millones de m3/diarios«. Contó también que Tecpetrol en el área Fortín de Piedra en Vaca Muerta pasó de producir 11 millones de m3/d en marzo a 15 MMm3/d con proyección de llegar a 17,5 MMm3/d, que implica un 14% de la producción del país y el 20% de Neuquén.

Además, remarcó que en menos de seis meses la compañía del Grupo Techint incrementó la producción más de 6 millones de m3/día (un 60%) y adelantó que este año Tecpetrol invertirá 380 millones de dólares y va a poner en marcha 20 pozos. «El Plan Gas ya tuvo un efecto importante, nos lanzamos todos a perforar, a fracturar, a poner en marcha los pozos. Esto se da cuando un productor tiene previsibilidad en precio y volumen y se mantienen las reglas del juego y hay confianza», remarcó Macchia.

Magliano, de Pampa Energía, indicó: «En el caso de las exportaciones a Chile, la Argentina tiene que apuntar a abastecerlo con gas los 365 días del año. Pero el abastecimiento de la demanda chilena es una etapa mínima de lo que es el potencial de lo que la Argentina podría abastecer al mercado regional y mundial de gas natural«. Y agregó que “nuestro país tiene un potencial enorme, pero el desarrollo tiene que ser ahora, porque no podemos esperar indefinidamente para desarrollar este recurso. El mundo se está moviendo hacia una transición energética donde se están reemplazando los combustibles fósiles con otras fuentes de energía y si no aprovechamos esta oportunidad que tenemos ahora de abastecer con gas esta transición vamos a perder esta ventana«.

Desafíos

Patricio Da Ré agregó que «el desafío de la agenda del upstream es seguir el camino de reducción de costos. Esto ya lo estamos logrando, somos una industria que aprende muy rápido y ya estamos para compararnos con los costos de la mejor productividad de Estados Unidos y creo que todavía hay mucho por hacer«. «La escala de Vaca Muerta es muy grande para la Argentina e incluso para el mercado regional. Con lo cual, el próximo paso es generar demanda, mientras seguimos con la reducción de costos y con Chile y esto abrirá camino para proyectos de industrialización que den valor agregado a la molécula, que pueden ser fertilizantes o con LNG«, concluyó el ejecutivo de YPF.

Macchia enfatizó en que el sector tiene que trabajar sobre tres ejes. En primer lugar, “atenuar la estacionalidad de la Argentina. Tenemos que desarrollar más proyectos de almacenamiento subterráneo. Nosotros ya estamos lanzados en un proyecto de almacenamiento, vamos a empezar a comprar equipamiento crítico en breve y la idea es empezar a operarlo en 2023”. El segundo eje tiene que ver con incrementar la capacidad de transporte “porque está declinando el sur, Bolivia y el norte argentino y todo eso hay que reemplazarlo con gas de Neuquén. Seguimos invirtiendo en pozos, pero debemos tener forma de evacuarlos”. Y el tercer eje que analizó el directivo de Tecpetrol tuvo que ver con trabajar sobre la demanda local y regional.

Sobre la ampliación del sistema de transporte, Magliano remarcó que «los almacenamientos subterráneos son necesarios y son una herramienta muy valiosa, pero también evita que tengamos que hacer fuertes inversiones en infraestructura si queremos abastecer la demanda local y regional y dar un paso en cantidad y calidad para abastecer otros países vía GNL».

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Mejoró en mayo generación y demanda eléctrica

La demanda eléctrica durante mayo aumentó 11.9 % y la generación 10.8 % respecto al mes de abril, según datos elaborados por la consultora RICSA (Regional Investment Consulting).

La demanda total aumentó considerablemente a 10,98 TWh, un aumento del 11,9 % intermensual, y 14,2 % interanual. Este aumento, fue causado en mayor medida por el sector residencial (+27%), seguido por los sectores comercial (+4%) e industrial (+1%).

La generación tuvo un comportamiento similar con el aumento a 11,2 TWh, correspondiente a una variación del 10,8 % intermensual y 11,5 % interanual. Las fuentes – hidroeléctrica y nuclear tuvieron la mayor variación, con un aumento del 37,3 % y 34,8 %, respectivamente. Le siguieron la térmica con una mejora del 4,8 % y las renovables con 1,7%.

Las renovables tuvieron comportamientos tanto creciente como decreciente, según la fuente. La generación por biomasa y biogas en conjunto aumentaron 13,8 % y la eólica el 6,8 %. Por otro lado, la minihidro sufrió una caída del 27,6 % mensual seguida de la solar con una merma de 15,5 %.

El precio monómico del MWh subió en mayo 8,2 % en pesos, de $ 6.346 a $ 6.865. En dólares, este valor representó un aumento de 6,8 % en USD por el tipo de cambio A3500, llegando a un valor de U$ 72,95 el MWh.

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Argentina deroga privatizaciones realizadas en Gobierno de Macri

El presidente de Argentina, Alberto Fernández, derogó la semana pasada las privatizaciones de empresas de energía y centrales térmicas realizadas por el gobierno de su antecesor Mauricio Macri (2015-2019), que terminaron en la cesión de dos centrales térmicas.

 

Ha sido a través de un decreto firmado el pasado día 16 por el presidente Fernández, con el cual quedaron anulados varios artículos del que firmaron Macri y su entonces ministro de Energía Juan José Aranguren, y qudan reviertidas la órdenes de privatización de las empresas como Dioxitek, Transener y las centrales termoeléctricas Manuel Belgrano y San Martín.

Se recupera, asimismo, la gestión de Integración Energética Argentina (Ileasa y Enarsa) sobre la importación de gas de Bolivia y se le asigna a estas empresas los permisos exploratorios correspondientes en áreas de la Cuenca Malvinas Oeste del Mar Argentino.

El decreto de Macri ordenaba la “venta, cesión o transferencia de las acciones estatales de Citelec (que controla Transener) donde el Estado comparte participación con Pampa Energía”.

El decreto de Fernández determinó que las obras públicas del proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del río Santa Cruz retomarán sus denominaciones del presidente Néstor Kirchner, la ubicada en Cóndor Cliff, y de Gobernador Jorge Cepernic, ubicada en Barrancosa, que el gobierno de Macri renombró.

El decreto dispone otorgar avales del Tesoro Nacional para la adquisición de gas natural desde Bolivia, por un monto máximo de 200 millones de dólares. Macri lo suspendió en época del presidente boliviano Evo Morales.

El Ejecutivo de Fernández aclaró que para garantizar “el normal abastecimiento de gas natural” en Argentina durante el invierno, se hace necesario importar el gas desde Bolivia.

Por otra parte, mediante el mismo decreto, el gobierno dejó sin efecto el cambio de denominación de las obras públicas del proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del río Santa Cruz, que fue dispuesto en 2017.

 

 

 

Fuente: https://www.telesurtv.net/news/argentina-deroga-decretos-privatizacion-20210621-0023.html

 

 

 

 

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Bolivia envía 14 millones de metros cúbicos de gas a Argentina

En octubre de 2006, ambas naciones suscribieron un contrato de compraventa mediante el cual se rige la adquisición del energético.

Ante el incremento de la demanda por el invierno, que comienza  este domingo, Bolivia está enviando 14.000.000 de metros cúbicos (Mm3) de gas diarios a Argentina, informó el presidente boliviano Luis Arce.

En un mensaje publicado en su cuenta de Twitter, Arce indicó que “estamos enviando 14 millones de metros cúbicos de gas diarios a Argentina, ante la subida de la demanda de este energético por invierno”:

“El gobierno de ese país aprobó un decreto que autoriza un crédito de 200 millones (de dólares) para la compra de gas boliviano”, señaló el gobernante boliviano.

El decreto otorga un crédito público a favor de la empresa estatal Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA), mediante el cual se conviene la adquisición de gas por un monto máximo de 200.000.000 de dólares.

En octubre de 2006, ambas naciones suscribieron un contrato de compraventa mediante el cual se rige la adquisición del energético al Estado Plurinacional de Bolivia.

De acuerdo con cifras del Instituto Nacional de Estadísticas (INE), Bolivia recibió 668.200.000 dólares en concepto de exportaciones de gas natural entre enero y abril pasados, un 10.6 por ciento menos que lo obtenido en el mismo periodo de 2020.

 

Fuente: https://www.telesurtv.net/news/bolivia-envia-gas-argentina-aumenta-demanda-invierno-20210620-0003.html

 

 

 

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Gas natural en firme: una buena noticia para Chile y la Argentina

El mundo hoy nos demanda muchos desafíos frente a los cuales la Argentina y Chile actuando en conjunto podemos responder mucho mejor. La reducción de la huella de carbono en nuestros procesos productivos e industriales y el impulso de las energías limpias es uno de ellos. Se trata de una tarea que no podemos eludir.

El progreso tecnológico ha permitido que la Argentina pueda explotar nuevas reservas. Esto revitalizó el comercio de hidrocarburos con Chile, que se había paralizado desde la decadencia de los yacimientos convencionales argentinos. Hoy los recursos de gas existentes en la formación Vaca Muerta superan los 308 trillones de pies cúbicos, esto equivale a todo el consumo de la Argentina por más de 100 años, lo que permite una nueva perspectiva y un reimpulso importante para ambos países en términos de integración energética.

Chile en los últimos años ha realizado fuertes compromisos con la descarbonización de su matriz energética. Se han hecho inversiones y tomado decisiones serias y audaces para terminar con la dependencia del carbón, especialmente en el sector de la generación eléctrica. A su vez, Chile apostó con fuerza por las energías limpias del futuro, las renovables y asumió el compromiso de producir para el año 2050 el hidrógeno verde más barato del planeta.

Sin embargo, en el presente, la dependencia de ambos países respecto de los combustibles líquidos, el diésel y su nocivo material particulado y en el caso de Chile, la calefacción a leña en el sur, genera un gran espacio para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y otros contaminantes a través del gas natural. Se trata de una transición energética que ya está en curso y debemos transitarla con mucha determinación pero también con realismo, para no caer en voluntarismos excesivos que finalmente nos hagan retroceder o que afecten, en exceso a nuestras economías.

El gas natural, de esta manera, tiene un rol importante como un combustible que permitirá por un período avanzar en estas transición hacia la carbono neutralidad. Es un energético que para ambos países ya atravesó el proceso de maduración de su factibilidad técnica y de su rentabilidad económica y puede ser una solución para la generación eléctrica o la calefacción residencial, para la industria y el transporte pesado.

La noticia de la autorización de permisos para envíos en firme de Gas Natural desde la Argentina para Chile durante el verano próximo posibilita una necesaria anticipación en los tiempos de clave para el mercado chileno en relación a su abastecimiento por buques de GNL, pero además, implica una clara decisión de las autoridades argentinas de restablecer y consolidar confianzas y dar previsibilidad al abastecimiento.

El Plan Gas como política energética del presidente Alberto Fernández, conlleva entre sus objetivos iniciales, además de sustituir importaciones y aumentar la producción local, la exportación al mercado chileno y la sola concurrencia de las empresas chilenas y argentinas demuestra que hay un mercado a desarrollar.

El desafío de ambos gobiernos es dar continuidad a este proceso, estableciendo un diálogo público-privado que permita avanzar en mecanismos que otorguen certeza. Creando simultáneamente las condiciones para que la inversión haga crecer los saldos exportables de Vaca Muerta, asegurando oferta y demanda mediante contratos de largo plazo. Se trata de una coyuntura estratégica, que ambos países debemos aprovechar.

Hay mucho en juego. La Argentina puede conseguir divisas, empleos de calidad y mejorar la recaudación impositiva a nivel federal y provincial a través de las regalías. Chile puede conseguir un camino hacia una matriz energética más limpia sin obstaculizar el crecimiento de su economía, mejorar la salud de los habitantes y asegurar un mayor bienestar en sus hogares mediante precios más accesibles para la calefacción durante el invierno.

 

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/opinion/gas-natural-en-firme-una-buena-noticia-para-chile-y-la-argentina-nid21062021/

 

 

 

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Generación distribuida: “crear” energía en casa para contribuir a la transición energética

Estamos habituados a trabajar desde casa con la computadora y el celular cargándose, mientras en el lavarropas se limpian las prendas sucias de la semana y se prepara un almuerzo en el horno eléctrico. Todas estas opciones son posibles gracias a la energía y hay dos formas de obtenerla: a través de la red tradicional de distribución o mediante el uso de paneles solares instalados en cada hogar.

¿Por qué en 2020 más argentinos se sumaron a la segunda opción? Porque esta alternativa produce menor generación de emisiones contaminantes, menor uso de la energía procedente de la red y menor gasto en la factura de electricidad.

Entre las múltiples definiciones existentes, se podría resumir que la generación distribuida implica un punto de generación de energía a partir de fuentes renovables (como la solar) que se conecta a la red de distribución. Ese punto puede ser una casa o una industria en la que los usuarios “pierden” la exclusividad de ese término y pasan a ser prosumidores. Es decir, son usuarios y generadores de energía a la vez: usan la energía procedente de los paneles (autoconsumo) y devuelven (inyectan) el excedente de energía que generan a la red.

Cómo funciona el sistema: el caso argentino

A fines de 2018, se reglamentó la ley que dio lugar a la creación del “Régimen fomento a la generación distribuida de energía renovable integrada a la red eléctrica pública” (ley 27.424) que le dio el marco normativo necesario a la generación distribuida en la Argentina. A medida que las provincias fueron adhiriéndose a la ley, varios usuarios buscaron convertirse en prosumidores.

Precisamente, en 2020 se triplicaron los usuarios-generadores respecto de 2019 y se registró un aumento interanual del 304 %, según informó la Secretaría de Energía argentina. Hasta fines de 2020, eran 12 las provincias adheridas a la ley con Córdoba liderando la cantidad de usuarios-generadores.

“Participé en el proceso que llevó a la ley y la única forma de llegar a un acuerdo con las distribuidoras fue que ellas le pagaran al usuario-generador el valor de la energía al mismo precio que ellas la compraban en el mercado mayorista eléctrico y eso era un valor muy chico para el usuario”, explica Marcos Naso, instructor del curso de Solar Fotovoltaica Distribuida de la Fundación Energizar y socio de la empresa especializada en energía solar Energe, y ejemplifica con cifras: “En un tarifario general promedio, un usuario residencial paga la energía entre $2,50 y $5,50 kilowatt/hora (kWh) y la distribuidora le compra la energía que el usuario inyecta a la red a más o menos a $2.00 el kWh”.

“El principal propósito de la ley es generar energía para el autoconsumo y, en el caso de tener excedentes, inyectar a la red”, subraya el experto. De hecho, la Secretaría de Energía de Argentina define a la generación distribuida como “el uso de fuentes de energía renovable para generar energía eléctrica destinada al autoconsumo y, a su vez, inyectar el excedente a la red de distribución”.

A diferencia de lo que se pudiera pensar, es en el autoconsumo donde se encuentra el mayor beneficio económico para el usuario-generador. ¿Por qué? Porque toda esa energía procedente de los paneles solares que utiliza equivale a energía que deja de usar de la red y, por lo tanto, de pagarle a la distribuidora. “El beneficio económico está más en lo que uno deja de comprarle a la distribuidora que en lo que uno pueda inyectar a la red”, explica Naso e ilustra con su propio caso: “En mi casa, salimos todo el día a trabajar y volvemos a la tardecita. No me serviría un sistema así, más allá de cualquier otro motivo por el cual uno decida instalar paneles solares”.

La instalación del sistema fotovoltaico apropiado en general no puede realizarse al azar. Ahí entran en escena los instaladores. “Uno de los principales desafíos es valorizar al instalador como parte integral e importantísima de las obras. En general, se asume que es un trabajo de baja calidad y conlleva mucha dedicación, herramientas y conocimientos continuamente actualizados”, explica Pablo Maril, técnico electrónico matriculado que les ofrece servicios de instalación a las empresas que venden los equipos, y reconoce lo que esto también implica para su profesión: “Como instalador, uno de los desafíos más importantes es estar actualizado, activo y tratar de ser competitivo sin resignar nunca la seguridad. Es un camino de continuo aprendizaje y capacitación porque hay mucha actualización de equipos”.

A ello, Naso le suma otras consideraciones necesarias: la evaluación del tipo de consumo del usuario, la ubicación posible de instalación y el hecho de que la factura de electricidad debe estar a nombre del cliente. ¿Es elevado el costo de la instalación de un sistema solar fotovoltaico para la generación distribuida? El socio de Energe reconoce que la inversión es cara y que tiene un período de amortización de entre ocho y 10 años, pero advierte: “El cliente no lo piensa en términos económicos, son clientes que quieren que la fuente de energía de su casa sea renovable”.

Luego de la consulta con un proveedor de equipos de generación distribuida o instalador calificado, se inicia un trámite a través de una plataforma digital para habilitar el equipo y convertir al usuario en usuario-generador.

Sea o no una coincidencia con la pandemia, Maril advierte que desde abril del año pasado han respondido a una creciente demanda de trabajo. “Nosotros que somos un pequeño grupo de trabajo, pasamos de que nos tomara 10 años en llegar a la instalación número 100 en diciembre de 2020, a hacer ya 25 obras en lo que va del 2021”.

Esta tendencia creciente durante la pandemia también fue advertida por Naso: “Al estar más tiempo en sus casas y trabajar desde allí, la gente empezó a invertir en ellas y ser más conscientes del consumo de energía que realizaban. Creo que fue una mezcla de factores que explica el aumento de la demanda de nuestras instalaciones”.

La media sanción del jueves pasado de la Cámara de Diputados de la provincia de Buenos Aires fue recibida con optimismo por referentes del sector. “Una vez que sea aprobada por el Senado provincial, se abrirá un mercado inmenso para la energía solar a pequeña y mediana escala. Son más de dos millones de nuevos usuarios residenciales y decenas de miles de pymes y establecimientos rurales que potencialmente podrán convertirse en usuarios-generadores”, expresó Juan Carlos Villalonga, exdiputado nacional por Cambiemos e impulsor de la Ley de Generación Distribuida.

¿Es posible contar con este sistema en altos edificios de ciudades como Buenos Aires? Naso cree que no, sino que pueden aprovecharse para el uso de energía en los SUM y en espacios comunes, lo que permitiría reducir los costos en las expensas.

Por qué la generación distribuida es importante en el contexto de la crisis climática

El sector energético es el que genera más emisiones de gases de efecto invernadero —que contribuyen  al cambio climático—  en la Argentina (53 %). Para que el país cumpla con sus compromisos asumidos en el Acuerdo de París y, como parte de una política internacional que busca limitar el calentamiento global,  se debe acelerar la transición hacia fuentes de energías más amigables con el ambiente.

Es en esa transición donde la generación distribuida puede tener su aporte. Así lo afirman y explican desde la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables: al usar menos energía de la red que procede de la quema de combustibles fósiles y reemplazar ese uso por energía procedente de una fuente renovable como los paneles solares, el usuario-generador contribuye a una menor emisión de dióxido de carbono (CO2, principal gas de efecto invernadero) de la energía usada.

La transición energética se ve acompañada de unas energías renovables cada vez más competitivas e, incluso, como la principal fuente que se mantuvo y creció durante el 2020 de la pandemia, según el último reporte de la Agencia Internacional de Energía. Y el hecho de que la solar sea la fuente de electricidad más barata de la historia –conforme la Agencia— repercute favorablemente en países con potencial como la Argentina. “Ya tenemos productos y precios a nivel mundial, es decir, sale lo mismo en Argentina que en cualquier parte del mundo y esa es una ventaja importante”, señala Naso.

Otros beneficios que subrayan desde la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables son el desarrollo de proveedores y servicios locales y la posibilidad en los hogares de gestionar mejor la energía. Sobre este último punto, Maril considera que la educación del usuario en eficiencia energética es lo más importante: “Esto no es como comprar un televisor o una computadora, es un sistema que debe cumplir con normas y condiciones de programación y funcionamiento. Son cuestiones algo técnicas que la población todavía no acostumbra manejar, pero empieza a haber mayor interés en el aprendizaje”.

¿Es todo color de rosas para la generación distribuida? No. Desde la Asociación enumeran algunas dificultades para seguir de cerca: la generación distribuida que va en detrimento de las distribuidoras porque, en general, los usuarios que se desconectan de la red son los mejores pagadores o los de mayor poder adquisitivo a nivel residencial; el congelamiento de tarifas que no ayuda al despegue del sistema y la ausencia de un medidor de energía por hogar, el cual es necesario para hacer un balance en el uso del sistema.

Quizás el mayor desafío —o tal vez oportunidad— estará, como señalan desde la Asociación, en ver cómo transformar la generación distribuida en una política de democratización de acceso a la energía. Es decir, que sea la oportunidad para incluir las zonas rurales aisladas con necesidades y a aquellos grupos que se encuentran por debajo de la línea de pobreza energética.

 

 

Fuente: https://ahoracalafate.com.ar/contenido/6249/generacion-distribuida-crear-energia-en-casa-para-contribuir-a-la-transicion-ene

 

 

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Cómo apostar por la industrialización del gas y potenciar al mismo tiempo una mayor integración regional

Alejandro Larrive, gerente general de Methanex, la principal productora global de metanol, y Gabriel Vendrell, titular de ACIGRA, la asociación que nuclea a los grandes consumidores industriales de gas, participaron del panel Abastecimiento en Firme para Grandes Industrias y Mercado de Exportación en el Gas Day organizado por EconoJournal, donde analizaron las oportunidades del escenario actual en materia de abastecimiento y exportación de gas a precios competitivos en un escenario de mayor integración regional.

Integración regional

“Una planta de metanol demora 5 años en materializarse y requiere grandes inversiones de capital intensivo. Por ejemplo, transformar 3 millones de metros cúbicos por día (m3/d) de gas implica invertir entre 1200 y 1500 millones de dólares, de ahí la importancia de garantizar ciertas condiciones”, destacó Larrive.

El gerente de la compañía que envía metanol a los mercados de Asia, Norteamérica, Sudamérica, Europa y el sur de África desde su complejo productivo ubicado en Punta Arenas (Chile), explicitó que están recibiendo 1,5 millones de m3/día de gas de Chile, que entregan las productoras ENAP y GeoPark, y existe la posibilidad de tomar 3,5 millones de Argentina con las instalaciones presentes y un consumo estable los 365 días del año. Por otro lado, Larrive sostuvo que “tenemos la capacidad de ayudar al mercado argentino modulando estacionalmente. Para eso, el primer paso es usar lo que tenemos y movernos hacia compromisos de mediano y largo plazo”.

El directivo de Methanex manifestó que “los mercados regionales representan una oportunidad para diseñar y estructurar proyectos exportadores que sean fuentes adicionales de generación de divisas y luego permitan industrializar el gas”. Además agregó: “también es importante aprovechar la sinergia de ambos lados de la frontera considerando las ventajas para cada país y la oportunidad de potenciar en conjunto”.

Respecto de las chances de que Methanex recupere parte de la capacidad que debió desinstalar a mediados de la década del 2000 por la escasez de gas argentino, el ejecutivo explicó que “hay que reconstruir la confianza paso a paso, con lo cual es necesaria la estabilidad de la producción, la garantía en cuanto al flujo de inversiones y la seguridad de suministro”.

La planta de Methanex en Chile

Competitividad y agregado de valor

El titular de ACIGRA, Gabriel Vendrell, señaló que “Argentina tiene serios problemas de competitividad, de acceso al crédito, y de costos laborales superiores al de los competidores regionales. En el 2000 el megavatio por hora costaba 20 dólares contra 50 dólares el de Brasil. Hoy Brasil sigue en los 50 y nosotros estamos en los 65 dólares, es decir que en este punto somos menos competitivos”.  

“En gas mantenemos una diferencia y la oportunidad de ampliar la capacidad instalada está. Tenemos que romper con el paradigma de país exportador de materias primas, ya no se trata de ser el granero del mundo ni de transformarnos también en el pozo petrolero del mundo. En Bahía Blanca tenemos un polo petroquímico muy importante y además de exportar gas hay que generar mayor valor agregado a nivel local. Tarde o temprano vamos a llegar al cuello de botella que es la infraestructura, porque sin la ampliación de la red de transporte es poco lo que podemos hacer”, subrayó Vendrell.  

Plan Gas.Ar

La puesta en marcha del último plan de estímulo a la producción de gas, transformó los mecanismos de modulación del despacho del hidrocarburo. Hoy, a partir de la contractualización de la demanda de Cammesa y de las distribuidoras, las industrias también deben preocuparse por robustecer el suministro.

Sobre esta cuestión Gabriel Vendrell apuntó: “Celebramos el Plan Gas, pero generó incertidumbres en el sector industrial. Antes de la existencia del plan la industria era la niña bonita del sector, los productores y comercializadores apuntaban a comercializar para monetizar su producción con un comprador firme, seguro y que pagaba puntualmente. Ahora nos encontramos con un competidor grande que se lleva 70 millones de m3/d entre Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y el sector residencial”.

“En principio Cammesa preveía consumir 50 millones de m3/d en invierno y eso fue motivo de preocupación, porque con esos niveles de consumo la industria quedaba prácticamente en cero”, remarcó el titular de ACIGRA. Sin embargo, continuó: “lo cierto es que no se verificó una posición firme de Cammesa de tomar todo el gas que tenía contratado en Plan Gas.Ar y siguió intercambiando combustible líquido por lo cual bajó a valores en torno a los 30 millones de m3/d provocando un menor impacto a la industria”.

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La argentina Saesa vendió una central brasileña que importará gas de Vaca Muerta

La comercializadora de gas y energía renovable Saesa vendió una central térmica ubicada en Brasilque importará gas natural de Vaca Muerta y le permitirá el ingreso de u$s 100 millones por año a la Argentina.

La Central Térmica Uruguaiana (CTU), situada en Río Grande do Sul, fue adquirida por la firma brasileña Âmbar, perteneciente al grupo empresario J&F. El holding ya tiene en su cartera activos energéticos, incluyendo otra central térmica que también opera con gas extranjero.

Saesa había comprado el complejo hace menos de un año, en septiembre. Le pertenecía la estadounidense AES y al Banco Nacional de Brasil. 

En febrerodespués de una serie de pruebas y una inversión inicial de u$s 10 millones, Saesa logró la puesta en marcha de la central con gas argentino, luego de cinco años de hibernación.

El mercado energético brasileño es difícil de operar sin el acompañamiento de un aliado localEntramos sabiendo que se necesitarían inversiones mayores para su mantenimiento. Se requiere de una espalda financiera grande. Resolvimos los problemas técnicos iniciales y, ahora, nos dedicaremos al suministro del gas”, dice Juan Bosch, director de Negocios Internacionales de Saesa.

Para el ejecutivo, Brasil representa “una enorme oportunidad para el país”, ya que “Chile es un mercado maduro”. “Permite no solo incrementar las exportaciones y generar valor agregado, trabajo y divisas, sino también darle a nuestro sistema mayor resiliencia y flexibilidad. El país tiene potencial para convertirse en un importante proveedor, compartiendo su energía con el mundo“, considera.

Ya hay hay contratos firmados esperando la aprobación, en el marco del Plan Gas, que se ejecutarían en el verano. Según cálculos de Saesa, ingresarán u$s 100 millones anuales, si la central emplea 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, funcionando a toda marcha con su sistema de ciclo combinado.

De la posibilidad de exportar 11 millones de metros cúbicos diarios en los meses de menor demanda local, CTU representaría el 18% de la exportación total“, estima Bosch.

La Argentina genera un excedente de gas natural durante el verano que es desaprovechado y se puede volcar en el sur de Brasil, que sufre un déficit energético en los meses de más calor por su baja hidraulicidad”, sostiene.

En el mercado local, la producción remanente hace que los precios caigan y que estos excedentes regresen a los yacimientos. “De esta manera, la industria se verá beneficiada, al tener la posibilidad de vender estos volúmenes a mejores precios. Es clave para aplanar la curva de demanda y optimizar costos y procesos de la producción argentina“, explica.

El aprovisionamiento a esta usina se realizará mediante el gasoducto de Transportadora de Gas del Norte (TGN) que conecta Vaca Muerta con CTU, cruzando la frontera. 

Con dos turbinas Siemens Westinghouse W501G a gas y un generador de vapor de recuperación de calor Westinghouse BB245B, la central cuenta con una capacidad total de 640 megawatts (Mw). Cuenta con una superficie de 42 hectáreas, de las cuales 8 forman parte de un área de conservación forestal.

 

Por su parte, Saesa busca ampliar su operación a más mercados. A fin de año, abrió oficinas en España. En principio, el foco estará puesto en la generación y el almacenamiento de energía renovable, tanto en el ámbito doméstico, como en el comercial e industrial.

Desde allí, encabezará su expansión por Europa. “Estamos estudiando qué modelo de negocio implementar, para más adelante replicarlo en otros países”, apunta Bosch. Entre los destinos que Saesa tiene en la mira, se encuentra Italia.

El desafío es sumar demanda. Apostamos a desarrollar mercados interesados en soluciones energéticas que sean confiables y económicamente atractivas”, concluye el directivo.

 

 

 

 

Fuente: https://www.cronista.com/apertura-negocio/empresas/saesa-vendio-una-central-termica-central-termica-uruguaiana-brasil-importara-gas-de-vaca-muerta/

 

 

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Protagonistas del sector gasífero debatieron sobre cómo gestionar la estacionalidad para incrementar las exportaciones

Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy; Emilio Nadra, vicepresidente Comercial de CGC; y Mariano D´agostino, vicepresidente Comercial de Wintershall Dea, debatieron la implementación del Plan GasAr, intercambiaron visiones sobre cómo gestionar la fuerte estacionalidad del mercado argentino, que consume alrededor de un 50% más de gas en invierno que en verano, y analizaron las posibilidades para que la Argentina se consolide como un actor clave en exportaciones de gas natural. El panel inauguró la jornada Gas Day, organizada este miércoles por EconoJournal.

Exportaciones

Freyre puso el foco en la necesidad de incrementar las exportaciones de gas: «Con el recurso que tenemos, especialmente en Vaca Muerta, tenemos que aspirar a convertirnos en un exportador consistente, serio y de largo plazo de gas natural para todo el mundo y no quedarnos en exportar al mercado regional. Quedarnos solamente con la región es ser poco ambiciosos. Tenemos que plantearnos como país una estrategia exportadora«.  

«Venimos transitando ese camino, primero con exportaciones interrumpibles, pero con el Plan Gas se dio un gran paso y lo vamos a ver implementado a partir de octubre con permisos de exportación en firme«, añadió el ejecutivo de PAE.

Por su parte, Emilio Nadra subrayó que «tenemos mercados regionales para desarrollar la infraestructura construida. Creo que tenemos que pensar a la exportación en etapas: primero las exportaciones firmes estacionales van a funcionar muy bien. Nosotros competimos con mercados que se abastecen contraestacionalmente con GNL, que es el invierno del hemisferio norte. Por lo tanto, el gas argentino tiene posibilidades de ser muy competitivo en condiciones firme estacional como se diseñó en el Plan Gas Ar».

Además, Nadra señaló que «hay una segunda etapa que tiene que ver con los mercados a los que podemos acceder con infraestructura que hoy existe. La Argentina ya exportó 20 o 22 millones de metros cúbicos (m3) por día. Ese mercado ya existe. Una segunda etapa de optimización es ir a buscar esos mercados mirando la descarbonización y la transición energética de Chile”. «Pero para esto hay que diseñar un sistema de transporte que permita el direccionamiento del potencial de producción para buscar esos mercados. Una vez que logremos esto, no vamos a tener un dilema entre abastecimiento y exportación, vamos a poder desarrollar ambos», concluyó Nadra.

Mariano D´agostino enfatizó que «tenemos un producto en abundancia y que el mundo quiere. Primero tenemos que tratar de conseguir los mercados regionales en forma firme, seria y donde vayamos generando confianza. Por ahora son los mercados de verano, pero esto va a tener que evolucionar lo más rápido posible a todo el año para poder desplazar a las alternativas que nos compiten«.

Gestionar la estacionalidad

El panel también debatió sobre exportaciones contraestacionales. Freyre indicó que «el mundo está yendo hacia energías más limpias y Chile también es parte de esto. Se empieza a cambiar hacia una matriz renovable y se habla cada vez más del hidrógeno. Por eso, creo que el momento es ahora. Seguir dilatando la exportación es un error. Hay que aprovechar el momento que tenemos ahora. El recurso es tan grande que si no logramos desarrollarlo rápidamente nos vamos a perder esta oportunidad«. «No tenemos tiempo para seguir discutiendo si queremos exportar o si queremos convertirnos en exportadores», agregó el vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE.

Nadra detalló cómo se debe abastecer el pico de consumo estacional de invierno y analizó el Plan Gas: “El primer paso lo dieron las autoridades porque está bien diseñado en términos de que asegura un bloque de demanda que garantiza que la oferta que abastezca sea en las mejores condiciones de precio. Después está el tema del abastecimiento industrial y las exportaciones en firme».

«Lo sustancial para poder desarrollar los recursos es buscar un desarrollo lo más plano y económico posible. Para esto, la gestión de pico de consumo es esencial. Entonces, la pregunta es: ¿Vale la pena una ampliación del sistema de transporte para abastecer el pico de consumo? Aparentemente no. La forma más lógica de hacerlo en el mundo es abastecer ese pico con terminales de regasificación y con almacenamiento subterráneo de gas”. Y continuó: “Si nosotros logramos desplazar el problema de la gestión de picos con importaciones puntuales, que no requieren que esa molécula que llega al centro de consumo en invierno tenga encima el costo de desarrollo más la infraestructura para una pequeña cantidad de meses, podemos diseñar un desarrollo más plano y esto hace más económicos los desarrollos«.

Otro punto que destacó Nadra fue el almacenamiento para abastecer la demanda de invierno con producción de gas local: «Solamente con permitir que los desarrollos de almacenamiento subterráneo, sobre todo los que no requieren infraestructura adicional, puedan tomarse prioritariamente antes que las importaciones entonces gestionaríamos el pico de consumo con recursos locales». «La estacionalidad del consumo residencial, que es uno de los problemas que tiene el sistema gasífero argentino, es una oportunidad para el desarrollo de los sistemas de almacenamiento subterráneo justamente porque tenés consumo en invierno y liberan capacidad de transporte que permite que no haya que duplicar la infraestructura. Entonces, aun cuando el almacenamiento es lejano a los centros de consumo, la disponibilidad del gas natural la tenés en los centros de consumo por el transporte adicional que aparece, producto del consumo de la estacionalidad de las localidades patagónicas que van hacia la Cordillera».

Nadra mencionó que para desarrollar almacenamientos hay 2 millones de m3/día para almacenar en el sur de la Patagonia, adicionalmente hay otros 2 millones de m3/día en el norte de la Patagonia y hay unos 6 millones de m3/día en Neuquén «que no requiere infraestructura adicional». «Diseñar un sistema de almacenamiento de 10 millones de m3/día le permitiría a la Argentina ahorrar muchísimo en importaciones y respaldar mucho mejor las exportaciones. Es decir, genera divisas por lo que exporta y ahorra divisas porque reemplaza importaciones», finalizó.

Mariano D´agostino dijo que «el sector ganó muchísima competitividad, no estamos tan lejos de lo que son los precios de gas a nivel internacional en los países que fijan precios y mirando la región también estamos bastante competitivos».

Freyre agregó que «están dadas las condiciones para hacer una ampliación del sistema troncal de transporte. Si no hacemos esto, creo que Vaca Muerta se queda en estos niveles de 80 o 90 millones de m3 diarios y no más y creo que tenemos que trabajar para empezar a sustituir la importación de Bolivia, que viene declinando año a año, y estamos en importaciones de GLN de 35 millones de m3/día. Sólo poner un gasoducto no genera demanda, pero creo que esta construcción empieza a abrir posibilidades porque puede descomprimir el centro-oeste para armar volúmenes más relevantes a Chile y eventualmente con Brasil. Creo que este tema tiene que estar en la agenda de cortísimo año».

Por último, D´agostino señaló: «Sea almacenamiento, GNL o ampliación del sistema de transporte, lo más importante es que todo esto se haga en un marco de competencia para que la sociedad pueda capturar todas las ganancias de eficiencia que puedan traer estos nuevos proyectos. Para esto, lo más importante del marco de competencia son las condiciones de esa competencia. Una de las señales más grandes del Plan Gas fue justamente que competimos. Las condiciones de competencia tienen que permanecer en el tiempo, no pueden cambiar».

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La capacidad de transporte: el eje del crecimiento para la cámara eólica

La Cámara Eólica Argentina (CEA) elaboró un documento en el que planteó los objetivos y desafíos a los que se enfrenta el segmento renovable líder en el mercado local y definió que la clave para continuar con el crecimiento visto hasta ahora está en las redes de transporte. Aseguran que hay entre 1,5 y 2 GW de proyectos que tienen reserva en las redes y están frenados.

Por un lado, resaltaron la necesidad de limpiar la capacidad de transporte de proyectos que tienen potencia asignada y por algún motivo no se lograron concretar y con esto hacer una oferta pública para asignarlas a empresas interesadas en llevar adelante nuevos proyectos. Con una mirada más a mediano y largo plazo, desde la CEA también indicaron que es vital la construcción de nuevas redes de transporte.

“Las principales compañías que ya tienen proyectos en marcha de energía eólica, y que vuelcan su producción al sistema energético argentino, están en condiciones de acelerar la inversión para cumplir con las metas fijadas”, indicaron desde CEA con relación al compromiso de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030 y para alcanzar el 20% de generación renovable para 2025.

El vicepresidente de la CEA y director de Asuntos Corporativos de GenneiaGustavo Castagnino, remarcó que el sector ve “muy buenas” oportunidades de crecimiento en el ámbito corporativo que demandará cada año mayor cantidad de energía renovable. Además resaltó que junto con Nación están trabajando en las dos claves para acelerar el crecimiento del sector:

“Por un lado se trata de liberar la capacidad de transporte de los proyectos que por diversos motivos no se pusieron en marcha y hacer una oferta pública con esa participación en las redes de transmisión. Con otros tiempos también está el tema de la planificación y construcción de nuevas redes de transmisión porque, se sabe, que la última gran inversión en este componente de infraestructura se hizo en la década del 90”, expresó Castagnino.

Desde la CEA confirmaron que hay una gran cantidad de proyectos que aún no se pusieron en marcha por diversas raciones y según datos del mercado, se trata de entre 1,5 y 2 GW que están en esa situación y que los operadores que hoy generar energía renovable podían disponer en el corto plazo.

El pasado 4 de junio la cámara se reunió con el director nacional de Energía Eléctrica, Guillermo Martín, luego de dos presentaciones a la Compañía del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) y a la secretaría de Energía Eléctrica, que lidera Federico Basualdo.

Desde la cámara esperamos una nueva convocatoria para resolver cuestiones pendientes, o definir la posición de las autoridades del sector respecto de los proyectos no ejecutados y encontrar una solución virtuosa para este tema que ayude al país trazar un camino hacia los objetivos de desarrollo sustentable”, señalaron en el informe.

 

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/la-capacidad-de-transporte-el-eje-del-crecimiento-para-la-camara-eolica-1860499/

 

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La exportación de tanques a Chile está en alza y con buena perspectiva hacia fin de año

Las diferentes normativas y restricciones hacen de la exportación una tarea difícil, pero también crucial para las empresas que quieren crecer y mostrar su máximo potencial. A ello se suma la actualidad global, atravesada por la pandemia.

Con más de 70 años de experiencia en la exportación, Bertotto Boglione amplía de manera constante su cartera de clientes internacionales y, así, aumenta también sus ventas. ¿El resultado? Potencia la importancia de la firma y consigue un valor agregado. La compañía le envía productos semanalmente a Uruguay y, poco a poco, se afianza en Perú. Pero el fuerte de las negociaciones es con Chile.

En ese sentido, la Licenciada Tamara Cornaglia, Ejecutiva de Ventas de Bertotto Boglione, explicó: “Desde hace más de 20 años, el chileno es un mercado con presencia muy marcada y continua. Les proveemos estanques a Petroleras como COPEC, ESMAX, ENEX”.

Pero eso no es todo. La especialista destacó la exportación de BELLY TANKS para generadores de Energía para empresas como Cummins Komatsu, Finning Chile y estaciones semi móviles para minería. “También proveemos tanques subterráneos doble y simple pared, con toda su línea de accesorios”, agregó.

Desde el comienzo de 2021, se han enviado al país trasandino 50 tanques; la mayoría de ellos, para estaciones de servicio, aunque Cummins y Finning los utilizan para generadores de energía: “Estamos fabricando más productos para despachar en julio y agosto, además de buenas proyecciones de envíos hasta fin de año”, adelantó Cornaglia. 

Además de Chile y Uruguay, Bertotto Boglione tiene tres destinos claros para los próximos meses. Se trata de Perú, donde las negociaciones son cada vez más frecuentes, Bahamas y Jamaica. El peso de las exportaciones toma importancia por el contexto mundial. A pesar de ello, la firma se mantuvo firme en la práctica efectiva de envíos al exterior.

Hay que recordar que Bertotto Boglione cuenta con la mejor tecnología y cumple con los más altos estándares internacionales, utilizando materia prima de calidad desde 1948. Contiene Valor y acompaña a sus clientes desde el origen de sus proyectos.

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VACA MUERTA: EL PAÍS PERDIÓ US$32.500 MILLONES DEBIDO AL NO DESARROLLO DE PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

Por Alberto Fiandesio Es un poco más de una década porque estamos contabilizando desde enero de 2010 hasta abril de 2021, pero esta diferencia no invalida el resultado. En este período nuestro país ha pasado por diferentes etapas en cuanto a la producción, importación y exportación de gas natural. En este informe mostraremos el Balance de Comercio Exterior de la comercialización de gas natural en sus dos variantes: por gasoducto y por barco en su versión de gas natural licuado (GNL siglas en español, LNG siglas en inglés). El Balance está compuesto, lógicamente, por la diferencia entre las exportaciones y […]

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CNPC descubre un campo de petróleo y gas de mil millones de toneladas en la cuenca del Tarim

La Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) ha realizado lo que afirma ser el mayor descubrimiento de yacimientos de petróleo y gas en la cuenca del Tarim, con reservas de mil millones de toneladas. Esta cuenca se encuentra en la Región Autónoma Uygur de Xinjiang, en el noroeste de China. El pozo está ubicado en el área del campo petrolífero Fuman, que es el bloque principal para la producción de crudo en el campo petrolífero Tarim. Alcanzó una profundidad de perforación de 8.470 m, mientras que la altura de su columna de petróleo de prueba alcanzó los 550 m. […]

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YPFB no puede vender a Argentina debido a escasez de gas para consumo propio

Los volúmenes a exportar en el nuevo acuerdo deben estar en función a la capacidad de producción, dado que no es posible pensar en incrementarlos debido a la caída de reservas. La quinta adenda al contrato de exportación de gas entre Bolivia y Argentina establece que, hasta el 30 de junio de 2021, ambos países deben definir las condiciones de la sexta adenda, que entrará en vigencia el 1 de enero de 2022. Álvaro Ríos es analista y exministro de Hidrocarburos y afirma que lo único que se puede negociar son las reservas de gas que están descubiertas y desarrolladas. […]

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Iberdrola: Desde México afirman que “el hidrógeno verde es una gran oportunidad para Latinoamérica”

El director general de Iberdrola (MC:IBE) México, Enrique Alba, aseguró este martes que el hidrógeno verde ya es un negocio competitivo para las empresas y defendió que supone una “gran oportunidad” para descarbonizar América Latina. “La región se tiene que sumar porque el hidrógeno verde será una gran oportunidad para Latinoamérica tanto en el precio como para dar competitividad a la región”, sostuvo el empresario durante su intervención en el foro Latin America Energy Week 2021, organizado por Siemens Energy. El hidrógeno verde se produce a partir del agua con el proceso de electrólosis, que se puede llevar a cabo […]

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PAE se renueva pensando en sus clientes: Ahora conectará datos en la nube

En un proceso de transformación digital que se dará en distintas etapas, PAE comenzó por algo fundamental: el uso de la nube de Microsoft para la comunicación e interacción diaria con su diversa gama de clientes, que va desde el consumidor hasta operadores de estaciones de servicio, clientes marinos y de aviación o distribuidores de lubricantes. La compañía de energía trabaja en dos proyectos innovadores: por un lado, transformaron un sistema que era 100% manual e individual y lo convirtieron en una plataforma virtual que permite a miles de clientes resolver el 90% de sus consultas y necesidades más rápido […]

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Brasil: lanzará plan de racionamiento de energía por sequía, afirma desde el Congreso

El vecino pais instituirá el racionamiento de energía durante un período de prueba para evitar cortes de electricidad por una sequía que amenaza con interrumpir el funcionamiento de las centrales hidroeléctricas, dijo el martes el líder de la Cámara baja del Congreso de Brasil. “Tendremos un período educativo de cierto racionamiento para evitar cualquier tipo de crisis mayor”, dijo a la prensa el presidente de la Cámara baja, Arthur Lira. El Ministerio de Minas y Energía negó el lunes que se estén tomando medidas para racionar la electricidad en el país, repitiendo negativas anteriores. El Ministerio no respondió el martes […]

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Jujuy: Lipán de Moreno se suma a los pueblos solares de la provincia

Son 5 los pueblos solares en Jujuy al haber culminado las obras en Lipán de Moreno, que por primera vez tendrá tensión de 220v en los hogares de sus habitantes. En el marco de su política de energías renovables para la diversificación energética, el Gobierno de Jujuy inaugurará esta semana el quinto de sus pueblos solares, que cuentan con sus propias centrales autónomas fotovoltaicas, de generación mediante energía solar, con sistema de acumulación de energía en baterías de ion-litio. La obra de central autónoma fotovoltaica en Lipán de Moreno es el resultado de proyectos y gestiones de la Secretaría de […]

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Limitación de producción de Etanol para Brasil y Estados Unidos debido al aumento del costo del maíz y el azúcar

Estados Unidos y Brasil, los dos principales productores del mundo de este biocombustible, podrían reducir su producción en los próximos meses. La escasez de maíz y azúcar está repercutiendo en los costos del etanol, lo que hace que los productores se muestran reacios a aumentar la producción y que los precios de la gasolina también suban. Estados Unidos y Brasil son los ejes del suministro mundial de etanol, con el 75% de las exportaciones mundiales el año pasado, según S&P Global Platts Analytics. Los precios de la gasolina en Estados Unidos están en promedio por encima de los 3 dólares […]

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Neuquén: Fecene quiere participar de la ley de promoción petrolera

La federación de cámaras energéticas le envió una carta al secretario de Energía de Nación, Darío Martínez. Aseguran que su expertise en la cuenca los “habilita a aportar” opinión. Además se puso a disposición del secretario de Energía de Neuquén, Darío Martínez. Desde Fecene dijeron en un comunicado oficial “Nuestro profundo conocimiento de la problemática que afecta al sector y conscientes de la importancia que posee un adecuado funcionamiento de la cadena de valor, enriquecida por nuestra participación activa en la disminución de costos lograda en los últimos años, que han permitido la competitividad de la producción argentina en un […]

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Chubut: Petroleros reclaman mayor inversión de YPF

El líder del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge “Loma” Ávila, apuntó fuerte contra la petrolera de bandera “Es miserable la inversión de YPF en Chubut”, dijo el dirigente. El sector petrolero ha sido uno de los más castigados durante los últimos años, primero por la crisis económica que sufrió -y sufre- el país y luego por la llegada de la pandemia del coronavirus. Luego Avila agregó “Solo PAE tiene cuatro perforadores trabajando, el resto todo parado y la política es la que tiene que dar respuestas, con gestiones. Nos tenemos que sentar  a pelear un montón de cosas, […]

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Confirman lanzamiento de la licitación para techos solares en Ciudad de México

José Alberto Valdés Palacios, director general de desarrollo y sustentabilidad energética en la Secretaría de Desarrollo Económico de la Ciudad de México, confirmó que este año se hará la licitación por el proyecto fotovoltaico para la Central de Abasto. 

Y si bien el desarrollo del emprendimiento, la licitación y supervisión será con Comisión Federal de Electricidad en base a Normativa Federal, la convocatoria la llevará adelante una empresa privada según aseguró el especialista. 

Lo que se realizará en la Central de Abasto es uno de los proyectos emblemáticos encuadrados dentro del programa Ciudad Solar, donde se prevén más 350 MW de potencia instalada entre proyectos menores y mayores a 500 kWp.

En este caso en particular consiste en techar las naves del mercado mayorista y minorista de productos de consumo en la Zona Metropolitana del Valle de México con paneles fotovoltaicos y el objetivo del mismo será instalar 18 MW, para los cuales bastarán entre veinte a veintidós naves. 

“De esas naves habrá que seleccionar las mejores y las que nos representen menor distancia”, señaló Valdés Palacios durante un webinar de Solar Power México. Y además se estima que la  generación anual total sea cercana a los 27 GWh.

“Tenemos apoyo federal a través de la Secretaría de Energía (SENER), específicamente del Fondo de Transición y Sustentabilidad Energética (FOTEASE)”, agregó. 

Este emprendimiento desarrollado por la SEDECO es una de las diversas iniciativas del programa que apunta a promover el uso eficiente de la energía y las fuentes renovables en los sectores público y privado de la Ciudad de México, además de incentivar la participación de los mencionados sectores. 

Pretendemos motivar la mejora económica de las empresas a la vez que promovemos el fortalecimiento de la instalación de energía solar”, mencionó el especialista. 

Por otra parte, en la rama de generación distribuida, el foco está puesto en equipar a trescientos  edificios de la administración pública en CDMX que acumulen entre 13 y 15 MW de potencia y se desea finalizar este proceso en los próximos tres años. 

Mientras que en el eje de calentadores solares de agua se buscará llegar a 787.000 metros cuadrados de calentadores solares instalados en la Ciudad de México y a más de 153.000 sistemas instalados en viviendas y comercios.

Para esta iniciativa se prevé un apoyo a la inversión del 40% del costo total del sistema de calentador solar de agua – hasta un monto de MXN 180.000 – para aquellos sistemas de calentadores solares de agua con un coste límite de MXN 400.000, según comentó el director general de desarrollo y sustentabilidad energética en la Secretaría de Desarrollo Económico de la Ciudad de México.

“El año pasado teníamos más de cinco millones de metros cuadrados instalados [a nivel nacional] por 0.7 kW por metro cuadrado. Entonces tenemos cerca de 3.5 GW de capacidad solar térmica instalada que ha crecido de casa en casa”, afirmó José Alberto Valdés Palacios

“Y queremos crear una estrategia para la estructura comercial en los negocios”, ratificó. 

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Ecuador ratifica su convocatoria por 200 MW en bloques de energías renovables

En la actualidad, la matriz energética ecuatoriana está compuesta por un 90,2% de energías renovables siendo la generación hidroeléctrica la responsable del 88,8% de la generación mientras que las ERNC sólo representan el 1,4%. 

Con la intención de diversificar aún más el parque de generación, la nueva administración de Gobierno apuntaría a continuar con la promoción de proyectos eólicos, fotovoltaicos, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas. 

«Estamos enfocados en introducir de forma masiva la generación renovable”, aseguró Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable. 

Para lograrlo, la participación de las empresas privadas en la actividad de generación podrá darse bajo tres modalidades: 

Procesos Públicos de Selección (PPS) 
Venta a grandes consumidores a través de autogeneración o generación distribuida 
Implementación por usuario de generación para autoconsumo 

Sobre la primera modalidad, el viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador ratificó que este año se llevará a cabo el PPS del Bloque de ERNC por 200 MW que fue anunciado por autoridades precedentes en septiembre del 2020.

“Estos proyectos serán lanzados en breve. Hay estudios que ya pueden ponerse a consideración de quienes participen en el proceso”, adelantó Gabriel Argüello

En detalle, se trataría de una convocatoria con tres subbloques. 

“Inicialmente se han establecido 120 MW para pequeñas hidroeléctricas, 50 MW para solar y eólica, así como 20 MW para biomasa”, precisó el viceministro. 

No obstante, advirtió: “la propuesta puede ser modificada en su estructura”.

Para lograr las metas de expansión de la generación con estas tecnologías, el PPS deberá realizarse este mismo año 2021 y no posponerse para asegurar la entrada en operación de las nuevas centrales de ERNC en 2022. 

Estos proyectos no serían los únicos a convocarse en utility scale, durante un evento de Cámara Franco Ecuatoriana, el viceministro también indicó una próxima convocatoria para un proyecto de 400 MW de ciclo combinado. Y aunque esto duplicaría a la convocatoria del Bloque de ERNC, la estrategia del Gobierno sería apostar en aumentar la penetración de renovables en distintos segmentos. 

Tal es el caso de la modalidad de venta a grandes consumidores a través de autogeneración o generación distribuida y autoconsumo por sí mismo, que por las más recientes regulaciones verían nuevos incentivos para ampliar su participación en redes de distribución. 

«Apalancar el desarrollo del autoconsumo es otro de los objetivos que buscamos para la transición energética», puntualizó  Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable.

Dos nuevas regulaciones despiertan expectativas para la generación distribuida en Ecuador 

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Diez empresas compiten para quedarse con la subasta de baterías por 50 MW de Colombia

Ayer, la Unidad de Planeación Minero energética (UPME) llevó a cabo, tal como estaba previsto, el hito de recibimiento de ofertas de los sobres 1 (técnicas) y 2 (económicas) de la subasta para el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB).

Javier Martínez Gil, Director de Energía Eléctrica de la UPME, condujo la audiencia, en la que se presentaron un total de diez compañías.

Éstas son: la francesa Engie Colombia Energía; Proeléctrica SAS, que forma parte del conglomerado de empresas Genser Power; Celsia Colombia; Interconexión Eléctrica (ISA); Terpel Energía; la china Canadian Solar; Grupo Energía Bogotá (GEB); la alemana ABO Wind; Air-e SAS (Enerpereira); y Atlantic Energy

No obstante, Martínez Gil señaló durante la audiencia que sólo siete de las compañías habían presentado su correspondiente garantía de seriedad.

Éstas fueron: Celsia, GEB, Terpel Energía, Canadian Solar, Engie Colombia, Air-e e ISA.

Fuente: UPME

De acuerdo al cronograma oficial, hoy se dará a conocer el precio máximo de adjudicación, que estará a cargo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

En efecto, se espera que alguna de estas diez empresas sea la adjudicataria para el diseño, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento del proyecto de almacenamiento de baterías de 50 MW, a emplazarse en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico.

El objetivo de las autoridades es que este proyecto le dé estabilidad al sistema eléctrico de la zona, dado que por su fragilidad es pasible a apagones.

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Los expertos tienen claro cómo Chile podrá tener el H2 verde más barato del mundo y lo explican

Días atrás, la GIZ Chile organizó un evento denominado “Generación de hidrógeno verde a escala local: Tres casos de estudio” (ver nota) donde básicamente se analizaron casos donde Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD, proyectos de hasta 9 MW) renovables produjeron hidrógeno.

Para ampliar sobre este tema y conocer los desafíos que tiene y tendrá Chile para producir este fluido a precios competitivos, Energía Estratégica entrevistó a Pablo Tello, asesor técnico del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ, quien, no obstante, aseguró: “Además del precio, es importante considerar que los proyectos sean sostenibles, generen un impacto positivo en el desarrollo económico”.

¿Cree que a este ritmo de desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Chile, y por las políticas de incentivo que se están promoviendo, se está avanzando a buen ritmo para la meta de la Estrategia: producir hidrógeno con renovables a 1,5 dólares por kilogramo al 2030?

La mejor forma de presionar los precios del hidrógeno a la baja es que en el país se desarrollen proyectos de gran tamaño, fomentando así la escalabilidad de la producción de los electrolizadores, trayendo consigo una disminución de los costos de inversión, y por ende reduciendo el precio final del hidrogeno.

Sin embargo, además del precio, es importante considerar que los proyectos sean sostenibles, generen un impacto positivo en el desarrollo económico del país, tanto a nivel general como local particular, desde el punto de vista de cuando se construyen y luego del beneficio que entregue el hidrógeno producido, por ejemplo, en el reemplazo del diésel en el transporte o en la reducción del consumo del gas natural y, de esta manera, exista mayor diversificación energética en el país.

A su consideración, ¿cuáles son las principales conclusiones a tener en cuenta del evento “Generación de hidrógeno verde a escala local: “Tres casos de estudio”?

Las principales conclusiones se relacionan más bien con que es necesario empezar a analizar las posibles demandas locales por hidrógeno.

La cantidad y condiciones de entrega del hidrógeno producido, si requiere o no almacenamiento, disponibilidad de agua, etc., son condiciones que influyen de gran manera en el costo de inversión de los proyectos de este tamaño (< 3MW) y por lo tanto los puede hacer viables o inviables.

¿Qué rol cree que cumplirán los PMGD en la producción de hidrógeno y cuál los grandes proyectos? ¿Podrá haber complementariedad en la producción o cree que un tipo de producción se impondrá sobre la otra?

La alta demanda de equipos debido a los grandes proyectos, implicará una reducción de los precios de los electrolizadores, aumentado así la cantidad de fabricantes y por ende una mayor oferta en el mercado mundial.

Los proyectos PMGD por otro lado, dada la naturaleza descentralizada que tienen, jugaran un rol fundamental en los nuevos modelos de negocio del hidrógeno, acercando la oferta a la demanda, para contar con una producción distribuida de hidrógeno a lo largo de todo Chile.

En conclusión, ¿de qué dependerá que el precio de producción de hidrógeno siga bajando?

El precio final del hidrogeno verde depende, en gran medida, del precio de la energía para producirlo y del tiempo de uso diario de los electrolizadores.

En el primer caso, se espera que la electricidad renovable siga bajando de precio, y que además estas plantas puedan conectarse directamente a los electrolizadores, evitando así los precios inherentes de la red.

Por otro lado, una utilización superior al 50% de los electrolizadores permitirá amortizar de mejor forma la inversión, haciendo que el precio del hidrógeno baje.

Además, para disminuir los costos financieros debido al riesgo tecnológico, se deberán desarrollar en el país proyectos piloto o demostrativos de producción y utilización de hidrógeno verde, disminuyendo así la incertidumbre.

Naturalmente, además, el precio del hidrógeno dependerá de la escala, de elementos de diseño, almacenamiento, compresión, pureza del hidrógeno, costo del agua, entre otros factores.

¿El desarrollo y la baja del precio del hidrógeno azul y gris de alguna manera contribuyen a la competitividad del hidrógeno verde en la producción de know how?

La producción de hidrógeno gris es una tecnología madura, por tanto, no se espera una reducción de precios en este sentido, sino más bien una variabilidad debido a los vaivenes de precios del gas natural importado.

En el caso del hidrógeno azul, sigue la misma lógica del hidrógeno gris, ya que en este caso solo tiene incorporada la captura del CO2, lo que hace que el precio siempre sea superior.

Ambas opciones (gris y azul) son más competitivas que el hidrógeno verde en la actualidad, pero se espera que a futuro disminuya la extracción de combustibles fósiles, por ende, el precio tendería a subir.

Además, se debe considerar que ambas tecnologías de producción están en etapas maduras de desarrollo, por lo que no se espera que esto aumente el know how debido a una baja de precio del hidrógeno convencional.

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Legislatura de Neuquén hoy votaría adhesión a la Ley Nacional de generación distribuida

El proyecto de ley provincial para adherir a la Ley Nacional N° 27.424, el “Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública», pasará por votación en la Comisión J de la Legislatura de Neuquén a partir de las 12 horas. 

Dicha comisión es la de origen de esta iniciativa provincial y corresponde a Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones, donde se trata todo asunto o proyecto relativo a las materias mencionadas. Es decir, análisis de la ley, el fondo de la cuestión o si hay que hacer consultas con Nación, entre otras tareas. 

En la sesión de la Comisión J, que comenzará a las 12 horas, se necesitarán como mínimo ocho votos a favor de las catorce autoridades presentes para que continúe el proceso del proyecto de ley N° 14302, que ingresó por mesa de entrada el pasado 3 de mayo. 

María Laura du Plessis, diputada provincial de Neuquén del Movimiento Popular Neuquino (MPN) y presidenta de la Comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura, comentó que “la idea es poder ampliar los términos en los que expusimos en qué consiste esta adhesión y en caso de contar con el consenso necesario, lo que buscaba hasta ahora, ya se saca despacho favorable”.

Además se mostró optimista en cuanto a la votación y agregó que “ya se ha estado dialogando con los distintos bloques y estarían dispuestos a acompañar el proyecto”. 

En caso de sacar despacho, pasará a las Comisiones A (Legislación de Asuntos Constitucionales y Justicia) y B (Hacienda y Presupuesto, Cuentas y Obras Públicas) por determinados recaudos y podría tratarse en dichas delegaciones a partir de la próxima semana.

“Una vez que pasa por despacho favorable de todas las comisiones asignadas, pasa al recinto, debe tomar estado, se trata en general y en otra sesión en particular”, explicó la diputada en cuanto al proceso en la Legislatura.

Cabe aclarar que el proyecto de ley fue firmado e impulsado por varios diputados provinciales de Neuquén de diversos bloques políticos tales como MPN, Juntos, Siempre, UP-FR, FNN y FRIN.

Diputados provinciales de Neuquén impulsan la adhesión a la ley de generación distribuida

En el mismo también se propone la derogación del artículo 8º de la Ley Provincial Nº 3006, que fue sancionada en 2016, es decir, poco más de un año antes de que la Ley Nacional Nº 27.424.

Incluso María Laura du Plessis a principios de mayo mencionó que dicho régimen del 2016 “aún no se encuentra reglamentado, de modo tal que no es posible su aplicación” y que “no prevé los beneficios impositivos, tanto en el IVA como en el impuesto a las ganancias, que sí trae la Ley Nacional Nº 27.424 y que exceden a nivel provincial”. 

“Hay varias provincias que ya han adherido, Neuquén tiene este paso por dar, que es muy requerido de diversos sectores, tanto de la administración pública como de los privados”, opinó en la actualidad durante una nueva entrevista con Energía Estratégica.

“Pero como ya tenemos una ley de generación distribuida, tenemos que resguardar que ambos sistemas estén vigentes, que ninguna norma se contradiga entre sí. Y entonces en este tiempo hemos trabajado en ese sentido para que cuando salga esta ley, sea de aplicabilidad”, sostuvo. 

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El Gobierno elige a XM para administrar tercera subasta de energías renovables en Colombia

El Gobierno determinó que XM, en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (Asic), implementará y administrará la tercera subasta de energías renovables.

A través de un convenio interadministrativo firmado el 17 de junio de 2021, entre el Ministerio y XM, se definió que este último será el encargado de implementar y administrar esta tercera subasta.

Es así como XM deberá elaborar, ajustar y socializar los pliegos y las condiciones específicas para quienes participen en la subasta. Además, desarrollará y operará la plataforma tecnológica para administrar el proceso e incentivar a los agentes del mercado de energía a participar del mismo.

“Esta tercera subasta permitirá seguir consolidando la Transición Energética que ha hecho de Colombia un referente internacional en la incorporación de energías renovables de fuentes no convencionales. Contar con la participación de XM como administrador de la subasta, brinda a todos los agentes del mercado las garantías de transparencia y excelencia operacional al contar con un equipo técnico y especializado que ha acompañado otros procesos similares con resultados muy positivos para el sector”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Entre las responsabilidades a cargo de XM como subastador está realizar capacitaciones virtuales a los interesados, contratar un auditor para verificar el proceso, ejecutar la adjudicación y gestionar el proceso contractual resultante.

XM, operador del Sistema Interconectado Nacional y administrador del Mercado de Energía Mayorista, en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, tiene un amplio conocimiento sobre las fronteras comerciales, los contratos de largo plazo que son firmados entre los agentes del mercado para la compra y venta de energía, liquidación, facturación, cobro y pago todas las transacciones que resulten en el Mercado de Energía Mayorista. Adicionalmente, ha sido el encargado de la implementación de las subastas del cargo por confiabilidad desde 2006.

«En XM asumimos la designación como administradores de esta tercera subasta, conscientes de la gran responsabilidad que tenemos con el país y con la flexibilización de la matriz energética. Nuestra experiencia, conocimiento del sector e independencia son fortalezas que ponemos al servicio de la transición energética y de los colombianos”, María Nohemí Arboleda, Gerente General de XM.

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Celsia puso en operación dos nuevos proyectos solares en Panamá

Cervecería Nacional, la compañía de bebidas más grande del Panamá, puso en funcionamiento su primer proyecto fotovoltaico de la mano de Celsia, el cual tiene una producción estimada de 154,791 kWh por año.

Los 450 paneles con los que cuenta esta planta representarán una contribución significativa en la preservación del ambiente, al dejar de emitir 54 toneladas de CO2 anuales, equivalentes a plantar 3.023 árboles maduros por año, logrando la reducción de gases de efecto invernadero.

El presidente de Cervecería Nacional, Danilo Pires destaca que «Ahora con la instalación de estos paneles solares, avanzamos significativamente en el objetivo de nuestro eje Acción por el Clima, donde buscamos que el 100% de la energía eléctrica comprada provenga de fuentes renovables, así como también reducir en un 25% las emisiones de la huella de carbono en nuestra cadena de valor».

Con esta empresa Celsia espera desarrollar otros proyectos de energía solar en sus centros ubicados en otras provincias del país.

En Dicarina, líder en servicios de comercialización y logística en Panamá, Celsia instaló 1.333 paneles solares, con una capacidad de 360 kWp, en 3,800 metros cuadrados de cubiertas en uno de sus principales centros de distribución, el cual se convierte en el primero de la empresa en contar con energía renovable. Con la energía generada se atenderá el 51% de su producción y dejará de emitir 152 toneladas al año de CO2.

Alfredo Argueta, CEO de Dicarina, expresó: «Es un honor y una responsabilidad para nosotros, liderar con el ejemplo proyectos de esta magnitud. Nuestro compromiso con el medio ambiente nos lleva a tener una economía sostenible, que genere valor a la sociedad».

Panamá

El diseño, inversión de capital e instalación de los sistemas de autogeneración solar fue realizada por Celsia, que a su vez es la responsable del mantenimiento y operación de los proyectos en los próximos años.

«Celsia sigue creciendo su presencia en Centro América y consolidándose como desarrollador de proyectos solares en Panamá, Costa Rica y Honduras. Nos sentimos muy orgullos que estas dos grandes empresas de Panamá hayan confiado en nosotros. Esta es una apuesta a la nueva era de la energía», comenta Javier Gutiérrez, líder de Celsia Centroamérica.

Gutierrez, además señaló que actualmente estas soluciones fotovoltaicas, representan beneficios significativos para las empresas.  Por ejemplo, desde la perspectiva ambiental estas empresas logran reducir la huella de carbono.

Los paneles solares ayudan a disminuir la temperatura sobre los techos, beneficiando de manera directa la sensación térmica dentro de los inmuebles, y reduciendo, en consecuencia, el uso del aire acondicionado. De igual forma les permite a dichas empresas optar por créditos de carbono y certificaciones por ser eco-amigable.

Algunos datos de Celsia en Centro América

Tiene presencia en Panamá, Costa Rica y Honduras.
Cuenta con una central eólica en Costa Rica de 49,5 MW.
Desarrolló dos granjas solares a gran escala en Honduras y Panamá y 21 proyectos para empresas.
En Panamá, avanza en un 95% en el proyecto Celsia Solar Prudencia, de 9,69 MW, cuya energía equivale al consumo de 4.000 hogares.
Está desarrollando el primer proyecto masivo de techos solares a nivel residencial en Panamá, ya van 157 viviendas de 350.
En Panamá se encuentran 3 de las 22 centrales hídricas de la compañía.
En el primer trimestre de 2021 Centroamérica representó el 12,5% de los ingresos de Celsia.

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GoodWe disertará sobre innovaciones en electrónica de potencia y almacenamiento energético en Latam Future Energy

“Donde brilla el sol, ahí está GoodWe”. Este fabricante de inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía líder en el mundo participará como Platinum Partner de un nuevo evento de Latam Future Energy. 

Se trata del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit” organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam. 

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No te pierdas las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

REGISTRO SIN COSTO

Allí, conocerás todo lo que tiene que decir el galardonado por Wood Mackenzie como productor de inversores de almacenamiento número 1 a nivel mundial en 2020: GoodWe.

Entre sus referentes para la región, asistirá Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe. No te pierdas sus declaraciones en vivo durante una entrevista destacada que ofrecerá durante la primera jornada: 7 de julio a las 10 am (GMT-5).

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Covid-19 en la industria energética: ¿Cuáles son los protocolos para cuidar al personal y no detener la producción?

La pandemia del Covid-19 atravesó todos los ámbitos de la vida, incluyendo las actividades económicas vinculadas con la generación de energía. Ese desafío obligó a que industrias como la minería se adaptaran a la nueva normalidad, cambiando la forma de trabajo para lograr que las operaciones continuaran, sin poner en riesgo ni la salud ni la fuente laboral de las personas vinculadas a la actividad.

Los protocolos de seguridad en las minas tuvieron que ser muy estrictos, ya que, un caso positivo en la altura significa el fin de la operación y, por lo tanto, corre riesgo no solo el negocio sino la salud de varias personas. En un trabajo de exploración, se emplean alrededor de 100 personas que rotan cada 28 días, por lo que, para que la operación sea exitosa, se deben implementar de manera estricta los protocolos de seguridad que se han determinado para poner frente a la Covid-19.

El servicio de Emergencias

¿Cómo es el protocolo de seguridad para cuidar al personal y no detener la producción? Un caso de éxito es el servicio brindado por Emergencias, uno de los más importantes proveedores de servicios de salud tanto en la industria minera como en la hidrocarburífera.

El protocolo de seguridad de la firma dispone que haya siete días de aislamiento antes de que la acción se traslade al pozo minero. Dicho lugar está especialmente acondicionado con espacios de esparcimiento, buena alimentación y servicios preventivos con controles diarios de temperatura.

“Cuando nuestro cliente nos confió la salud de sus colaboradores en campo, le propusimos un protocolo estricto y eficiente para evitar contagios de COVID, tanto para los empleados como para proveedores y contratistas. Por eso les propusimos un esquema de aislamiento previo del personal, que es fundamental ya que es el espacio donde podemos detectar casos sospechosos o confirmados y actuar en consecuencia”, explica el doctor Bárbaro Donet, Gerente Médico de la división Oil&Gas de Emergencias.

Testeos

Al final de la semana de aislamiento previa al ascenso a la mina, se realiza un test de PCR, cuyos resultados negativos habilitan al personal a trasladarse durante 21 días a 4.000 metros de altura para llevar a cabo sus actividades relacionadas con la minería. Actualmente Emergencias está empezando a implementar un nuevo test de amplificación isotérmica, que permite obtener resultados en 10 minutos con la eficiencia del PCR, lo que permitiría optimizar más el tiempo de producción.

“Durante esa semana, dividimos a las personas en distintas cabañas, que representan burbujas que nos garantizan el control de la situación. Si aparece algún síntoma en una burbuja, nos permite trabajar en ese grupo y no en todo el personal”, detalla Donet, quien supervisa a diario la implementación de estos protocolos. Una vez finalizado el período de trabajo, todo el equipo se testea nuevamente y baja de la mina evitando el cruce con el grupo que los reemplazada en la altura y que está realizando el aislamiento previo.

“Nuestro propósito es cuidar la salud de las personas y que las empresas puedan sostener su producción de manera segura. Con nuestros 40 años de experiencia en el mundo de la salud, logramos trasladar nuestros conocimientos de salud prehospitalaria a la industria minera y petrolera, que tiene sus particularidades distintas, por ejemplo, al servicio que brindamos en las ciudades”, concluye Donet.

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Alianza de gigantes por el Litio

Victor Delbuono

Schlumberger New Energy (SNE), la nueva división de la mayor empresa de servicios petroleros del mundo y Panasonic Energy of North America, la división norteamericana de Panasonic Corporation, anunciaron el último 10 de junio la firma de un acuerdo de cooperación. El acuerdo implica la validación y optimización de un proceso innovador de extracción y producción de litio que utilizará SNE en su planta piloto de NeoLith Energy en Nevada. Esta cooperación busca satisfacer el aumento esperado en la demanda de litio a medida que el mercado de vehículos eléctricos (EVs) despega en todo el mundo.

El enfoque sostenible de NeoLith Energy utiliza un proceso diferencial de extracción directa de litio (DLE por sus siglas en inglés) para producir material de litio grado batería de alta pureza, reduciendo el tiempo de producción de más de un año a semanas. De acuerdo al press release de las compañías, este proceso contrasta con los métodos evaporativos convencionales para producir litio, al poseer una huella física y de consumo de agua significativamente menor. El proyecto, actualmente en fase piloto, propone bombear salmuera del subsuelo, extraer más del 90% del litio disuelto y retornar más del 85% de la salmuera de regreso de una manera ambientalmente segura. El objetivo final es eliminar la necesidad de agua dulce de una fuente externa y reducir el impacto ambiental.

Fotografía: 2013 Tomohiro Ohsumi/Bloomberg

Panasonic proporcionará la optimización de la calidad grado de batería del litio que requiere para sus celdas. Situada en Clayton Valley, Nevada, la planta piloto de NeoLith Energy está a solo 320 km de la planta de baterías de Panasonic, en la ciudad de Sparks. Esta última planta se encuentra integrada en la Gigafactory de Tesla, ya que Panasonic provee los packs de celdas de cada vehículo de la marca de Elon Musk.

Fuente: Press Release Schlumberger New Energy (SNE)

Como empresa de tecnología global y líder en baterías de iones de litio, Panasonic tiene un historial comprobado en innovación y soluciones avanzadas para la industria automotriz. Allan Swan, presidente de Panasonic Energy of North America, manifestó: “Panasonic tiene un compromiso de larga data en contribuir a la sociedad y aumentar la sostenibilidad en la cadena de suministro mientras trabajamos para producir las baterías más seguras, de la más alta calidad y más asequibles del mundo como prioridad crítica”, “Esperamos trabajar con Schlumberger New Energy para lograr nuestra visión de avanzar en el área de las baterías de iones de litio y acelerar la transición hacia las energías limpias”.

Además de NeoLith Energy como división especializada en Litio, Schlumberger ha creado Genvia para la producción de hidrógeno; una división CCS (carbon capture and storage) para capturar carbono de la industria asociada y almacenarlo en el subsuelo; GeoFrame Energy, para desarrollar proyectos geotérmicos en el mundo y Celsius Energy en el mundo de la calefacción y refrigeración de edificios, otro sector importante para la gestión de emisiones.

¿Que implica la firma de este acuerdo para los países del triángulo del litio sudamericano?

En primer lugar, no se debe perder de vista que Nevada, precisamente en el salar de Silver Peak, fue el Estado que vio nacer el aprovechamiento de salmueras para la extracción de litio en la década del ’60. Foote Mineral Company dio origen al método de evaporación de salmuera en el Clayton Valley que entre la década del ’80 y ’90 se extendió a Chile y Argentina. Foote y la tecnología han pasado de manos: Chemetall, Rockwood y Albemarle que actualmente opera en el Salar de Atacama en el país vecino. Silver Peak es la única operación de litio de los Estados Unidos que se ha mantenido activa hasta hoy, aunque a una menor escala que en los salares sudamericanos.

De acuerdo al Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS), el país depende en más del 50% de importaciones para abastecer sus requerimientos domésticos de litio, pero esa historia podría revertirse en el corto o mediano plazo. La revolución del shale oil y shale gas permitió revertir la dependencia de petróleo extranjero en poco más de una década convirtiendo a Estados Unidos en el primer productor mundial en sendos hidrocarburos y un exportador neto de energía. De la misma manera que con los recursos no convencionales, la tecnología (y los capitales) podrían ponerse al servicio de recursos de menor calidad para convertir a Nevada en el nuevo epicentro del litio.

Fuente: Obaya, Céspedes (Cepal 2021) en base a USGS

Así como el boom del litio de los últimos cinco años fue capitalizado principalmente por Australia y China (8,5 de cada 10 nuevas toneladas puestas en el mercado entre 2016 y 2020 provinieron de estos países, casi 6 solo de Australia), el nuevo crecimiento de la demanda puede ser provisto por fuentes alternativas a los salares sudamericanos, de continuar las oscilaciones en las políticas del triángulo. Es bien sabido que el litio es un recurso abundante en el mundo y si los tres países no logran aprovechar oportunamente el crecimiento de la demanda previsto, el litio será, una vez más, provisto extramuros… o extratriángulo.

Nevada, como se señaló previamente, vio nacer al método de producción evaporítico, pero además ha concentrado una buena parte de los presupuestos exploratorios relacionados al litio en los últimos 3 años. LithiumAmericas, sin ir más lejos, ha desinvertido en el proyecto Cauchari-Olaroz en Jujuy, al vender participación a Ganfeng, para redireccionar recursos al proyecto Thacker Pass en Nevada que obtuvo la aprobación ambiental en enero pasado. Pure Energy Minerals es el proyecto con las pertenencias más cercanas al salar de Silver Peak y es el que ha sido seleccionado por Schlumberger para probar el método DLE.

Lo potente de la alianza radica en la espalda financiera de Schlumberger y Panasonic que en 2019 reportaron ingresos brutos que rondan en conjunto los U$S 105.000 millones. Esta suma equivale a 2,5 veces el PIB de Bolivia para el mismo año, más de un tercio del PIB chileno y casi un cuarto del PIB argentino.

Proyectos cercanos a la operación Silver Peak de Albermarle

Fuente: PEA Pure Energy Minerals y Prefactibilidad Cypress Development Corp.

Varias cuencas de sedimentos clásticos con evidencia de actividades volcánicas caracterizan al Estado de Nevada, lo que favorece el hallazgo de trazas y ocurrencias de litio en depósitos de diferente tipo (salmueras, arcillas, geotermales). Si bien estos recursos pueden no tener la calidad o las leyes minerales medias de los salares del triángulo, hay otro factor determinante que es la seguridad de abastecimiento y la institucionalidad del marco donde opera la actividad. A abril 2021 se registran 8675 pedimentos activos por litio en Nevada y además de Clayton Valley otras 21 cuencas con exploración presente o histórica en busca del mineral.

Resultados 2020 en jurisdicciones seleccionadas Mining Survey Fraser Institute

Fuente: Fraser Institute 2021

Nevada ha otorgado un paquete de estímulos fiscales de U$S 1.300 millones a Tesla para la instalación de la Gigafactory. En materia de actividad minera, el valor de la producción estadual del 2020 superó los U$S 9.000 millones, más de tres veces las exportaciones minerales de la Argentina. En el último informe del instituto Fraser, lanzado en febrero 2021, sobre la competitividad para la atracción de inversiones, el Estado de Nevada se ha ubicado en el 1° lugar entre las 77 jurisdicciones evaluadas en el mundo. El índice está compuesto en un 60% por el potencial geológico y un 40% por la percepción acerca de la política y el marco normativo en torno a la actividad. Este 40% es el que fácilmente puede convertirse en 100% en algunas jurisdicciones, cuando de él depende decidir o no una inversión a largo plazo.

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Mobil lanza el “CLUB MOBILTM INDUSTRIAL” con la mirada puesta en brindar soporte a las demandas de los profesionales del sector

Para todos los profesionales de la industria,Mobil lanza elClub MobilTM Industrial, un espacio virtual y exclusivo para evacuar consultas técnicas, capacitarse e indagar acerca de todo lo nuevo en tecnología e innovación de lubricantes.

De esta manera, a partir de entender las nuevas necesidades que surgen del cambiante contexto, este canal acercará las más actualizadas técnicas para incrementar el valor agregado entregado a los clientes de los distintos segmentos de producción y continuar brindando el más alto nivel de asesoramiento posible. 

En https://ar.moovelub.com/mobil/clubindustria/, los profesionales podrán registrarse, suscribirse al newsletter con novedades de la empresa y acceder a:

·         Información exclusiva con contenidos especiales y material relevante de cada industria.

·         Servicio de Ingeniería: la posibilidad de establecer contacto directo con expertos en lubricación de Mobil para plantear, consultar y/o conocer más sobre los productos de la marca.

·         Tecnología: acceso a todo el portafolio de productos disponibles en el mercado.

Este es un paso más de Mobil en pos de continuar reforzando su alianza con los profesionales a cargo de la gestión de equipos y procesos industriales con el objetivo de transmitir su know-how, soporte técnico y experiencias que contribuyan a la profesionalización del sector.

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«Nuestros productos apuntan a eliminar los efectos Perjudiciales de los microorganismos»

Mediante la división de negocios de Microbial Control, la empresa IFF, corporación estadounidense dedicada a la producción de cosméticos y perfumería, desembarca en el mercado de la energía ofreciendo un diverso porfolio de soluciones vinculadas a los biocidas, que permiten realizar evaluaciones del grado de contaminación microbiológica.
Las soluciones que ofrece IFF incluyen puntos de aplicación, frecuencia, cantidad y tipos de productos a utilizar, además de continuar evaluando periódicamente la zona. Para realizar estas actividades, la compañía cuenta con especialistas en Argentina, Brasil y en todas las regiones del mundo que trabajan coordinadamente. De este modo, Microbial Control se ha convertido en una empresa líder en su segmento, a partir de décadas de acumulación de aprendizajes. 

Silvia Bulla, presidenta de Danisco Argentina y directora de IFF

«Nuestros productos ofrecen soluciones en todos aquellos segmentos donde hay sospechas de presencia de microorganismos perjudiciales, ya que estos pueden afectar tanto las instalaciones de superficie (integridad) como las de pozos productores o inyectores», señala a TRAMA Silvia Bulla, presidenta de Danisco Argentina y Directora de IFF. Bulla enumera una serie de problemas que pueden generar los microorganismos indeseables. «Por un lado, están los problemas de corrosión, que derivan en pinchaduras y producen, por lo tanto, una corrosión localizada. A su vez, generan reducción del flujo de inyección de aguas en procesos de recuperación secundaria por la formación de biopelículas.
Y por último provocan el agriamiento de los pozos por la excesiva formación de sulfuro de hierro. 

¿Cuáles son las soluciones que ofrece IFF frente a este tipo de problemas?

Nuestros productos, cuando se aplican en la forma y dosis que recomendamos, van a contribuir a la minimización y eventual eliminación de estos problemas. Se pueden utilizar en todos los tipos de producción convencional. En la primaria, aplicados en la perforación. En la secundaria, durante la perforación, completación y en forma recurrente en el agua de inyección.
Y en la terciaria EOR, en el agua de inyección para proteger la formación del gel y las instalaciones. Con respecto a las operaciones no convencionales, nuestros productos se utilizan en la perforación y en cada una de las etapas de fractura hidráulicas para lograr una protección a largo plazo. Fuera de la producción en el upstream, también ofrecemos una gama de productos dedicados a la protección de los combustibles líquidos (diesel, naftas, biocombustibles), a evitar la aparición de problemas en los tanques de contención de las estaciones o subestaciones y eventualmente en los vehículos.

La estimulación hidráulica de pozos en campos no convencionales es una de las técnicas más cuestionadas por sectores ambientalistas. ¿Qué tipo de soluciones o procesos se pueden incorporar para optimizar esa instancia de fractura de la roca?

Actualmente, la industria de fracking está constituida de manera de cumplir con las medidas de protección ambiental. En las aguas, que es donde se aplican nuestros productos, está demostrado que cuando estos químicos se utilizan tal como los recomendamos, la afectación a la biodiversidad (en caso de accidentes) es nula.

Como líder con amplia trayectoria en el sector de energía y derivados petroquímicos, ¿qué desafíos prioritarios considera que enfrenta la industria a nivel global?

El mercado energético global está cambiando. La matriz energética global gradualmente está incorporando cada vez más fuentes de energías alternativas, tales como renovables
o no derivados de fósiles. Más allá de esto, el mundo aún depende fuertemente de más de un 70% del total en energías de fuentes fósiles. La industria de Oil & Gas enfrenta el gran reto de abordar la inestabilidad de demanda en estos tiempos de pandemia. Y más específicamente hablando de Argentina, el reto es lograr la independencia energética, consolidar la posibilidad de licuefacción de gas para exportar e incrementar la productividad de campos maduros.

¿Cómo afectó la pandemia a la agenda del sector?

Como en todo el mundo, la pandemia derivó en niveles mínimos de demanda de combustibles, lo que llevó a que el precio del barril de petróleo equivalente se desplomara; como consecuencia de ello, muchas de las empresas operadoras debieron cerrar temporalmente algunos de sus pozos. Esto hizo que los microorganismos encontraran una condición favorable para su reproducción y desarrollo dentro del pozo cerrado. Ahora que muchos de esos pozos se han reabierto y ante la proliferación de estos «habitantes indeseables», una vez más estamos acompañando a las empresas para solucionar los problemas causados.

La industria de hidrocarburos y derivados, y la de energía en general, tuvo históricamente un liderazgo marcadamente masculino. ¿Se registra algún cambio en esa tendencia? ¿Cuáles son las perspectivas a mediano plazo en pos de lograr una mayor participación de mujeres en los altos cargos de las compañías?

Sí, es cierto que desde siempre esta industria se caracterizó por un fuerte liderazgo masculino. Sin embargo, y lo celebro, de un tiempo a esta parte, y como en todos los ámbitos,  las mujeres van avanzando en la obtención de oportunidades, inclusión y reconocimiento. En algunos casos puede ser más lenta, pero hoy más mujeres se interesan por puestos en esta industria, tanto para posiciones de operaciones como de servicios y en todos los niveles. Creo también que hay mucho para avanzar en la brecha específica entre el management medio y los puestos de liderazgo. En mi caso, tengo un compromiso personal con los temas vinculados a la diversidad en el sentido más amplio. En relación con las mujeres, vemos pasos importantes en algunas empresas en cuanto a las políticas de género. Creo que debemos seguir avanzando en las oportunidades laborales.
Hay mujeres con la pasión por este mercado específico, profesionales muy sólidas que requieren ser consideradas. Hay que tener la convicción de darles la oportunidad y de incorporarlas. Pero al mismo tiempo ser estratégicos para fomentar la educación básica y estimular a más mujeres a que se incorporen a carreras afines al mercado del petróleo.   

¿Observa que en las empresas está la intención de incorporar a las mujeres a los mandos de decisión?

Actualmente, ya son muchas las empresas que están incluyendo en sus mesas de diálogo y entrenamientos los temas de diversidad e inclusión, por lo tanto «el norte está claro». Mi deseo es que no solo se trate de palabras, de compromisos escritos sino de realidades tangibles que permitan en poco tiempo demostrar que las capacidades y habilidades son absolutamente independientes del género, la elección o la identidad. ×

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La nueva joya de Axion Energy: cómo es la torre fraccionadora que se instalará en la refinería de Campana

La megaobra que Axion Energy impuso en su refinería de Campana podría explicarse a través de números. Pero ni así sería suficiente para describir la magnitud del desarrollo. En el marco de la modernización de la planta, la unidad de craqueo catalítico recibió la nueva torre fraccionadora, construida en la ciudad santafesina de Esperanza cuyos operarios sumaron 17.000 horas de trabajo solo para esta obra. El traslado de la estructura fue de película: incluyó el levantamiento de puentes peatonales, la elevación de cables y la interrupción del tránsito por varios tramos durante el trayecto.

La estructura, manufacturada por la empresa Sica, uno de los mayores grupos fabricantes de metalmecánica en Argentina, tendrá 45 metros de altura, 5,5 metros de diámetro y un peso de 134 toneladas que se incrementa a casi 155 con el agregado de las escaleras y sus plataformas internas. Recorrer los 423 kilómetros entre Santa Fe y Buenos Aires requirió más de una semana.

Mario Valenti, gerente general de Sica

Para explicar de qué se trata esta unidad de craqueo catalítico y cómo fue su construcción y traslado, dialogaron con TRAMA el gerente general de Sica, Mario Valenti, y el CEO de CSM Grupo Román, Fabián Lena.

¿En qué consiste esta unidad estratégica? ¿Cómo surgió el proyecto y cuánto tardaron en fabricarlo?

—Mario Valenti (MV): Axion empezó a presupuestar esta provisión a fines de 2019 y básicamente cotizamos todo sin prever la pandemia. Tomamos el trabajo la primera semana de marzo de 2020 cuando apenas se hablaba de cómo podía impactar este tema en el mundo. Teníamos un preplanning para la implementación de esta torre voluminosa, construida una parte en acero de carbono y otra en acero aleado. Como este material no se fabrica en Argentina, teníamos prevista una provisión del exterior, pero con el arribo del COVID, apenas pasados 15 días de haber tomado el negocio, tuvimos que reformular completamente todo. El 100% del proyecto estuvo atravesado por este tema y fue un desafío importante.

Planificaron la obra antes de la pandemia, la crisis sanitaria avanzó y en 2020 se aplicaron una serie de duras restricciones que fijó el gobierno nacional para disminuir la circulación de personas. ¿Cómo fue esa primera gestión remota del proyecto?

MV: La preplanificación supone, de manera macro, establecer puntos en los cuales se debe contar con información, diseño y abastecimiento de materiales para asegurar el aprovisionamiento de la torre al cliente en el tiempo estipulado. Todo se hace de manera macro. Pero aun habiendo definido esos hitos en términos básicos, la presencia de la pandemia modificó todo de manera sustancial. Primero porque los proveedores del exterior plantearon los compromisos de una manera diferenciada de la que habíamos previsto originalmente. La planta que nos iba a dar acero aleado tuvo una demora por los esquemas de producción reformulados y eso suponía un atraso importante en el proyecto. Con lo cual tuvimos que traer el material en aéreo, que es algo inusual porque siempre se usa la vía marítima. Por supuesto que esto supuso un montón de inconvenientes adicionales porque la mecánica y la frecuencia aérea también se vieron modificadas. Cada semana reformulábamos los cronogramas para asegurar la entrega.

¿Qué datos permiten entender lo dificultoso que resulta llevar adelante un proceso de estas características?

—Fabián Lena (FL): Somos una empresa de ingeniería. Con nuestra grúa de 600 toneladas vamos a hacer el montaje de la torre dentro de Axion y estamos participando de la parada de planta. Junto con Sica somos empresas nacionales con mucho equipamiento, mucha inversión y actualización. Hay que tener mucha garra para ser accionista en un país como Argentina. La familia Román la tiene y en ese sentido me siento identificado. Además, hay que tener personal de muchos años, porque esto no se enseña en la facultad. La base ingenieril debe existir, pero hay que vivirlo en la práctica. En los ciclos de baja, es fundamental bancar a toda esa gente que tiene un valor enorme y que no se forma de un día para el otro. También es importante la experiencia, hace 60 años que nos dedicamos a esto y somos pioneros. La ingeniería es crucial pero tiene poca prensa.

En pandemia, los plazos para conseguir permisos se extendieron mucho más. ¿Fue un proceso dificultoso en ese sentido?

FL: Sí, se dificulta mucho. Requiere mucha experiencia previa, porque uno ya tiene esa networking aceitada y cuando la situación se pone difícil la experiencia acumulada nos permite mostrarnos con un factor diferencial en el mercado. No es algo que pueda hacer cualquiera.

Fabián Lena CEO de CSM Grupo Román

Los números del megaproyecto

La ingeniería aplicada para el transporte de la torre requirió una planificación de seis meses. Lena narró que debieron elevarse alrededor de «400 cables, puentes e ingresos a ciudades. Hay por lo menos 15 entes involucrados, compañías regionales de electricidad, de telefonía, de cable, policía, municipios, provincias».

Para ello se establecieron dos logísticas para un mismo operativo. En primer lugar, la apertura de los puentes anteriormente mencionada junto a una comunicación eficiente para conocer la ubicación exacta en el paso de los camiones. Luego, una logística de apoyo con un equipamiento específico de grúas de 70, 90 y 200 toneladas. También hidrogrúas y camionetas que precisaron el accionar de alrededor de 30 personas.

«En cuanto al personal que está en la operación hay dos camiones con choferes, que son sumamente profesionales y tienen una capacitación enorme para tirar un tráiler especial con las 140 toneladas de la torre. Luego se requiere la supervisión que comanda dos especialidades:
la del transporte y la de la hidráulica. Estos tráilers son de suspensión hidráulica, lo que permite que el peso se distribuya de manera uniforme a todos los ejes y de esa manera la carga es más estable
y se evita que se rompa la ruta por exceso de carga», detalló Lena.

En relación con la construcción, Valenti precisó que la estructura «se fabricó 100% en nuestra planta de Esperanza. Cambiamos muchas lógicas de construcción e hicimos lo posible para ser flexibles. Se hizo el relevo de partes de la torre que tenían 17 metros de longitud por 4,5 metros de diámetro, con lo cual tuvimos que reformar nuestro horno de tratamiento técnico y hacer un trabajo extraordinario de adaptación, pero lo logramos.
La construcción de la torre requirió alrededor de 17.000 horas de trabajo de mano de obra directa.
Lo hicimos con ingeniería propia y el apoyo de algunas provisiones de ingeniería global. El resto fue alinearnos con lo que demandaba este proyecto».

También mencionó que la planificación del suministro generó cierta dificultad. Algunos materiales como los alambres de soldadura especiales se fabrican a pedido y debieron importarse. «En algún momento trabajaron unas 20 personas en simultáneo, soldando por fuera, por dentro, colocando accesorios. Siempre en un ámbito controlado y seguro. La torre tiene 134 toneladas de peso en transporte con 45 metros de longitud y 5,5 metros de diámetro. Realmente hay que tener piso para soportar ese peso», reveló Valenti.

La torre se sostiene sobre dos apoyos por su funcionalidad. «Yo creo que dificultades hay siempre, pero si existe un espíritu de superación, los problemas se solucionan», completó al respecto.

La parada de planta de Axion está prevista para septiembre/octubre. ¿En qué fase de desarrollo está Román?

FL: En este momento tenemos nuestra grúa instalada. Arrancamos con la parada de planta en febrero con toda una serie de preparativos y equipamiento, y ahora estamos en fase de montar la torre. El gran desafío para nosotros en este momento es ser más eficientes. Sica nos desafió mucho en términos de reducir los tiempos de proceso, de ser eficientes en todas las etapas del operativo. Otro objetivo tiene que ver con sumar digitalización, y no me refiero a incorporar sistemas por incorporar. Las empresas de ingeniería son muy papeleras, tenemos que trabajar en digitalización para que la información entre por un lado y los reportes salgan por otro sin interferencias. Es fundamental mantener los equipos de trabajo porque esto no se entiende en la facultad o la escuela técnica. No nos podemos dar el lujo de perder todo ese know-how.

A la hora de encarar el proyecto de ampliación de la refinería, ¿la empresa tuvo que reforzar determinada área y gestionar un grupo abocado a ese proyecto o pudieron lograrlo con la estructura habitual?

FL: Trabajamos con nuestros equipos, con gente con la que contamos hace años. Asignamos líderes de proyecto para que trabajen desde etapas bien tempranas en el asesoramiento, con el fin de mostrar las ventajas de tal o cual fabricación o proceso. Justamente por eso hablo de bancar a la gente, porque en este rubro no podés salir al mercado a buscar personas especializadas. Tenemos ingenieros mecánicos y civiles pero que se especializaron durante años en este tipo de movimientos. Es interesante la convivencia de varias generaciones: algunos se jubilaron pero aún quieren estar con nosotros en algunos proyectos específicos y transfieren experiencia a las nuevas generaciones. Los más jóvenes aportan una formación universitaria que antes no era tan común; aportan nuevas tecnologías, son nativos digitales.

Las claves del futuro

El grupo CSM posee una buena lectura en materia de grandes proyectos. ¿Qué escenario ve que se puede trazar en los próximos 18/24 meses en lo concerniente a grandes proyectos de infraestructura?

FL: Tenemos participación en casi todos los sectores: en minería, petróleo, refinerías, ingeniería, grandes industrias y hoy vemos que no están apareciendo los grandes proyectos. Tampoco hay un sector que esté más pujante que otro. Si bien existen proyectos de mantenimiento, la energía está a la espera de la estrategia del país. Sica realizó una gran inversión para hacer provisión local de torres y finalmente ese mercado se desinfló. Es una pena porque estamos hablando de energía renovable, que es lo que el mundo está impulsando, y Argentina, en los últimos años, ha sido un jugador muy relevante en la región. 

Somos cautos. Lamentablemente estamos en una etapa de supervivencia, tratando de equilibrar las cuentas. Como argentinos sabemos que hay que sortear estas crisis. Si Argentina tuviera la posibilidad de poner los motores en marcha en cuanto a minería, petróleo, energía nuclear, energía renovable, industria pesada, etc., y si esto anduviera todo al mismo tiempo medianamente bien, no nos alcanzarían los recursos que tenemos. Es decir que con muy poco logramos dar laburo a muchísima gente. Ojalá el gobierno encuentre el rumbo porque podemos tener un futuro promisorio. Como ingeniero, lo que veo es insuficiente, pero soy naturalmente optimista y creo que es posible cambiar la realidad.

Sica es una empresa exponente de la metalmecánica, participa del sector de renovables y también tiene presencia en la industria de hidrocarburos. ¿Dónde ponen el foco actualmente?

MV: Hoy apuntamos a tener una mirada más amplia. Ahora estamos insertos en el ambiente minero con éxito y tenemos buenas oportunidades de toma de negocio; de hecho ya hemos tomado algo, pero también estamos haciendo evaluaciones internas para ser más eficientes y competitivos presupuestariamente. Queremos proponer plazos de entrega. Hoy por hoy la mayoría de los demandantes apuntan al precio, pero sobre todo al plazo. Intentamos ajustarnos a esas demandas de los pocos clientes que están solicitando provisiones. De lo contrario, es imposible sostener una estructura como la de Sica. Tenemos inversiones en marcha y las estamos pensando bien. Por suerte tenemos trabajo. En 2019 y 2020 nos impactó la suspensión de un cliente local que generó estrés pero esperamos que esos trabajos se reactiven. Nos van a dar un respiro. También, lógicamente, necesitamos políticas que permitan tener previsibilidad.

FL: Personalmente me interesa mostrar la Argentina de la ingeniería y el trabajo. No es fácil hacer una torre. La gente se acostumbra al doble clic pero agarrás el auto, pasás por un camino o un puente y no es un doble clic. Hay mucho conocimiento, mucho cálculo. Algunos se enojan porque los hacemos frenar un poquito en la ruta en lugar de admirarse por lo que está pasando en su país. ×

Pandemia, importaciones y otras vicisitudes de la «nave insignia» de Sica

La fabricación de la torre de destilación de alta complejidad será instalada en una refinería que buscará contar con la mayor conversión de combustibles en América Latina. La torre se estampa bajo el código ASME y requiere la intervención de la Asociación de Ingenieros Mecánicos de Estados Unidos, que tiene sus referentes locales y con quienes desde Sica lidiaron ante la imposibilidad de realizar las inspecciones de manera presencial.

«Tuvimos que recurrir a la virtualidad, a mecanismos que eran nuevos para nosotros en cuanto a frecuencia y formato. Fabricamos y diseñamos la torre a partir de intercambios muy fluidos con Axion y con Grupo Román para ver cómo transportarla. La concurrencia de un mecanismo de comunicación efectivo y eficiente también fue todo un desafío», relató Valenti.

El proyecto suponía unos 380 días de entrega y la demora fue más allá de lo previsto por lo impredecible de la pandemia. También por el abastecimiento de materiales que, casi en un 80%, llegaron desde el exterior. 

«A partir del momento en que nosotros tomamos esta provisión, fue un desafío hacerlo. Las características
de la producción, aun en desconocimiento de la pandemia, ya eran por sí mismas un verdadero desafío para la empresa. Al mismo tiempo, en Sica entramos en un proceso de ampliación de planta y sabíamos que una dificultad iba a ser la concurrencia de ampliación de nuestra planta con la necesidad de tener disponibilidad para hacer este trabajo. Lo cierto es que, en cuanto al agregado de valor y las necesidades de lucimiento de la empresa, estamos satisfechos», contó Valenti.

Y concluyó: «Atravesamos varias particularidades; por ejemplo, al momento de tomar el contrato, esta provisión tenía una definición de ingeniería básica muy estrecha. Entonces entendimos que teníamos que hacer un desarrollo de ingeniería en paralelo al proceso de producción. Y esto requería por parte de Sica y de todos los que intervinieron, especialmente Axion, un enlace muy cercano para resolver este problema. Axion, al tiempo que nos daba la posibilidad de hacer esta provisión, estaba desarrollando su ingeniería interna; por lo tanto, el proceso de desarrollo requirió mucha flexibilidad para adaptarnos a las necesidades de la empresa que nos contrató. Esto para nosotros ha sido una nave insignia. Creemos haber satisfecho las necesidades del cliente».

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Minería: Los desafíos de la tecnología de automatización para la próxima década

Australia es un país líder en el sector minero y en los últimos años desarrolló nuevas tecnologías de automatización digital para implementar en los procesos extractivos. Se trata de una “estrategia para avanzar en una minería segura, sustentable y competitiva”, según informó Australian Trade and Investment Commission (Austrade), la agencia de promoción del comercio internacional y atracción de inversiones del gobierno australiano.

En los próximos diez años, el uso de tecnologías de automatización en la minería se presentará en tres etapas: automatización de equipos, conexión de los equipos digitalizados e integración total de la cadena de valor.

El conocimiento y la experiencia de Australia le permitió crear un ecosistema de tecnologías competitivas en la industria extractiva”, comentó Sebastián Rendina, director de Desarrollo de Negocios de la Austrade. “En las últimas décadas el foco estuvo puesto en tener un marco adecuado para lograr esta visión, con una estrategia basada en fortalecer la colaboración entre la industria, el gobierno y la academia; crear y apoyar los clusters de automatización; impulsar la investigación y desarrollo y ampliar el ecosistema emprendedor”, añadió el ejecutivo de Austrade.

Procesos de automatización

Algunos ejemplos de tecnologías australianas aplicadas en las industrias extractivas pueden ser:

•           Algoritmos aplicados a datos geoespaciales para detectar y analizar mineral, y/o detectar impurezas.

•           Software de diseño inteligente, gemelos digitales con escenarios para informar la toma de decisiones en tiempo real.

•           Mantención predictiva para prevenir fallas en equipos.

•           Taladros autónomos que perforan áreas designadas utilizando sensores y GPS.

“Desde nuestro rol en Austrade buscamos asesorar y facilitar los procesos de comercialización e integración de tecnologías australianas en la Argentina. En este momento tenemos en nuestro portafolio una amplia gama de empresas que van desde optimización de perforación; tratamiento de aguas y gestión de relaves; hasta licencia social y cierre de minas”, finalizó Rendina.

Entre las empresas de Australia pioneras en innovación y desarrollo de tecnologías de automatización se encuentran:

•           Voconiq: Referente en gestión de licencia social para operar. Utilizando profundos conocimientos de investigación y soluciones tecnológicas, permiten construir relaciones más sólidas y provechosas, cambiando la forma en que la industria se relaciona con las comunidades en las que opera, generando mayor confianza y mitigando el riesgo corporativo.

•           RST Solutions: Lo más avanzado en tecnología de nano-polímeros para supresión de polvos y estabilización de caminos. RST presta servicios a una amplia gama de industrias que incluyen minería, obras civiles, canteras, ferrocarriles, transporte, plantaciones y agricultura.

•           RCT (Remote Control Technologies): Líder mundial en guiado inteligente y soluciones de automatización de control remoto para la industria minera. RCT ofrece soluciones completas de tecnología inteligente que incluyen investigación e innovación, fabricación, instalación, puesta en servicio, entrenamiento, suministro de repuestos y apoyo técnico.

•           MST (Mine Site Technologies): Fabrica, desarrolla e implementa soluciones integrables y estandarizadas de monitoreo y automatización. Mejora la seguridad y aumenta la productividad de activos en minería, túneles y construcción.

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«Después de la modernización, tenemos la refinería más tecnológica de Sudamérica»

Axion Energy, uno de los tres mayores jugadores del mercado local de combustibles, continúa con el proceso de construcción y puesta en marcha de su megaproyecto de modernización de su refinería ubicada en Campana, al norte de la provincia de Buenos Aires. La empresa prevé realizar una parada de planta de entre 44 y 50 días en el último cuatrimestre del año. El objetivo no solo es el mantenimiento general de las instalaciones. También, avanzar con el montaje y puesta en funcionamiento de nuevas unidades de destilación de combustibles. 

Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del mercado de hidrocarburos, controlante de Axion, inició en 2017 una megaobra de modernización –prácticamente una reconstrucción– de la refinería de Campana. Los trabajos ya insumieron 13 millones de horas/hombre y en los momentos críticos llegaron a trabajar 4.000 personas en la planta: 1.000 abocadas al funcionamiento regular de las instalaciones y 3.000 enroladas en la ampliación.

El llamado “Proyecto Expansión” implicó la instalación de una nueva unidad de coker con capacidad de 35.000 barriles diarios, un hidratador de combustibles, el montaje de una unidad de tratamiento de gases y recuperación de azufre, una planta de tratamiento de líquidos, una de hidrógeno, una torre de enfriamiento, cinco nuevos tanques de almacenamiento de combustibles y 16 de lubricantes. La operación requirió una inversión de u$s 1.500 millones y la contratación de 100 empresas de servicios locales e internacionales. 

Más capacidad de conversión 

Considerando que es la primera vez que se montan unidades modularizadas de refinación en el sector downstream local, Axion creó su propio departamento de ingeniería y capacitó a sus equipos de trabajo para llevar adelante la tarea. El proyecto permitió aumentar la capacidad de procesamiento a 95.000 barriles diarios y 2 millones de metros cúbicos de gasoil con ultra bajo contenido de azufre, lo que contribuye a mejorar la calidad de los combustibles. 

Seis años después, Axion Energy se está por embarcar, en medio de la segunda ola de la pandemia, en la gestión de una importante parada de planta que supondrá la apertura de la torre de destilación de crudo de la unidad principal, el montaje de la torre de destilación de la unidad de cracking catalítico fabricada por la metalúrgica SICA, los cambios de ciclones del reactor y el regenerador, y el reemplazo del horno en la unidad de reformación, entre otras obras. 

El gerente de Operación para el proceso de parada de planta de Axion, Nazareno Ferrero, explicó a TRAMA los detalles de ese proceso. Egresado de la carrera de Ingeniería de la Universidad Nacional del Litoral, luego se especializó en industria petroquímica y en administración de empresas. Ferrero trabajó durante más de tres años para la norteamericana ExxonMobil y desde 2012 ha ocupado importantes cargos en Axion Energy. Con solvencia y seguridad para expresarse, el directivo da cuenta de la complejidad y las particularidades del proyecto de infraestructura. 

El de Axion es un proyecto industrial de gran envergadura donde se invertirán más de u$s 1.500 millones en una refinería de alta complejidad. ¿Cómo se referencia a nivel regional? 

—Es la mayor inversión en el sector de refinación que se ha hecho en Argentina en los últimos 40 años. Las últimas grandes inversiones se realizaron por la década del 50 o 60, con las plantas de conversión que se desarrollaron a nivel mundial. Después, muchas de las refinerías adquirieron nuevas plantas e hicieron mejoras. Sin embargo, lo que quiero destacar del proyecto de Axion es la magnitud, porque se modernizó prácticamente la refinería completa, convirtiéndose en la más tecnológica de Sudamérica. 

«La fecha original siempre fue septiembre/octubre de 2021,
pero con el panorama COVID estamos evaluando
si es lo más conveniente.»

¿Cuál es el principal desafío que impulsa esta operación? 

—La refinería de Campana corre 90 KBD (miles de barriles de crudo por día). Es una planta chica en cuanto a volumen si se la compara con otras a nivel mundial. Pero es una refinería de alta complejidad porque es de alta conversión, es decir que podemos alimentar un crudo muy pesado o con mucho contenido en azufre y obtener productos de la calidad que especifica la legislación. Este proyecto viene a incrementar aún más ese grado de conversión, de limpieza de combustibles que tenemos en el proceso de fabricación haciendo uso de la última tecnología. Y más allá de cumplir con los estándares de calidad que nos fija la legislación, tenemos los más altos parámetros de seguridad de proceso, que es algo que está presente en primer plano. 

¿Qué procesos llevarán adelante concretamente?

—En primer lugar, la apertura de la torre de destilación de crudo de la unidad principal que trabaja de manera ininterrumpida por cinco o seis años. Evaluaremos potenciales reparaciones o cuestiones que puedan surgir, teniendo en cuenta que es un módulo primordial para garantizar la corrida de crudo cuando volvemos a arrancar. Luego tenemos trabajos muy grandes por hacer en la unidad de cracking catalítico: el reemplazo de la torre de destilación y los cambios de ciclones del reactor, el regenerador y los casquetes superiores. Además, en la unidad de reformación catalítica estamos suplantando el horno. Por supuesto, llevaremos adelante el mantenimiento general de las unidades. Cuando se para la planta, aprovechamos para hacer todo. Porque así funciona el negocio de los modelos continuos: cuando uno para, hace todo. Cabe destacar que va a estar impactada la totalidad de la refinería y esto es algo que se hace habitualmente cada cinco años. 

¿Cuánta gente va a estar involucrada?

—Es algo que está en proceso de definición. Calculamos en el orden de las 1.000/1.500 personas por día. Es un número enorme que requiere una gestión muy fina del recurso, sobre todo para evitar que el virus entre a la refinería.

¿Está definida la fecha de inicio?

—La fecha original siempre fue septiembre/octubre de 2021, pero con el panorama COVID estamos evaluando si es lo más conveniente. Aquí rigen las reglas del buen arte. Diciembre, por ejemplo, no es un mes adecuado para parar. Por lo tanto, habrá que ver si se confirma septiembre, si será noviembre o si pasamos al año que viene. 

Logística y pandemia

Dada la magnitud de los equipos y la envergadura de la modernización de la refinería, la logística y el transporte constituyen un proyecto en sí mismo. Cortar el tránsito vehicular, mover luces y cables de teléfono y televisión son solo algunas de las medidas esenciales que deben tomarse para trasladar, por ejemplo, una monumental estructura de 40 metros de altura y 135 toneladas desde la localidad de Esperanza en el centro de Santa Fe, donde se fabricó la nueva torre de destilación, hasta la refinería de Campana. 

Las empresas de servicio SICA y CSM (Román) se encargaron del armado y la logística de la torre de destilación de la unidad de cracking catalítico. ¿Cómo impacta un proyecto tan grande en la red de proveedores locales?

—Todo el equipamiento que utilizamos es de alta complejidad y tanto su diseño como su planificación requieren un alto nivel técnico. El traslado y montaje de la torre que mencionás es uno de los grandes trabajos de esta parada de planta. Para nosotros es un desafío contar con proveedores de calidad que nos permitan mantener los estándares con los que contamos en refinería. 

Realmente es un desafío porque, si bien en Argentina tenemos un montón de empresas contratistas con las que trabajamos habitualmente, cuando se trata de temas específicos muchas veces no queda otra opción que recurrir a proveedores del exterior que por la escala o complejidad requeridas suelen estar ubicados en los grandes polos petroleros del mundo. Entonces siempre que tenemos la posibilidad de trabajar con un proveedor local, de generar un acuerdo de trabajo que sea virtuoso para ambas partes; eso es muy bueno. Más allá del desarrollo de la economía local y del interés por mantener vivo el sector en el país, hace mucho más fácil una serie de procesos como la logística; trasladar una torre dentro de Argentina es más sencillo que hacerla cruzar el océano. 

La pandemia sigue causando dificultades e incertidumbre. ¿Cómo enfrentan las particularidades de este tiempo signado por la problemática sanitaria?

—El manejo de la operación en pandemia fue algo que el año pasado tuvimos que aprender sobre la marcha, como le pasó a todo el mundo. Nuestro desafío adicional se da porque el proceso es continuo y no puede parar. Esto requiere mucho trabajo en cuanto a los protocolos de salud y es importante tener siempre un plan B. Cuando se decretó la cuarentena reaccionamos rápidamente. Ocurrió que se cortó la demanda porque la gente dejó de consumir nafta y gasoil. La refinería, si bien se ve como una industria muy pesada y tradicional, a los fines de stock es just in time. Tenemos muy poco tiempo de stock de producto, con lo cual hubo que bajar la carga muy rápidamente. Un gran logro fue que no tuvimos que parar la refinería, pero no sucedió lo mismo con otras empresas que sí tuvieron que hacerlo. 

El año pasado aprendimos mucho y pusimos en marcha sistemas de detección temprana en la empresa; el departamento de salud estuvo trabajando muchísimo y del lado operativo cuidamos la dotación de operadores que mantienen viva la refinería. De cara a la parada que viene, nos estamos preparando con mucha planificación, confiando en el plan de vacunación a nivel nacional y con la esperanza de que todo va a mejorar a partir de los próximos meses. 

Es cuestión de prevenir y planificar…

—Vamos a evitar las grandes aglomeraciones de personas. Hay mucho protocolo en el manejo de espacios comunes. Tenemos que dividir a la gente y fijar una cuadrilla titular y una de back up. La clave consiste en gestionar los momentos en los que toda la gente está junta: la entrada, la salida, el horario de almuerzo y las actividades que mayor concentración generan en planta. Para eso la receta que tenemos es la planificación: ver posibles inconvenientes con antelación y prepararnos para sobrellevarlos. Actualmente, además de tener el diseño adecuado de instalaciones, contamos con todos los elementos de protección, seguridad e higiene personal. ×

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«Sería ideal contar con un plan de 10-20 años para que el sector pueda desarrollarse»

Pese a las dificultades que provocó la pandemia, Total Eren Argentina siguió adelante con sus proyectos y entre fines de 2020 y principios de este año logró poner en funcionamiento los parques eólicos Vientos Los Hércules y Malaspina. En diálogo con TRAMA, Martín Parodi, director general de Total Eren Argentina, conversó sobre las dificultades que enfrentaron al momento de finalizar ambos emprendimientos y sobre los nuevos desafíos que la empresa tiene por delante, tanto a nivel local como internacional. También cuestionó las restricciones cambiarias. «Al día de hoy, nos sigue afectando en varios sentidos: imposibilidad de constituir reservas en garantía en el exterior, que es uno de los requisitos de la financiación de este tipo de proyectos; imposibilidad de pagar capital de préstamos y servicios prestados por vinculadas, lo que afecta la estructura de inversión originalmente prevista por Total Eren al comenzar con los proyectos», remarcó. 

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En febrero pusieron en marcha el parque eólico Vientos Los Hércules en Santa Cruz y en noviembre del año pasado inauguraron Malaspina en Chubut. ¿Qué dificultades supuso avanzar con esos dos proyectos en medio de la pandemia?

—Las dificultades fueron varias y de distintos niveles. Durante cierto tiempo, las obras debieron ser suspendidas de manera total (con los costos y tiempos de desmovilización y movilización que ello implica) por el COVID-19, hasta que la construcción de proyectos de energía se declaró «actividad esencial» a nivel nacional. Después de ello, el trabajo se demoró por distintos motivos: necesidad de respetar el distanciamiento en el ambiente de trabajo, en las instalaciones, en los vehículos,
en los comedores, etc., en cumplimiento de nuestros protocolos de seguridad, lo cual implicaba menor cantidad de personal para realizar trabajos; restricciones para el ingreso de personal a las provincias y necesidad de «cuarentena obligatoria» en algunos casos; imposibilidad de traer profesionales del exterior, requeridos para el comisionado de los aerogeneradores, hasta que las fronteras, vuelos y permisos de trabajos fueron restablecidos; falta de hoteles abiertos para alojar personal; demoras en la fabricación y transporte de determinados equipos y componentes (tanto a nivel internacional como nacional) como consecuencia de fábricas cerradas u operativas con capacidad limitada. Todo esto hizo muy difícil al principio avanzar en los trabajos diarios en los parques, y más con algunos potenciales casos de contagio. En algunas ocasiones nos encontramos con trabajadores con síntomas compatibles con el virus, lo que nos llevó a accionar nuestro protocolo de seguridad y tener que desafectar y aislar de manera preventiva a dichas personas y sus contactos estrechos. En una oportunidad, tuvimos que desafectar a más de 20 personas por 14 días, ya que tres trabajadores tuvieron el virus. Y visto que no es fácil reemplazar rápidamente a las personas, los trabajos sufrieron demoras. Por suerte no hemos tenido ningún caso crítico, y creo que todos hemos aprendido una lección para el futuro y para nuevos proyectos.

Martín Parodi, director general de Total Eren Argentina

Ustedes también tuvieron que enfrentan dificultades en 2019 a raíz de la declaración de insolvencia financiera de la alemana Senvion, proveedora de turbinas eólicas, ¿cómo se solucionó ese inconveniente?

—Correcto. Dicha insolvencia fue traumática para los dos proyectos. No solo generó importantes demoras y sobrecostos, sino que también provocó una suspensión temporaria de nuestro financiamiento; y ello trajo, a su vez, nuevos problemas (o agravó los existentes). Pero esto no fue solo a nosotros, sino también a todos los subcontratistas que tenía Senvion, en muchos casos empresas locales pequeñas y medianas que sufrieron por la falta de pagos. En muchos casos, hasta se vieron obligados a parar los trabajos. El inconveniente fue superado (aunque nunca de manera total) «tomando control» del proyecto: Total Eren se convirtió en el «manager» de la construcción, se produjo una cesión de todos los proveedores y contratistas de Senvion a favor de los proyectos y se reestructuró nuestro financiamiento.

¿Qué otros proyectos de generación renovable tienen en carpeta para intentar concretar en Argentina?

—Total Eren está en la mira de oportunidades en Argentina; seguimos activos en este sentido. Se trata de proyectos a corto/mediano plazo y otros, a largo plazo. Algunos ya se encuentran en operación y otros son proyectos a desarrollar (los de más largo plazo), y siempre dentro de las energías renovables, que es nuestro principal foco. Nuestra estrategia como productora independiente de electricidad (IPP) es posicionarnos en proyectos de largo plazo y en Argentina vemos que hay una gran oportunidad, no solo por los tres proyectos que ya tenemos operativos sino por lo que vemos que se puede hacer en materia del mix energético del país.

¿Cómo afectan a la compañía las restricciones vigentes en el mercado cambiario? 

—Las restricciones cambiarias, cuando fueron dictadas en septiembre de 2019, causaron una suspensión temporaria de nuestro financiamiento y eso nos generó un retraso en la construcción de los proyectos, ya que no pudimos contar con los fondos del financiamiento para poder pagarles a nuestros subcontratistas. Después de más de 90 días, al dictarse algunas normas complementarias y renegociarse los contratos de financiación, pudimos reanudar el financiamiento. Al día de hoy, nos sigue afectando en varios sentidos: imposibilidad de constituir reservas en garantía en el exterior, que es uno de los requisitos de la financiación de este tipo de proyectos; imposibilidad de pagar capital de préstamos y servicios prestados por vinculadas, lo que afecta la estructura de inversión originalmente prevista por Total Eren al comenzar con los proyectos.

Vientos de Hércules fue un proyecto que llevaron adelante con la japonesa Mitsui, ¿la intención es seguir trabajando  con ellos aquí en el país?

—Sí, la verdad es que a pesar de todo lo que nos pasó en el proyecto, las dos empresas pudimos enfrentar todos los desafíos y llegar a terminar la construcción. De existir otras oportunidades que resulten atractivas para ellos y para nosotros en el país, estaríamos encantados de continuar trabajando juntos.

En la actualidad tienen unos 3.300 Mw activos de energía renovable en operación o en construcción en 18 países de Europa, América Latina, Asia y África, ¿en qué continente
se están expandiendo más rápido y por qué? 

—Actualmente nos estamos expandiendo mucho en Asia Central y en el sudeste asiático. Allí se han presentado oportunidades atractivas en un marco que permite inversiones a largo plazo y financiamiento de proyectos. En algunos países, como India y Filipinas, tenemos socios para poder explotar al máximo las oportunidades, y en otros, como Australia, actuamos solos, como también lo hemos hecho en Argentina. También estamos instalados en África. Seguimos muy de cerca los desarrollos en dicho continente y ya contamos con varios proyectos en Uganda, Burkina Faso y Egipto. En otros países nos encontramos en fase de desarrollo. En 2019 hemos ampliado nuestra presencia en Europa con la adquisición del Grupo NovEnergía, que tenía activos eólicos por más de 650 Mw en el sur de Europa.

Total Eren posee 190 Mw de capacidad solar en construcción en Chile y 300 Mw de plantas de energía solar y eólica en explotación o en construcción en Brasil. ¿Es más atractivo en la actualidad invertir en esos países que en Argentina?

—No necesariamente. Creemos que con un nuevo impulso a nivel local resultaría posible que Argentina compita con países como Brasil o Chile o cualquier otro país de Latinoamérica. Nuestro país es muy rico en recursos solares en el noroeste y eólicos en el sur, y todo ello lleva a que sea un país reconocido en materia de desarrollo de energías renovables. La diferencia con Chile fundamentalmente es que ellos comenzaron el desarrollo casi cinco años antes que nosotros y en este momento experimentan un gran auge en la construcción y el desarrollo de proyectos. En Argentina sería ideal contar con un plan de 10-20 años para que el sector pueda desarrollarse y madurar de manera eficiente, generar más puestos de trabajo y atraer más inversiones.

¿El foco de la compañía está puesto exclusivamente en proyectos solares y eólicos y pequeñas centrales hidroeléctricas, o también tienen en carpeta otro tipo de emprendimientos? 

—Nuestro foco actual son principalmente proyectos solares y eólicos de gran escala. A futuro nos gustaría poder incorporar otras tecnologías, de resultar estas viables. ×

El rol de Total Eren en las comunidades donde trabaja

Combo de becas y ayuda social

La empresa ayuda a otorgar becas a estudiantes de universidades y escuelas secundarias, ¿de qué tipo
de becas se trata? ¿A qué perfil de estudiante están dirigidas? 

—Hasta el momento hemos otorgado un total de 15 becas a estudiantes de todo el país, desde becas completas para Tecnicaturas en Energía Renovable hasta estímulos para estudiantes de escuelas secundarias de nuestras comunidades más cercanas. Hemos tenido más de 100 interesados en obtener una beca y hoy en día contamos con cinco becarios en la Universidad Nacional de San Luis que cursan la Tecnicatura en Energía Renovable, dos becarios en la Universidad Tecnológica de Puerto Madryn en su último año de la Tecnicatura en Mantenimiento Industrial, dos becarios en la Escuela 721 de Camarones en Chubut y cuatro becarios en el Programa EMAUS de Caritas en San Luis. A pesar de los desafíos de 2020, nuestros becarios pudieron mantener el ritmo de estudio y nos consolidamos juntos para seguir avanzando en este 2021, con miras a continuar otorgando becas a estudiantes y así seguir abriendo puertas a los jóvenes de nuestro país. Nuestros becarios son estudiantes con un brillante potencial académico y desenvoltura social, ponderados sobre la base del mérito y siguiendo un proceso de selección en el que no solo evaluamos sus calificaciones sino también el compromiso y, en el caso de las Tecnicaturas, la motivación hacia las energías renovables. Además, nos aliamos con las instituciones (la universidad, la escuela y las organizaciones sociales), creando un Comité de Selección heterogéneo e imparcial para evaluar los formularios de interés presentados por los potenciales futuros becarios y así garantizamos que el perfil de nuestros becarios corresponda con los criterios de selección.

También organizan actividades comunitarias para ayudar a reducir la brecha digital, brindar acceso al agua potable y la seguridad vial a nivel comunitario. ¿Por qué deciden involucrarse en este tipo de iniciativas?, ¿con qué actores las llevan adelante y en qué lugares?

—Para nosotros es fundamental que las comunidades en las que operamos puedan desarrollarse tanto a nivel social como económico, y procuramos ser parte del proceso, acompañando a nuestros vecinos a crecer constantemente. Nos adaptamos de manera distinta a cada lugar donde Total Eren cuenta con proyectos, dependiendo de las necesidades locales, de las oportunidades de desarrollo y de la interpretación de nuestros aliados comunitarios, con quienes trabajamos de forma mancomunada para poder generar el mayor impacto positivo posible. Principalmente hemos realizado actividades en nuestras zonas de influencia: Santa Cruz, Chubut y San Luis, en las demarcaciones de Pico Truncado, Koluel Kayke, Las Heras, Comodoro Rivadavia, Camarones y Ciudad y periferia de San Luis, pero también en Córdoba, Catamarca y Neuquén. Al abarcar varias y distintas comunidades, nos adaptamos a los escenarios sociales de cada actor. Así es como nos hemos involucrado en la instrumentación y refacción de la planta de ósmosis de Koluel Kayke para garantizar el acceso al agua potable, y también en la renovación del acceso a la comunidad para mejorar la seguridad vial, ya que el acceso se encuentra sobre una ruta altamente transitada. Al estar comprometidos con comunidades y realidades distintas, ponemos el foco en dialogar con nuestros vecinos y así es como también hemos realizado concursos de arte en escuelas, actividades de concientización medioambiental y sensibilización acerca de las energías renovables, colonias de verano para jóvenes, acompañamiento en jornadas comunitarias y festejos locales, talleres de cocina y carpintería, asistencia a comedores comunitarios, apoyo en tecnología y recursos para desarrollo de talleres de programación y diseño, puesta en valor de plazas comunitarias con implementación de infraestructuras lúdicas, plantaciones de árboles comunitarias, donaciones de paneles solares para garantizar acceso a energías limpias, soporte en distintas necesidades a actores clave de la comunidad (policía, bomberos, médicos, voluntarios), apoyo para poder garantizar la seguridad e higiene durante el COVID-19, entre otras actividades.
En total, hemos realizado más de 150 actividades comunitarias y participamos en más de 600 instancias de diálogo con nuestras comunidades. Y todo esto no es solo durante el período de construcción de nuestros proyectos, sino que lo seguimos haciendo ahora que ya estamos en la fase de operación, y nuestro compromiso como empresa es seguir apoyando las necesidades locales mientras Total Eren esté dentro de los proyectos, que esperemos se incrementen y así poder expandir todas estas iniciativas
a otras comunidades en el país.

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