Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2021

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Aggreko pone en marcha el mayor proyecto de generación híbrida del Cono Sur

La empresa de origen escocés y con presencia global viene llevando adelante una transición de fabricante a integrador de tecnología y acaba de firmar un contrato para abastecer de 25MW a la minera Gold Flields en el norte de Chile. La empresa de servicio de energía modular y móvil Aggreko firmó un contrato con la minera Gold Fields para proporcionar una solución híbrida de 25 MW de energía solar y térmica en la mina Salares Norte, ubicada en el departamento de Atacama, en el norte de Chile. La solución fue diseñada para abastecer de energía a toda la mina, que se encuentra […]

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La producción de YPF en Vaca Muerta creció 38% en los últimos ocho meses

La producción de YPF en sus áreas de la formación de Vaca Muerta creció 38% desde que la compañía retomó su actividad en los campos, en el marco de la pandemia de coronavirus, pero al mismo tiempo logró darle fuerte impulso a sus operaciones convencionales.

Así lo señalaron fuentes de la petrolera, al destacar que la compañía logró en la formación no convencional neuquina «aumentar la producción con mejor uso de los recursos» hasta alcanzar en enero de este año una producción total de 78.200 barriles día, la más alta desde que se retomaron las operaciones.

La producción de YPF en mayo pasado, en pleno aislamiento social obligatorio implementado por la pandemia, había retrocedido a niveles equivalentes a diciembre de 2018.

«De esta manera, en tan sólo ocho meses, YPF logra revertir la caída de la producción que generó la pandemia», destacaron las fuentes consultadas al explicar el proceso de recuperación de la productividad.

«Ahora, con una agresiva campaña de perforación basada en la eficiencia, YPF apunta a crecer durante 2021, duplicando la producción de gas y manteniendo un sostenido crecimiento en petróleo no convencional», agregaron las mismas fuentes.

Hoy la petrolera opera en la formación neuquina con un total de 41 equipos: 11 de perforación y 30 de terminación, pero a la vez al anunciar su plan de inversiones para 2021 que asciende US$ 2.700 millones, anticipó que destinará US$ 1300 millones al desarrollo del no convencional.

En enero YPF se posicionó como la principal operadora en Vaca Muerta, con 291 fracturas, con lo cual busca duplicar la producción de gas no convencional antes de mayo para cumplir con los compromisos del plan gas.

En la zona de gas ya operan siete equipos de perforación, un hecho que resulta más relevante si se tiene en cuenta que desde el tercer trimestre de 2019, YPF no tenía equipos en la zona de gas activos.

En la compañía se recuerda que YPF fue la empresa pionera en el desarrollo del no convencional en el país, y desde 2013 lleva invertidos más de US$ 9.000 millones.

En ese sentido, se explicó que el costo de desarrollo (que compara el costo con la cantidad de barriles que se pueden obtener) ronda los US$ 9 promedio en un pozo horizontal, mientras que el break-even de los proyectos de no convencional ronda los US$ 40 el barril.

Entre las inversiones que viene realizando la petrolera se destacan el desarrollo de infraestructura para el almacenaje, transporte y facilidades para la producción por más de US$ 3.600 millones: Planta de Tratamiento de Crudo (PTC), Planta de arena, Centrales Termoeléctricas.

Pero la empresa también enfocó sus esfuerzos en los pozos convencionales, que en declino de producción por su nivel de explotación comenzó a operar con nuevas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

En el despliegue de operaciones piloto, Manantiales Behr, el yacimiento más antiguo que opera YPF en Chubut, volvió a generar un récord de producción al superar los 3747 m3/d alcanzados en diciembre 2020, con un nivel en enero 2021 de 3.828 m3/d.

«La innovación y la tecnología permiten mejorar el factor de recuperación de petróleo en yacimientos como Manantiales Behr y en general en Cuenca del Golfo San Jorge», explicó la fuente de la compañía petrolera.

En ese sentido, es explicó que con la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (polímeros y surfactantes) se podría mejorar el factor de recuperación a más del 50%.

El uso de polímeros comenzó en 2015 con la puesta en marcha de un piloto en la zona Grimbeek, funcionando a pleno en servicio a partir de 2020 con cinco plantas modulares de inyección.

Este proyecto de YPF en Manantiales Behr es «un punto bisagra» en la historia de la recuperación de producción en la Cuenca, al utilizar infraestructura de superficie móvil que hace más eficiente el desarrollo de los mejores reservorios del subsuelo, se destaca en la empresa. Fuente: Telam.

 

Fuente: https://www-revistapetroquimica-com.cdn.ampproject.org/c/s/www.revistapetroquimica.com/la-produccion-de-ypf-en-vaca-muerta-crecio-38-en-los-ultimos-ocho-meses/amp/

 

 

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Comenzó a operar el parque eólico Chubut Norte IV de Genneia y Pae tras inversión de u$s 120 millones

Cuenta con la habilitación comercial de Cammesa para producir energía limpia dirigida a más de 130 mil hogares argentinos.  Con una inversión cercana a los u$s 120 millones y una potencia instalada de 83 megavatios, el Parque Eólico Chubut Norte IV  ya está en marcha, por lo que comenzó a generar energía limpia y sostenible hacia todo el país.

Situado en cercanías de Puerto Madryn, el parque eólico Chubut Norte IV cuenta con 19 aerogeneradores Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país y fueron instalados a lo largo de una superficie de 2.696 hectáreas.
El proyecto Chubut Norte IV cuenta con la habilitación comercial de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa)  para producir energía limpia dirigida a más de 130 mil hogares argentinos.
«Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia. El proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 de RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable», sostuvo Jorge Brito, presidente de Genneia.
La construcción del parque tuvo la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.
Contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de energía renovable de 648MW.
Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, destacó «el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y los trabajadores, en particular durante el año 2020».
«Con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia del Chubut, donde ya contamos con el parque eólico Garayalde», remarcó Freyre.
Finalmente, se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas en conjunto y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada total de 140 MW.

Fuente: https://www-elchubut-com-ar.cdn.ampproject.org/c/s/www.elchubut.com.ar/nota/2021-2-4-20-59-0-comenzo-a-operar-el-parque-eolico-norte-iv-de-genneia-y-pae-tras-inversion-de-u-s-120-millones/amp
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El Gobierno ajusta promesa de campaña que costó $ 26.000 millones a las eléctricas

El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con los directivos de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA) para empezar a descongelar los precios mayoristas que se le remuneran a las centrales que no tienen contrato vigente y que quedaron pesificadas bajo los términos de la Resolución 31/2020.

Esta negociación es vital para tener disponibilidad de energía a mediano y largo plazo, ya que estas plantas térmicas e hidroeléctricas afectadas en febrero del año pasado por el congelamiento de los ingresos tienen más de 10 años en servicio y van quedando inutilizables si no se reponen sus componentes.

A pesar de ser de las más eficientes del sistema, requieren mantenimientos constantes. Por el momento, la disponibilidad del parque térmico fue de 82% para todo 2020, con un 76% para las turbinas de vapor, 81% para las turbinas de gas y 87% para los ciclos combinados.

La mayor parte de los insumos de las termoeléctricas tienen costos dolarizados. Cada mantenimiento de las unidades necesita unos u$s 25 millones en promedio y las empresas, según AGEERA, no logran cubrirlo con estos niveles de ingresos.

Cualquier decisión que tome el Gobierno no tendrá un impacto directo en la tarifa que se les cobra a hogares y comercios.

Las centrales que perciben remuneración mediante el esquema de la Resolución 31 generan el 60% de la energía total del sistema pero representan apenas un 4,5% del costo, que promedia los u$s 63 por megavatio-hora (MWh), dijeron fuentes del mercado a este diario.

El Tesoro Nacional podría asumir el costo de aumentar el precio mayorista de la energía a través del desembolso de más subsidios, aunque la idea del ministro de Economía, Martín Guzmán, es mantener estas transferencias en un 2,2% del Producto Bruto Interno (1,7% para energía y 0,5% para transporte público).

El conjunto de los usuarios (residenciales, comercios e industrias) cubren el 54% del costo total del sistema eléctrico, mientras que los subsidios del Estado aportan el 46%. En los hogares, el porcentaje de cobertura es menor, y seguirá bajando con la depreciación del peso.

En la reunión de ayer, los ejecutivos de las empresas eléctricas presentaron una propuesta que guardan bajo estricto secreto, pero que según pudo saber El Cronista rondaría el 36% de aumento, en línea con la inflación anual y la fórmula de ajuste de la Resolución 31, suspendida por el ex secretario de Energía, Sergio Lanziani.

Es decir, que para el conjunto del sistema, incrementar los pagos por esta vía significaría un alza de hasta 1,6%.

Esto facilitaría a firmas como AES, Enel, Central Puerto y Pampa Energía el acceso a fondos para invertir en la reposición de insumos en las plantas térmicas como Costanera y Dock Sud, centrales de alto valor para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ya que permiten operar en días de alta demanda eléctrica en verano e invierno, afirmó el director de Generación de una empresa.

De acuerdo a lo que comunicaron desde AGEERA hace 10 días, estas empresas perdieron unos $ 26.000 millones por la aplicación de la Resolución 31, que pesificó y bajó entre un 25% y un 45% el pago a centrales termoeléctricas e hidroeléctricas.

En ese texto, denunciaron que está “en riesgo el normal abastecimiento eléctrico del país“.

En otros términos, y según los balances que presentaron estas compañías a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA), los ingresos de las generadoras afectadas cayeron entre un 30% y un 45% por esta normativa, que reemplazó a la Resolución 1/2019, cuando el último secretario de Energía del macrismo, Gustavo Lopetegui, redujo la remuneración a las centrales sin contrato con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta manera de operar fue la que encontró tanto el macrismo como el kirchnerismo para bajar el costo del sistema eléctrico sin romper contratos y eludir la posibilidad de que el Estado enfrente costosos juicios en tribunales internacionales.

Mucho más complicado y ya por fuera de la ley hubiese sido alterar la remuneración a centrales de energías renovables (que en el Gobierno entienden que tienen un alto costo en dólares) o a las que entraron con las resoluciones 21/2016 y 287/2017, entre ellas algunas de Albanesi, MSU y Araucaria Energy.

Las conversaciones por el momento no están avanzadas. La reunión de ayer sucedió a un encuentro que mantuvieron autoridades y directivos de las eléctricas hace dos semanas.

Participaron el martes el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y el subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Santiago Yanotti, por el lado del Gobierno y Gabriel Baldassarre (presidente y representante de AES en AGEERA), Jorge Ravlich (vicepresidente; YPF Luz), Gabriel Ures, Rubén Turienzo y Santiago Patrón Costas (miembros del directorio y delegados de Central Puerto y Pampa Energía), por el lado de las firmas privadas.

Fuentes al tanto de la reunión comentaron que el Gobierno podría ofrecer alguna definición hacia mediados o fines de febrero. Resolver esta cuestión ya estaba en la mente de los funcionarios, como contó El Cronista el pasado 31 de diciembre.

La desdolarización (pesificación) de la energía fue una de las promesas de campaña del presidente, Alberto Fernández, que se cumplió a medias.

Por caso, los contratos del Plan Gas 2020-2024 se establecieron en dólares y el Estado nacional cubrirá con subsidios la diferencia entre los u$s 2,30 por millón de BTU que pagan los usuarios de sus bolsillos y los u$s 3,50 que perciben las petroleras por abastecer a las distribuidoras y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

PAMPA ENERGÍA, LA MAYOR GENERADORA PRIVADA

Por tercer año consecutivo, Pampa Energía lideró la generación de energía eléctrica en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3% del total producido a nivel nacional.

Esta cifra fue alcanzada a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país, comunicó la empresa.

En comparación con el año anterior, la generación de Pampa aumentó un 6%. “Mucho tuvo que ver con este hito la inauguración en junio de 2020 del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes del país, con una potencia instalada de 1243 MW”. Para ese proyecto, Pampa Energía invirtió u$s 320 millones.

 

 

Fuente:  https://www.cronista.com/economia-politica/desdolarizacion-de-la-energia-el-gobierno-ajusta-promesa-de-campana-que-costo-26-000-millones-a-las-electricas/https://www.cronista.com/economia-politica/desdolarizacion-de-la-energia-el-gobierno-ajusta-promesa-de-campana-que-costo-26-000-millones-a-las-electricas/

 

 

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En marzo subirían tarifas de energía

El titular de la Superintendencia de Servicios Públicos y Otras Concesiones (Susepu), Héctor Simone, en declaraciones radiales informó que está previsto un aumento en las tarifas de energía eléctrica en Jujuy para marzo, en consonancia con la disposición nacional de descongelar las mismas.

En ese sentido, el funcionario señaló que se trabaja con la empresa a cargo de la distribución (Ejesa) para llegar a un aumento consensuado, “que no afecte a los usuarios y tampoco” a la concesionaria.

Agregó que se está discutiendo con la citada empresa cuál sería el porcentaje de aumento tarifario, ya que hay que cubrir costos operativos de producción, distribución y morosidad que ronda el 65%, según detalló.

Llamó la atención que Simone anticipara que para fijar el aumento no se llamara a audiencia pública. “En el mes de marzo se daría un aumento en las tarifas de energía eléctrica acordado ya con la empresa, de forma temporal o provisoria hasta que se realice la audiencia pública”, que sería recién a finales del 2021. “Allí se estudiará el sistema que permitirá saber con precisión cuáles son los costos y cuál tendría que ser la actualización de los precios”, finalizó señalando el titular del organismo de control de los servicios de energía y agua potable.

Fuente: https://www.eltribuno.com/jujuy/nota/2021-1-28-19-0-0-en-marzo-subirian-tarifas-de-energia

 

 

 

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Chile abre convocatoria a empresas para proyectos de transmisión eléctrica en 2021

De acuerdo a lo comunicado por la CNE, a partir del próximo viernes 26 de febrero, y hasta el martes 27 de abril de este año, interesados podrán presentar proyectos de expansión eléctrica.

Se pueden enviar las porpuestas a las oficinas de la Comisión Nacional de Energía, ubicadas en Av. Libertador Bernardo O´Higgins 1449, Torre IV, piso 13, Edificio Santiago Downtown, Santiago, Chile.

Otra alternativa es a través del correo electrónico plandeexpansion2021@cne.cl.

“Las propuestas deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el artículo 4° de la Resolución Exenta N° 18 y en el documento “Descripción Mínima de Proyectos”, que se encuentra disponible en el sitio de dominio electrónico de la Comisión Nacional de Energía, www.cne.cl, bajo el apartado “Expansión de Transmisión”, “Año 2021””, advierten desde la entidad.

Proyectos seleccionados en el 2020

Por otro lado, cabe destacar que, de acuerdo a la Ley N°20.936 de Transmisión, la Comisión Nacional de Energía emitió el Informe Técnico Preliminar –ver en línea- que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) correspondiente al año 2020, pero que se estima que comiencen construcción a partir del segundo semestre de 2023

El documento contiene un total de 54 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 695 millones de dólares. Este informe preliminar marca el inicio de la etapa final del plan 2020, que comenzó a inicios de 2020 con la recepción de propuestas por parte de empresas y del Coordinador Eléctrico.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el plan 2020 presenta un total de 17 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 489 millones de dólares, de las cuales 14 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 131 millones de dólares aproximadamente, y 3 corresponden a obras nuevas, por un total de 358 millones de dólares aproximadamente.

Respecto de los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 37 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 206 millones de dólares, de las cuales 30 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 96 millones de dólares aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de 110 millones de dólares aproximadamente.

Para la elaboración del presente informe, la CNE consideró las obras propuestas por el Coordinador Eléctrico Nacional y las presentadas por los promotores de proyectos de expansión de la transmisión y los propios análisis de la Comisión.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, José Venegas, señaló que “el plan de expansión de la transmisión es una pieza clave para el desarrollo del sector eléctrico nacional”.

“El desarrollo sano, efectivo y oportuno de las líneas de transmisión es esencial para enfrentar los desafíos de la descarbonización y la ruta hacia la carbono neutralidad. Sin transmisión no es posible canalizar nuestras energías limpias hacia las zonas de alto consumo”, enfatizó el funcionario.

Tras la publicación de este documento preliminar, la CNE recibirá observaciones por parte de los interesados para posteriormente publicar el Informe Final.

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El senador Robledo se opone a la venta de ISA y a la privatización de Ecopetrol: “es como matar la gallina de los huevos de oro”

La empresa colombiana Interconexión Eléctrica (ISA), que actualmente opera en Perú, Brasil, Panamá, Bolivia y Chile, además de su país natal, donde controla el 47,9 por ciento del sistema de transmisión, se encuentra en boca de todos. Lo mismo pasa con la petrolera más importante de Colombia: Ecopetrol.

Ayer, el mandatario colombiano, Iván Duque, anunció que se autorizará a Ecopetrol hacerse del 51,4 por ciento de las acciones que actualmente tiene el Estado (Ministerio de Hacienda) en sus manos.

De ese modo, justificó Duque, no hay acto privatizador en la maniobra: una empresa estatal que compra a otra estatal.

¿Para qué? Por un lado, sostuvo el presidente de Colombia, para crear uno de los conglomerados energéticos más importantes del mundo. Por otro, para que Ecopetrol despliegue su política de energías renovables, aprovechando la potencialidad de ISA.

“Tener un compromiso hacia sostenibilidad, hacia la producción sostenible de energéticos, hacia el transporte sostenible de energéticos, me parece que es una decisión no solamente muy inteligente, sino muy conveniente, y es una oportunidad que se da muy pocas veces”, enfatizó Duque.

Sin embargo, el senador del bloque Dignidad (hasta hace poco el Polo Democrático), Jorge Robledo, advierte: “Las utilidades de estas empresas (ISA y Ecopetrol), que son muy altas, pasarán del Estado a los bolsillos privados; es como matar la gallina de los huevos de oro”.

“Son políticas de privatización pero con un agravante, que lo que van a hacer con el dinero que obtengan es comérselo, para poder financiar su campaña de las elecciones del año entrante”, denuncia el legislador, en diálogo con Energía Estratégica.

Privatización

El senador, quien ya manifestó que será candidato de las elecciones presidenciales del 2022, explica que, de acuerdo a la Ley 1118 del 2006, el Congreso de la República autorizó la venta de hasta el 20 por ciento de las acciones de Ecopetrol. En ese marco, se ha privatizado un 11,5 por ciento de la empresa. Es decir que el Gobierno tiene la facultad de vender acciones por el 8,5 por ciento restante (aproximadamente 2,5 millones de dólares).

Pero Robledo denuncia que lo que pretende el Gobierno es, una vez que Ecopetrol absorba ISA, vender esos 8,5 por ciento de acciones, por lo que en términos reales se habrá privatizado un volumen mayor del patrimonio de la petrolera.

Además, el legislador advierte que la gestión de Duque estaría evaluando vender activos de Ecopetrol, como la empresa que controla el negocio del transporte de combustible del holding, denominada Cenit.

“Si fuera por el ministro de Hacienda (de Duque), Alberto Carrasquilla, que fue el que empezó con las privatizaciones de ISA y de Ecopetrol durante el gobierno de (Álvaro) Uribe, pues ya la hubieran privatizado toda”, critica Robledo.

El senador señala que están estudiando estrategias para intentar detener toda la operatoria. “Primero estamos poniendo el tema en debate sobre lo que está sucediendo; luego veremos qué otras formas adoptaremos para frenar esto”, confía.

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La Cámara Panameña de Energía Solar formará parte del Consejo Nacional para la Transición Energética

El sector público que integra el CONTE, se reunió para concretar la evaluación y selección de las partes del sector privado que los acompañarán en el seguimiento de las políticas para dirigir el cambio de modelo del desarrollo energético panameño.

Luego de una evaluación de las 64 postulaciones recibidas del sector privado, fueron seleccionados: Mónica Lupiáñez y Jorge Díaz, por las Empresas Generadoras; Esteban Barrientos y Sebastián Pérez, por las Distribuidoras Eléctricas; Rafael Linares y Félix Linares, por las Empresas de Eficiencia Energética y/o instaladores de paneles solares.

“Una vez iniciado el proceso , se conformarán mesas de trabajo para tratar todos los temas que deben ser presentados en beneficio de las fuentes de energía renovable para diversificar aún más la matriz energética incluyendo fuentes de energía basada en paneles solares fotovoltaicos para grandes plantas y principalmente en generación distribuida la cual es una fuente inmediata para la creación de empleos que contribuyan con la reactivación económica post Covid”; acotó el presidente de la Cámara en reunión con los miembros de la Junta Directiva de la Cámara Solar.

En tanto, la primera reunión del Consejo con los representantes públicos y privados se llevará a cabo el día 18 de febrero, cuando iniciará su acompañamiento en los objetivos, metas y líneas de acción para cada una de las siete estrategias de la Agenda de Transición.

Conozca más sobre Rafael Linares

Rafael Linares es un ingeniero apasionado por el desarrollo de fuentes de energías renovables, precursor en el desarrollo e implementación de proyectos de energía fotovoltaica en Panamá para la modalidad de autoconsumo y generación distribuida, fundador y actual presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, bajo este rol a contribuido significativamente al desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica en Panamá así como a brindar asesoría, consultoría y guía a diferentes clientes enfocado en el cumplimiento del marco regulatorio vigente para autoconsumo con fuentes de energías renovables en Panamá.

Miembro activo de la Sociedad Panameña de Ingenieros y Arquitectos (SPIA), fundador del Grupo Alianza Solar perteneciente al Colegio de Ingenieros Electricistas, Mecánicos y de la Industria (CIEMI) cuyo misión es contribuir a la educación de la sociedad sobre el uso de sistemas de energías renovables y en primera instancia la masificación del uso de sistemas fotovoltaicos en la República de Panamá.

Fundador y Gerente General (desde 2019) de la empresa GESODI Energía, S.A. empresa dedicada al fomento, desarrollo e implementación de Generación Solar Distribuida en Panamá, Centro America y El Caribe. Director para América Latina y El Caribe (2000-2018) de la División de Soluciones de Energía en Panasonic Latin America, S.A.

Ha participado en conferencias, eventos, mesas de dialogo, entrenamiento, análisis sobre regulaciones y normas para el desarrollo de generación distribuida tanto a nivel nacional como en América Latina. Participo en el programa de promoción para pequeñas y medianas empresas de alta tecnología enfocadas en la Investigación y Desarrollo desde sus inicios realizado en el instituto Negev (Israel) enfocado en estrategias para la paz y el desarrollo.

Se desempeño como docente en carreras relacionada a la Ingeniería Electrónica en la Universidad de Panamá y otras universidades nacionales.

Rafael tiene una licenciatura en Ingeniería Electrónica y Comunicaciones de la Universidad de Panamá y una maestría en Ingeniería Gerencial de la Universidad de Louisville, Kentucky.

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Argentina promedió el 10% de cobertura de demanda energética con renovables durante el 2020

La generación de energía renovable en Argentina fue de 12.742 GWh durante 2020, casi 5.000 gigavatios más que en 2019, según datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A.

De esta manera, las renovables crecieron en 3,9% a comparación del 2019 y un 7,5% más que 2018, lo que significa que en 2020 representaron el 10,01% de la cobertura de demanda energética del mercado eléctrico mayorista en el país.

Casi la mitad de dicho porcentaje se debe a la instalación y puesta en marcha de los proyectos del Programa RenovAr durante el año mencionado.

Cabe destacar que Argentina posee un total de 4116 MW de potencia instalada en los grandes parques de energías renovables, es decir, en centrales conectadas al sistema eléctrico nacional.

Al hacer un análisis más profundo, se denota que, en cuanto a renovables, la mayor cantidad de gigavatios generados proviene de sistemas eólicos (9.416,3 GWh), seguido lejanamente por la energía solar (1.344,3 GWh) y centrales hidroeléctricas de 50 MW o menos de potencia instalada (1.256,6 GWh).

Un escalón más abajo se ubican las bioenergías, con la biomasa (421,2 GWh) y el biogás (303,8 GWh). Hechos que no sorprenden debido a que son varios los especialistas que han sido varios los especialistas que han notificado sobre las limitaciones de la misma, tanto dentro del Programa Renovar como del fomento.

Por caso, Arturo Busso, Secretario de Energía de Corrientes, semanas atrás comentó a Energía Estratégica que, en relación al desarrollo de la biomasa, es “más difícil de concretar si no es asistida con proyectos o programas nacionales”.

Volviendo ya la generación de energía renovable, también se debe recordar que el Artículo 5 de la Ley 27.191, sancionada y promulgada en 2015 menciona que para el fin de 2025 se debe lograr una contribución de, al menos, 20% de fuentes renovables de energía sobre el total del consumo de energía eléctrica nacional.

Mientras que el Artículo 8 de la misma norma establece que “al 31 de diciembre de 2021, deberán alcanzar como mínimo el dieciséis por ciento (16%) del total del consumo propio de energía eléctrica”, proveniente de fuentes renovables.

Ante tal situación, y pese a que el 8 de febrero del corriente año la generación de fuentes renovables tuvo un pico de porcentaje en demanda abastecida (14,93%), son varios los especialistas que dudan poder cumplir la meta establecida en la Ley 27.191, a menos que haya soluciones concretas.

También entra en juego y se pone en debate la resolución de los proyectos pendientes del Programa RenovAr, ya que se podrían “recuperar 2.000 MW de energías renovables que están en stand by”, según palabras de Héctor Ruiz Moreno, Gerente General de la Cámara Eólica Argentina (CEA).

Además, días atrás Alfredo Bernardi, el ex Presidente de la CEA, declaró que “si los proyectos pendientes se concretan, permitirían llegar a abordar el porcentaje, pero como está la situación actualmente, hoy lo veo difícil”.

“Estamos muy cerca y nos quedan pocos años. Si se articulan algunas cosas, por supuesto se puede lograr, porque hay capacidad para ello. El tema es qué política económica y financiera se proponga para atraer las inversiones”, fue lo que mencionó Cecilia Giralt, consultora en energías renovables y ex-Directora de Contrato y Mercado a Término, cuando se le consultó sobre la política pública mencionada.

El debate es extenso y sólo queda claro que las renovables deben continuar su desarrollo si se pretende cumplir la meta planteada, ya que restan poco más de cuatro años y aún se está a mitad de camino en cuanto a promedio de cobertura de demanda energética mediante fuentes renovables.

 

Fuente:https://www.energiaestrategica.com/argentina-promedio-el-10-de-cobertura-de-demanda-energetica-con-renovables-durante-el-2020/

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Empresarios buscan cerrar las grietas que limitan el desarrollo de las renovables en Panamá

Panamá ya definió qué profesionales del sector empresario completarán las bancas disponibles en el Primer Consejo de Transición Energética. Entre ellos, los que representarán a las Empresas de Eficiencia Energética e instaladores de paneles solares serán Rafael Linares (Cámara Panameña de Energía Solar) y Félix Linares (Cámara Panameña de la Construcción), titular y suplente, respectivamente. 

Félix Linares, como Project Manager de AG Proyectos y Servicios, empresa asociada a CAPAC, que brinda soluciones de (EE) Eficiencia Energética, (ER) Energías Renovables y (GE) Gestión Energética, guarda una serie de recomendaciones para plantear en aquella mesa público-privada, en pos del crecimiento del sector.

 Antes de la primera reunión del Consejo, fechada para el jueves 18 de febrero, el empresario compartió su testimonio exclusivo para Energía Estratégica.  

¿Qué principales problemáticas actuales lo motivaron a postularse para el Consejo de Transición Energética? 

Existen importantes brechas para poder llevar a cabo proyectos de eficiencia energética y energías renovables, empezando por barreras de concienciación por las cuales los diferentes actores carecen de información suficiente para evaluar los costos y los beneficios actuales. Además, existen otras barreras de tipo técnicas, institucionales, financieras y de mercado.

¿Cómo impactan?

Estas  brechas  limitan o impiden desarrollar con éxito los proyectos, entre algunas de ellas tenemos brechas de diferencias entre los actores (Diseñadores, Desarrolladores y Propietarios), barreras inherentes a incentivos, así como normativas y metodologías que permitan crear la confianza en la eficiencia energética y mitigar los riesgos técnicos y financieros, con acceso más competitivo a productos y servicios eficientes.

En lo que respecta a infraestructura energética, ¿cuánto urge un llamado a licitación? 

Se tiene necesidad de construcción de la cuarta línea de transmisión en el occidente; la cual, además de incrementar la capacidad del sistema permitiendo transportar más energía desde las fuentes renovables desde esa zona hacia los centros de carga en las áreas metropolitanas, y se contribuirá a la mejora de la confiabilidad del sistema. ETESA está realizando las gestiones para hacer realidad este proyecto. 

¿Cómo evalúa la implementación de los regímenes de incentivos para la construcción de proyectos?

Los regímenes de incentivos son necesarios para hacer más viables y factibles los proyectos de EE y ER. Con más políticas e incentivos financieros y no financieros que permitan estimular y fomentar los cambios tecnológicos lograremos un nivel de costes más competitivos en materia económica y haremos más atractivos los proyectos de generación con ER.

Al final, esto nos llevará a descarbonizar nuestra matriz energética, generando además más confianza en este tipo de inversiones, que a su vez contribuirán a la reactivación económica que necesitamos pospandemia.

Como parte de la Cámara Panameña de la Construcción, ¿tiene alguna recomendación adicional? 

Según informes de la AIE las edificaciones representan aproximadamente el 40% del gasto energético del planeta. Por lo que, considero también reforzar la sostenibilidad de las nuevas edificaciones y la eficiencia de las edificaciones ya existentes.

El proceso puede tomar varios años, en virtud que se amerita la creación/actualización de normas, códigos para edificaciones, acordes con las tecnologías costo- efectivas actuales del mercado y la revisión de algunos otros factores que permitan condiciones de mercado que garanticen que los proyectos sean más factibles.

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10 barreras y pesos regulatorios para la generación distribuida en Costa Rica

En la actualidad, existen 2400 instalaciones de generación distribuida interconectadas a las redes de Costa Rica. En suma, alcanzan los 58 MW de capacidad, lo que representa menos del 1% de la matriz energética nacional. 

De acuerdo con la valoración de William Villalobos, socio de la Firma Hulbert Volio Montero, la poca penetración de esta alternativa de generación se debe en parte importante a que el desarrollo normativo para la generación distribuida no habría acompañado oportunamente a la práctica en el sector.

“Desde el 2015 a la fecha, hemos tenido obstáculos importantes por vencer en el esquema regulatorio”, declaró el abogado experto en Derecho Energético. 

Durante su participación en el webinar de Canadian Solar “Innovación Tecnológica y Mejora Regulatoria”, señaló, una a una, las que para él son las 10 barreras y pesos regulatorios que complican la expansión deseada.

Primeramente, abordó el límite en el 15% de porcentaje de penetración por circuito y también, puntualizó la limitación que se desprende de sólo generar y consumir en el mismo sitio.

“Ambas son situaciones que limitan significativamente el desarrollo y crecimiento del tema en el país”, opinó.

En el segundo caso, repasó que el modelo regulatorio actual ha tenido un problema confundiendo sustancialmente el concepto de generación para autoconsumo. 

“Se genera un paralelismo en el que la generación para autoconsumo o la generación distribuida tiene que darse en el mismo sitio donde se genera y, desde luego, eso es una distorsión regulatoria”. 

Siguiendo con el análisis, la regla del 49% fue otra barrera que citó el abogado de la Firma Hulbert Volio Montero. Al respecto, explicó que esta produce una discriminación evidente hacia el consumidor nocturno. 

“Es una norma que ya está impugnada ante el Tribunal Constitucional en nuestro país. Básicamente es una norma que obliga a que de los excedentes que la persona deposita en la red, luego puede retirar únicamente un 49%, obligando a comprar indefectiblemente un 51% a la empresa distribuidora”.

A nivel de permisos, solicitarlos a las distribuidoras desprendería otros peligros como una exigencia de 6 meses de consumo histórico como requisito, el pago de los medidores, oposición a la viabilidad del sistema y reglas no estandarizadas para las distribuidoras, que junto a otros aspectos como la limitada exoneración a componentes, desmotivarían nuevas conexiones on-grid.

Por otro lado, en el caso del modelo de off-grid o cero inyección, el abogado experto en derecho energético también advirtió que no ha habido una precisión regulatoria en cuanto a la figura en particular. 

Aquello trae tres grandes problemáticas adicionales: los proyectos bajo esa modalidad pierden visibilidad, no se tiene registro de las dimensiones de estos proyectos y no genera reglas para inversionistas y usuarios.

Una ventana de oportunidad para la generación distribuida 

No todo estaría perdido. El proyecto 22.009, resultado de mesas de trabajo del sector, plantea la necesidad de avanzar con reglas que cubra todo el espectro de recursos energéticos distribuidos, incluir al almacenamiento, microrredes y la cadena de suministro a partir de un modelo descentralizado.

Como iniciativa de Ley, aquel proyecto ya logró un dictamen unánime de las distintas fracciones legislativas que participaron en la comisión que trató el documento, ahora se encuentra a la espera de que el poder ejecutivo nacional lo convoque en el periodo de sesiones extraordinarias para que siga su discusión en el plenario legislativo.

Desde la óptica de Villalobos, se trataría de “un proyecto bueno para todos” ya que se habría construido a partir de 3 necesidades comunes: potenciar una generación de electricidad sostenible, reducir los costos del suministro eléctrico y permitir la incorporación de varios sistemas de generación distribuida y almacenamiento, brindando seguridad y estabilidad a la red de distribución.

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Federico Basualdo se comprometió a apoyar políticas a favor de las energías renovables

La cita tuvo lugar el viernes 5 de febrero a las 13 horas en las oficinas del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, bajo un marco cordial de trabajo que permitió conversar sobre iniciativas y propuestas que incentiven un crecimiento sostenido de la actividad.

Por parte de CADER, participaron Santiago Sajaroff (Presidente), Favio Jeambeaut, (Vicepresidente) y Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo. Y en representación de las autoridades nacionales el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Tras finalizar el encuentro, Santiago Sajaroff, presidente de CADER, valoró la instancia de diálogo y predisposición del funcionario.

“Fue una reunión muy positiva en la que pudimos presentar nuestro plan de gestión 2021, plantear los desafíos que presenta el sector, así como conocer la visión del Subsecretario sobre temas que involucran a nuestro rubro”, introdujo el titular de la cámara de representación empresarial.

En la misma síntonía se expresó Federico Basualdo: “Estamos muy satisfechos con la reunión. Consideramos de la mayor importancia aportar desde el Estado al desarrollo estratégico de las energías renovables en el país y apostamos al continuado incremento de su contribución en la matriz energética nacional”.

En la audiencia se trataron aspectos vinculados al plan de ampliación del transporte eléctrico en alta tensión, programas para el desarrollo de proyectos de energías renovables, situaciones coyunturales que afectan el desarrollo del sector, y eficiencia energética, entre otros.

CADER invitó a Basualdo a acompañar la iniciativa “Diálogo Federal por una Argentina Renovable” conformada en 2020 a los fines de debatir entre los representantes provinciales, el Gobierno Nacional, y los comités de trabajo de CADER, con la intención de consensuar planes para la incorporación de energías renovables a lo largo y ancho del país, tanto de grandes centrales como de la generación distribuida.

“Agradecemos al Subsecretario de Energía Federico Basualdo por la predisposición que manifestó para trabajar en conjunto con CADER. Vamos a acompañar a las autoridades en todas las gestiones que aseguren la expansión de la generación renovable en el país”, destacó Santiago Sajaroff

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Techos productivos como una alternativa en energía renovable

Los diferentes sucesos y disposiciones que involucran y afectan a las energías renovables en México generan incertidumbre en el sector, alejan a inversionistas del país y son varias las industrias que no desean comprometerse con contratos a largo plazo. 

Ante dicha situación se ensayan alternativas para mantener el flujo en el mercado y el crecimiento de generación de energías limpias. Una de ellas, que puede marcar un precedente en la región, es la renta de espacios desaprovechados por las industrias y comercios, como por ejemplo, los techos. 

Alberto Huicochea, Co-Fundador y CEO de Enersing, explicó el modelo de negocio que plantean desde la empresa junto a Proterra Capital como socio estratégico: “Se le renta el techo a la industria o comercio por cierto precio a largo plazo y ellos compran la energía que generan los paneles colocados en dicho lugar al costo de la Comisión Federal de Electricidad”. 

“En caso que los clientes desistan de consumir dicha energía generada por los paneles, la misma se vende en el mercado eléctrico”, agregó. 

Es decir, se propone generación exenta, proyectos a bajo de medio mega en potencia neta e independiente de todos los cambios regulatorios bajo un sistema de take and pay, donde se paga lo que uno genera o lo que se entrega de energía. 

Cabe recordar que la tarifa de CFE varía su precio según la zona geográfica o nodo donde se encuentra el usuario. Por ejemplo, en media tensión hay dos tipos de tarifas industriales: GDMTH y GDMTO. 

La primera tarifa se designa a las empresas con una demanda superior a los 100 kilowatts al mes, mientras que la segunda mencionada a aquellas compañías que poseen una demanda menor a 100 kW/m. 

“Si el cliente no se quiere comprometer a contratos de venta de energía a plazos de 15 o 20 años, proponemos la renta de techos como a modo de conciencia de implementación de energía limpia”. 

“Podemos hacer un ganar-ganar donde no se afecta la economía de las industrias o comercios ni se comprometen a contratos a largo plazo. Por ende no se vería afectado su flujo de la facturación energética que tienen por la energía de CFE y tienen un ingreso por la renta de sus techos, dado que es un área desaprovechada”, argumentó Huicochea. 

Desde la empresa aseguraron que ya avanzaron con tres clientes grandes del país para implementar el modelo de negocio, en tanto que su socio, Proterra Capital, ya progresaron con el gobierno de Hidalgo. 

En cuanto a las políticas energéticas y cambios regulatorios por parte de la administración actual, el CEO de Enersing, opinó que “el gobierno quiere hacer es otorgarle el poder a la Comisión Federal de Electricidad para que decida a quién le compra energía, por lo que todos en el sector suponen que CFE se comprará la energía a sí misma y luego a terceros”. 

Sin embargo, en concordancia a otros especialistas del sector en cuanto a generación distribuida, Huicochea también destacó que “afortunadamente el gobierno no afectó este sector por no verlos como una parte muy competitiva”. 

Incluso, en el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034 una de oportunidades de nuevos emprendimientos renovables estaría en la generación de energías limpias, hasta que las redes y la distribuidora lo permitan.

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Yacyretá volvió a generar a pleno

La Entidad Binacional Yacyretá (EBY), informó que la Central Hidroeléctrica registró en los últimos días nuevos récords en la generación de energía, alcanzando así la “Potencia Máxima Instantánea”, “Potencia Media Horaria” y “Suministro Diario de Energía”, a través de la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras y el aumento en el caudal
del Río Paraná.

Este último aspecto resulta relevante considerando que la cuenca que aporta a esta hidroeléctrica vino registrando muy bajos volúmenes de agua en los últimos meses.

En el caso de “Potencia Máxima Instantánea”, se registraron récords por encima de los 3.000 MW, y en cuanto a “Suministro diario de Energía de la Central hacia ambos sistemas eléctricos” se registró un récord de 71.570 MWh y una “Potencia Media Horaria’’ de 2.984 MW.

Además, se registró un récord de “Suministro Diario de Energía de la Central hacia el sistema argentino (SADI)” alcanzando los 68.966 MWh.

Desde la EBY se destacó que “estos logros se alcanzaron por la capacidad y profesionalismo de los trabajadores, que a pesar de todas las restricciones impuestas por la actual situación de pandemia, cumplieron con la puesta en marcha de todas las turbinas que componen el parque generador.

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Ennis: “Vaca Muerta debe estar alineada al interés energético de los argentinos”

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Argentina y China apuran un plan de inversiones por u$s 30.000 millones

Más allá de las vidriosas negociaciones por el envío de las vacunas de Sinopharm que Alberto Fernández y Xi Jinping están definiendo en estos días de pandemia, la Argentina y China trabajan en paralelo en un ambicioso plan a mediano plazo para instrumentar 15 proyectos concretos de inversión china en materia de infraestructura, energía y transporte que alcanzaría a unos 30.000 millones de dólares.

Se trata de una de las mayores apuestas del Gobierno en materia de acuerdos económicos y comerciales internacionales previstos para la post pandemia. El listado de proyectos de inversión que la Argentina quiere darle prioridad empezaron a tomar forma concreta en los últimos días y se discuten en el ámbito del Diálogo Estratégico para la Cooperación y Coordinación Económica (DECCE), un espacio donde convergen diplomáticos, ministros y los máximos referentes del politburó comunista.

 

La Argentina y China, bajo el mandato de Cristina Kirchner sellaron una “alianza estratégica integral”, que en términos de la diplomacia china es un escalafón superior a cualquier acuerdo básico que pueda existir entre países. Y ahora Alberto Fernández, acechado por la falta de dólares y la crisis económica que deja la pandemia, quiere reforzar esta alianza estratégica con inversiones de Beijing.

El ministro de Producción, Matías Kulfas, informó que “hay más de 20 proyectos relacionados con la energía y la infraestructura que se están negociando” con China. Las expresiones del ministro quedaron registradas en una videoconferencia que compartió la semana pasada con miembros de la Academia China de Ciencias Sociales, un estamento similar al Conicet, donde se debatió el alcance de las relaciones bilaterales en un seminario sobre “Cooperación económica en un mundo cambiante”.

Según explicaron a El Cronista tanto en la Casa Rosada como en la Cancillería los proyectos en condiciones de avanzar de inmediato por parte de la administración de Xi Jinping son unos 15 planes y contemplan un desembolso global de unos 30.000 millones de dólares.

La intención de avanzar cuanto antes en la concreción de buena parte de estos proyectos tiene una razón de ser: Alberto Fernández tiene planeado para mayo una visita de Estado a China donde espera firmar los planes más relevantes de las relaciones bilaterales (ver aparte).

 

 

Tanto el secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz; el ministro de Economía, Martín Guzmán, como Kulfas y el flamante embajador argentino en China que tiene línea directa con Cristina Kirchner, Sabino Vaca Narvaja, son los encargados de llevar adelante las negociaciones con Beijing. El canciller Felipe Solá está casi al margen de estas negociaciones.

 

En el listado de proyectos que la Argentina quiere dar prioridad para las inversiones chinas figura el plan de rehabilitación del sistema Ferroviario San Martin; mejoras en la línea del Ferrocarril Roca, obras de infraestructura en el sistema del Mitre y el Urquiza; la redefinición de la red ferroviaria Belgrano Cargas 6 que es un viejo proyecto de los chinos para agilizar el transporte de soja del interior de la Argentina a Buenos Aires y la incorporación de material rodante de pasajeros en diferentes líneas.

Un capítulo aparte en los proyectos de inversión de China es la construcción de la central Nuclear IV. Este proyecto de instalación de reactores nucleares en Campana con tecnología estrictamente chinaempezó a moldearse en el último año del gobierno de Cristina. La propuesta original tenía un costo de u$s 12.000 millones pero en el 2016, cuando llegó Mauricio Macri al poder y tras arduas negociaciones, se logró reducir a un préstamo blando de u$s 9000 millones. Luego vino la derrota de Macri y con la llegada de Alberto Fernández a la Casa Rosada ahora China volvió a debatir el tema en el ámbito de la secretaría de Energía que conduce Darío Martínez.

Esta iniciativa dejará afuera la tecnología canadiense CANDU que históricamente utilizó la Argentina para sus centrales nucleares.

En la carpeta de inversiones chinas también figura el mega proyecto de instalación de granjas porcinas inteligentes. Según cálculos de la Cancillería esas inversiones podrían llegar más de 3800 millones de dólares durante los próximos cuatro años para incrementar en 882.000 toneladas la producción de carne y generar exportaciones por u$s 2500 millones.

En su conversatorio con los funcionarios chinos Kulfas sostuvo la necesidad de profundizar las relaciones entre Argentina y China. Para que no quedaran dudas de las intenciones de la Argentina en esta nueva etapa de la relación estratégica integral el ministro de Producción dijo sin vueltas: “Desde el año 2000 la cooperación con China significó el ingreso de 25.000 millones de dólares. Esto significó la creación de más de 20.000 puestos de trabajo”. Y el camino de las relaciones seguirá en este sentido.

El comercio bilateral entre ambos países pasó de u$s 2000 millones en el 2000 a u$s 16.300 millones en 2019, con exportaciones argentinas por u$s 7000 millones, lo que representa el 10,8% del total de ventas al exterior de nuestro país, e importaciones por u$s 9000 millones. El Gobierno quiere potenciar esto a toda costa.

Además, para las empresas argentinas estos acuerdos conllevan a una demanda china de productos de diferentes rubros, como vinos y lácteos. También está en la lista de inversiones chinas el rubro minería, especialmente en cobre y litio en el norte argentino. Para esto, Kulfas adelantó a Beijing que el Gobierno prepara un proyecto de ley de electromovilidad, que significará una plataforma más para la cooperación.

En el listado de los 15 proyectos de inversión china en la Argentina también se suman la construcción de la planta Hidroeléctrica El Tambolar y la de Chihuido en Neuquén a la vez que la hidroeléctrica Potrero del Clavillo. También figura la instalación de una estación de Energía Fotovoltaica de Jujuy Cauchari que podría convertirse en el más grande de Sudamérica en su tipo, que incluye más de 1.180.000 paneles solares ubicados a 4020 metros sobre el nivel del mar, construido por Power China y Shanghai Electric.

 

El presidente de la sección Shanghai de la Academia China de Ciencias Sociales, Dezhong Wang, trazó una evaluación de las relaciones entre ambos países en su videoconferencia con Kulfas. Recordó las obras con inversión china realizadas en las represas Néstor Kirchner-Jorge Cepernic para el aprovechamiento hidroeléctrico de Santa Cruz que está siendo construido por un consorcio que integra Gezhouba Group Company Limited.

“Todas estas obras señalan un camino de cooperación que sería muy positivo profundizar ante los desafíos para el desarrollo económico y social que ha impuesto la pandemia”, dijo Wang a modo de cierre.

 

En relación a los proyectos de aprovechamiento de la energía eólica se contempla la inversión en el Parque Eolico “Cerro Arauco” de La Rioja, la estación Hidroeléctrica “Los Blancos”; el dragado del Rio El Salado y la transmisión eléctrica del complejo Hidroeléctrico Condor Cliff-La Barrancosa.

 

Desde el punto de vista de inversiones en energía también China y la Argentina avanzaron en acuerdos para la construcción de un Polo Energético Zarate (Gas) y desarrollo de gasoductos en Vaca Muerta.

 

Por separado, en la minuta de temas en carpeta se contaron la realización de un acueducto y plantas potabilizadoras; la remodelación del puente Chaco-Corrientes; corredores Viales y del desarrollo de un polo logístico de envergadura en Tierra del Fuego que el gobernador Gustavo Melella está cerrando aceleradamente con el aval de la Casa Rosada.

Hacia adelante, el gobierno chino confía llevar adelante en la Argentina el mayor sueño de Xi Jinping: desembarcar con Huawei para el desarrollo de tecnología 5G en las telecomunicaciones y competir abiertamente en América latina con Estados Unidos.

 

 

Fuente: https://www.cronista.com/economia-politica/argentina-y-china-apuran-un-plan-de-inversiones-por-us-30-000-millones/

 

 

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Récord histórico de generación de energía de la Central Hidroeléctrica Yacyretá

La central registró récords en potencia máxima y en el suministro diario de energía al sistema interconectado argentino (SADI) a partir de la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras.

La Central Hidroeléctrica Yacyretá, construida por la Argentina y Paraguay y que produce energía renovable a gran escala, registró en los últimos días nuevos récords en la generación eléctrica. Según informó la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la central tuvo cifras históricas en la Potencia Máxima Instantánea, la Potencia Media Horaria y en el Suministro Diario de Energía al sistema interconectado argentino (SADI). Esto se debe a la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras de la central y el aumento en el caudal del Río Paraná.

Yacyretá, que provee energía eléctrica a casi el 50% de los hogares de la Argentina, registró récords por encima de los 3.000 MW en Potencia Máxima Instantánea. Además, la central hidroeléctrica llegó al récord en el Suministro Diario de Energía hacia el sistema argentino (SADI), donde alcanzó los 68.966 MWh.

En cuanto al Suministro Diario de Energía de la central “hacia ambos sistemas eléctricos”, registró un récord de 71.570 MWh y una Potencia Media Horaria de 2.984 MW, señaló la entidad en un comunicado.

“Estos logros se alcanzaron por la capacidad y profesionalismo de los trabajadores de la EBY que, a pesar de todas las restricciones impuestas por la actual situación de pandemia, cumplieron con la puesta en marcha de todas las turbinas que componen el parque generador”, concluyó la EBY.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/02/record-historico-de-generacion-de-energia-de-la-central-hidroelectrica-yacyreta/

 

 

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YPF extendió la negociación y se acerca al cierre exitoso de su refinanciación de deuda

La petrolera argentina YPF anunció este domingo la cuarta enmienda a la oferta de canje de bonos y extendió su plazo hasta el 10 febrero. Según indicaron fuentes cercanas a la compañía, conseguiría el apoyo del 45% de tenencias del Grupo Ad-Hoc de bonistas para el vencimiento 2021 y, de esta manera, se acercaría al cierre exitoso de su refinanciación de deuda.

Según un comunicado de PR Newswire, la petrolera estatal argentina YPF anunció una nueva enmienda a su oferta para reestructurar 6.200 millones de dólares en bonos y extendió el plazo para que los acreedores la acepten.

 

Fuente:https://www.lanacion.com.ar/economia/ypf-se-acerca-al-cierre-exitoso-su-nid2595460

 

 

Información de Mercado

Petrobras anuncia la venta de una de sus refinerías por 1.650 millones de dólares

La petrolera brasileña Petrobras anunció este lunes que llegó a un acuerdo para venderle la primera de las ocho refinerías que incluyó en su plan de desinversiones al fondo de inversiones Mubadala Capital, de Emiratos Árabes Unidos, por 1.650 millones de dólares.

Se trata de la Refinería Landulpho Alves (RLAM), localizada en el estado de Bahía, que tiene una capacidad de procesamiento de 333.000 barriles de petróleo por día (14 % de la capacidad total de refino de petróleo de Brasil).

La mayor empresa de Brasil informó en un comunicado que el negocio también incluye la venta de los activos asociados a la refinería, entre los cuales cuatro terminales de almacenamiento y un conjunto de tuberías con una extensión total de 669 kilómetros.

Petrobras informó que «concluyó la ronda final de la fase vinculante del proceso de venta de la refinería» con Mubadala Capital y que la firma del contrato tan sólo depende de la aprobación de los órganos competentes.

En el mismo comunicado la petrolera brasileña dijo que, pese a que recibió propuestas para la compra de la Refinería Presidente Getulio Vargas (REPAR), decidió suspender el proceso debido a que no consideró la oferta satisfactoria y agregó que iniciará un nuevo proceso para venderla.

La compañía explicó que optó por concluir las negociaciones «ya que las condiciones de las propuestas presentadas quedaron por debajo de la evaluación económica-financiera de Petrobras».

«De esa forma, la compañía iniciará en cualquier momento un nuevo proceso competitivo para vender esta refinería», agrega la nota.

Petrobras informó igualmente que los procesos de venta de las otras seis refinerías que pretende privatizar siguen en marcha y a la espera de la firma de los respectivos contratos de compra y venta.

Se trata de las plantas Refinaría Alberto Pasqualini (REFAP)Refinaría Isaac Sabbá (REMAN)Refinaría Abreu e Lima (RNEST)Refinaría Gabriel Passos (REGAP)Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (LUBNOR) y Unidad de Industrialización de Esquistos (SIX).

Petrobras recibió una propuesta del grupo brasileño de distribución de combustibles Ultra por la REFAP, refinería ubicada en Río Grande do Sul, estado del sur de Brasil fronterizo con Argentina y Uruguay.

El Grupo Ultra, con acciones negociadas en las bolsas de Sao Paulo y Nueva York, es la quinta mayor empresa privada de Brasil y actúa en el sector de distribución de combustibles mediante las redes Ipiranga (gasolina) y Ultragaz (gas natural), en el sector petroquímico y en el sector de logística y almacenaje.

Petrobras, empresa controlada por el Estado pero con acciones negociadas en las bolsas de valores de Sao Paulo, Nueva York y Madrid, puso en marcha en 2019 un plan para vender ocho de sus trece refinerías, responsables por la mitad de la capacidad de refino del país.

La venta forma parte de un ambicioso plan de desinversiones con el que la petrolera pretende reajustar su tamaño y su enorme deuda y concentrarse en actividades más estratégicas y rentables, como la explotación de petróleo y gas en las gigantescas reservas que tiene en aguas muy profundas del océano Atlántico.

La empresa también se propone abrir el sector refinamiento, en el que actúa casi como un monopolio y en el que no está acostumbrada a competir.

El plan de desinversiones de la empresa prevé la venta de activos por hasta 23.000 millones de dólares hasta 2023, de los que 8.000 millones de dólares procederían de la venta de las refinerías.

 

 

Fuente: https://elperiodicodelaenergia.com/petrobras-anuncia-la-venta-de-una-de-sus-refinerias-por-1-650-millones-de-dolares/

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La compañía de almacenamiento y soluciones para el sector energético Bertotto Boglione relanzó su web

La información es crucial para las compañías que tienen como finalidad llegar a los usuarios de manera rápida y confiable. Por esta razón, desarrollan portales digitales y sitios web con el fin de comunicar todos los productos que ofrecen al mercado de forma organizada, creativa y entendible para los clientes.

Bertotto Boglione S.A., empresa oriunda de Marcos Juárez, Córdoba, relanzó su página oficial para brindar un mejor servicio y garantizar la calidad de todos sus productos. Así lo destacó Pablo Capuano, gerente Comercial de la compañía, quien hizo referencia a las modificaciones y las novedades en la nueva web que presentó la firma.

“Desde la empresa necesitábamos ordenar nuestros productos quizás de otra manera, ya que siempre estaban dentro de tres divisiones que son acero, accesorios y plástico, pero entendíamos que muchos clientes ya nos buscan según su aplicación y su mercado. Fue por eso que, ahora, también quisimos que se puedan buscar productos dentro de nuestra nueva web de acuerdo al mercado de aplicación en el cual conviven nuestras divisiones simultáneamente”, aseguró.

Y agregó: “nuestro objetivo es mostrar todo lo que normalmente ofrecíamos más todo lo nuevo que brindamos desde los últimos años, relacionado a O&G, Transporte, Minería, Agro, etc. También es importante que el cliente tenga fácil acceso a los productos que son de su interés, ya que cuando hacemos alguna campaña de marketing vía redes vamos a tener un aterrizaje en la web que debe ser amigable con el interesado”.

La nueva web, que es bertotto-boglione.com/la-empresa/, contiene una división en la que se encuentran los productos tales como acero, plástico y accesorios. Además, las industrias en las cuales se desempeña Bertotto Boglione, como Oil & Gas, Minería, Agroindustria, Transporte, las Estaciones de Servicio Emplazadas (EESS) y todo lo referido a Comercio Exterior. Además, el portal cuenta con las noticias más importantes de la empresa en materia productiva y comercial.

Detalles

“La nueva web tiene principalmente un formato muy visual, con una posibilidad de navegación fácil y dinámica, con acceso vía producto, material o mercado y con alternativa de solicitar información sobre nuestros principales productos de manera sencilla y efectiva”, explicó Capuano.

Por último, señaló cuáles son los desafíos de cara al futuro y los proyectos a implementar en los distintos mercados: “para este año tenemos como meta aumentar la oferta de productos de transporte y de esa manera afianzarnos como un player importante en ese mercado. Por otra parte, hay un grupo trabajando de manera dedicada en minería, desarrollando clientes y diseñando equipos para afrontar un mercado tan importante y esencial como es el mercado minero en la Argentina”.

“Para cerrar tenemos grandes proyectos vinculados con el Agro, acompañando de esa manera un mercado que tracciona de manera principal la economía de nuestro país, demandado productos de innovación permanente y es ahí que podemos aplicar nuestras ventajas competitivas”, concluyó.

Con el compromiso basado en el desarrollo productivo de nuestro país, Bertotto Boglione brinda soluciones creativas relativas al almacenamiento con calidad internacional desde 1948 y se enfoca en los mercados más competitivos del mundo para ampliar el horizonte hacia cualquier rincón del planeta.

Especializados en la producción de tanques de acero y plástico para depósito de combustibles de última generación, liderando la exportación, y avalando un compromiso ambiental que asume junto a sus clientes, Bertotto Boglione es pionero en la producción en América del Sur, sumando a sus productos la integra fabricación de Estaciones Portátiles de Combustible.

Además, provee soluciones creativas para el sector agro-industrial y lo acompaña garantizando las herramientas esenciales para el desarrollo de su trabajo. Contiene valor y trayectoria, demostrando responsabilidad de cara al futuro.

La entrada La compañía de almacenamiento y soluciones para el sector energético Bertotto Boglione relanzó su web se publicó primero en EconoJournal.

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Agreeko pone en marcha el mayor proyecto de generación híbrida del Cono Sur

La empresa de servicio de energía modular y móvil Aggreko firmó un contrato con la minera Gold Fields para proporcionar una solución híbrida de 25 MW de energía solar y térmica en la mina Salares Norte, ubicada en el departamento de Atacama, en el norte de Chile. La solución fue diseñada para abastecer de energía a toda la mina, que se encuentra a 190 kilómetros de la ciudad más cerca y a 4.500 metros de altura. Se trata del proyecto híbrido más importante que emprende Aggreko en América Latina.

“La operación completa consume aproximadamente 15 MW, entonces lo que estamos instalando es una planta térmica de 16 MW, con generadores diésel, debido a que como está a 4500 metros de altura, hay menos oxígeno y las máquinas performan menos. Por lo tanto hay que instalar más capacidad para llegar a tener efectivo los 15 MW. Y además, vamos a instalar una planta solar de 10 MW. En realidad son tres plantas solares conectadas, debido a que hubo que adaptarse a la disponibilidad del terreno que ofrece la montaña”, señaló a EconoJournal Pablo Varela, Director Ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica y el Caribe.

De fabricante a integrador de energía

 A partir de los desafíos que plantea la transición energética hacia fuentes más amigables con el medio ambiente, Aggreko viene llevando adelante a nivel global un proceso de reconversión de ser una empresa fabricante de tecnología para constituirse en integradora de energía.

El contrato firmado con Gold Fields en Chile es un ejemplo de esta reconversión, ya que permite ofrecer una solución híbrida lo suficientemente flexible de acuerdo a lo que resulte más conveniente, según las circunstancias.

“A lo largo del tiempo que dura el contrato podemos ir modificando la tecnología en función de la que sea más eficiente. Comenzamos con un híbrido de diésel y solar pero seguramente dentro de cinco años quizás sea más eficiente instalar una batería que reduzca la penetración solar y por lo tanto consuma menos combustible. A partir de la experiencia global con la que contamos, ese cambio lo podemos viabilizar fácilmente. A Gold Fields lo ayuda mucho nuestro modelo, porque en lugar de embarazarse comprando una máquina que le dura diez años, contratan a Aggreko, que le asegura que va a ir cambiando para adaptarse a lo que más convenga”, apunta Varela.

Para llevar adelante esta transición hacia un integrador de energía, fue trascendental la adquisición que hizo tres años atrás Aggreko de la empresa Younicos, especializada en software y en gestión de baterías. Desde entonces, la compañía cuenta con el know how adecuado para que en una misma planta  híbrida puedan “conversar” las diferentes tecnologías.

En ese sentido Varela se muestra optimista acerca de los alcances que se pueden llegar a lograr en la operación de Salares Norte. “Una de las cosas más positivas que tiene este proyecto es que está en el desierto de Atacama, que es una región con una de las mejores irradiaciones solares del mundo. Estimamos que la penetración solar va a andar en alrededor del 20% del total de la generación de energía, lo cual es muy bueno en promedio. La planta solar está siempre conectada. Durante el día, el sol sale a las 8 de la mañana,  hace una campana de subida y bajada y el diésel se adapta a eso. La prioridad de despacho la tiene el solar y entonces cualquier cosa que venga solar, la planta lo toma y el diésel hace el resto. De este modo, la planta va apagando máquinas diésel hasta que cuando está en el pico solar se intenta que genere sólo solar,  manteniendo sólo algunas máquinas diésel rodando en vacío, por si aparece alguna nube. Esta última parte es la que en el llano la hacemos con baterías. Lo que hacemos en otras aplicaciones es apagar todo el térmico y trabajamos solar y batería durante el día”, explica.

Pablo Varela, Director Ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica y el Caribe.

El rol de las baterías

La utilización de baterías es uno de los elementos que caracteriza a las soluciones híbridas que ofrece Aggreko a sus clientes. Pero en el caso específico de la planta que está construyendo para Gold Fields por el momento no puede recurrir a ese tipo de tecnología por las particularidades geográficas y climáticas que presenta la zona donde está alojada la mina de Salares Norte.

Sucede que las baterías contienen unos inversores que son los que cambian la corriente de alterna a continua. Pero esos inversores no funcionan de manera eficiente cuando se encuentran a más de 3.000 metros de altura. Sin embargo, desde Aggreko aseguran que esa  situación puede modificarse en un futuro cercano. “Parte del compromiso que asumimos con Gold Field es empezara desarrollar inversores para poder implementar baterías en la altura en la que se encuentra la mina de Salares Norte”, indica Varela.

“Otra opción sería hacer cuatros presurizados, ya que el problema principal es la presión atmosférica, y meter las baterías adentro. Pero ahí hay muchas variables que entran en juego. Y para nosotros es muy fácil agregar una batería. Entonces decidimos empezar así y quizás dentro de seis meses le metemos una batería. Esa es parte de la flexibilidad que nos otorga el contrato”, completa.

-En el caso de que surja una logística o una infraestructura que permita una transición del diésel  hacia el gas natural, ¿la tecnología que ustedes están utilizando permite esa flexibilidad o tendrían que reemplazar esos equipos por unos nuevos?

-Las máquinas que tenemos permiten hacer un 50% gas y un 50% diésel. Es decir que con la misma instalación le podríamos subir gas y hacer un 50 y 50. Lo cual es bastante bueno porque si se quiere  mantener la confiabilidad en el caso de que la cadena de gas se corte, permite que siga funcionando sólo con diésel. Pero para hacerlo cien por ciento gas deberíamos cambiar las máquinas, que es algo que nuestro modelo de negocio también lo permite. Porque si me devuelven las 20 máquinas diésel yo las reaplico en alguna otra parte del negocio. En esta estrategia de transición energética las máquinas diésel las vamos a seguir usando pero cada vez más en aplicaciones que duran pocas horas. En tanto que todas las operaciones que funcionen  24 horas van a ir tendiendo más al gas en forma híbrida con otras aplicaciones.

-En el global de los proyectos que ustedes comercializan, ¿qué participación tienen las soluciones híbridas? ¿Es importante o sigue constituyendo una parte marginal del negocio?

-Es importante y cada vez más. Nuestros principales mercados son petróleo, minerías y empresas eléctricas en general.  En los dos primeros, la gran mayoría de nuestras aplicaciones son en islas. La inmensa mayoría de estas islas suelen ser híbridas, me animo a decir que vamos a alcanzar el 90% en muy poco tiempo. Muchos clientes que hoy están solo con diésel, ya le estamos empezando a agregar una batería. Algún tipo de hibridez ya es necesaria y la estamos justificando. Híbrido puede ser un térmico con una batería y de acuerdo a la duración del proyecto vamos viendo si conviene meterle renovable o no. Lo que pasa con las renovables es que para instalar solar o eólico se necesita un horizonte de tiempo de por lo menos diez años. Muchos proyectos no llegan a esa duración y por eso la parte renovable no entra. Pero la batería está entrando en proyectos de dos años.

-¿Cree que en los desarrollos hidrocarburíferos también puede darse que en un futuro mediato el mercado demande soluciones híbridas?

-La respuesta a eso es un sí rotundo. Las grandes petroleras tienen una presión del mercado muy fuerte en favor de la transición energética. Porque ven que van a conseguir plata más barata si apuntan a una estrategia de renovables. A nosotros nos encanta todo eso pero también tenemos que ir al ritmo de nuestros clientes. No podemos ofrecerle al cliente algo que no puede pagar hoy porque no está preparado. Entonces ahí se da lo interesante de este mix. Muchos de nuestros clientes globales petroleros están en la misma línea. En Argentina estamos trabajando con algunos de ellos. Tenemos una batería en Pampa Energía funcionando en el sur para reducir el consumo de gas. Están interesados y estamos conversando en cómo hacerlo. Obviamente todo esto se da dentro de un mercado competitivo. Por lo tanto, no se puede triplicar el costo para cumplir con esa transición. Es un mix entre ambas cosas pero es una realidad que está viniendo cada vez más fuerte.          

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El Gobierno apuesta a los trenes: 47 mil nuevos puestos de trabajo y casi US$ 5.000 millones

El Plan de Modernización del Transporte Ferroviario de Pasajeros y Carga demandará una inversión más de $ 32.000 millones y casi US$ 5.000 millones, con una generación de 47.000 puestos de trabajo, informó el Ministerio de Transporte. Los detalles En lo que hace a los pasajeros, se invertirán más de $ 26.000 millones a través de convenios con 24 municipios del AMBA, que generarán 16.000 nuevos puestos de trabajo. El Plan contempla la creación de 23 pasos bajo nivel, 10 pasos a nivel, 2 nuevos viaductos viales, un viaducto ferroviario, 6 estaciones nuevas a construir, la renovación de vías y señalamiento en dos líneas y las […]

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YPF obtiene el apoyo del 45% de los bonistas más duros

La petrolera extiende el plazo de adhesión hasta el 10 de febrero. Ya había recibido el respaldo de otro 30% de los acreedores. YPF obtuvo el respaldo del 45 por ciento el grupo Ad-Hoc, los tenedores de títulos más duros en el proceso de reestructuración de su deuda lanzado por la compañía, y en consecuencia se encamina a un posible acuerdo: el viernes ya había obtenido el 30 por ciento de respaldo de otro grupo de los acreedores, que había manifestando públicamente su aceptación de condiciones. La empresa recibió una propuesta de parte del grupo Ad-Hoc, que posee aproximadamente un 45% de tenencias del bono 2021, solicitando […]

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Las cifras del petróleo y gas, empresa por empresa

Un informe marca el impacto que tuvo la pandemia (y, por ende la cuarentena) en términos de caída del consumo y de la producción. Las principales petroleras y su derrotero que recién ahora encuentra salida a la crisis que sufre el sector a nivel global. Por efectos de la pandemia, en 2020 la producción de petróleo bajó 5,5% y la de gas natural un 8,9% en la comparación con 2019, según el último informe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) en base a cifras oficiales. Si bien las caídas fueron notorias, principalmente por la escasa actividad en los meses de aislamiento obligatorio, el […]

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La tarifa de electricidad cubre solo la mitad del costo de generarla

Con los precios finales congelados desde el año pasado y los valores mayoristas que siguieron en aumento, la brecha entre ambos se agigantó. El precio que pagan los hogares, los comercios y las pequeñas industrias por la electricidad que consumen no llegó el año pasado a cubrir ni la mitad de los costos de la generación y el transporte. La diferencia se cubre con subsidios del Estado nacional o en el peor de los casos queda sin liquidar. Para colmo, buena parte de lo que las distribuidoras le cobran a este tipo de clientes, que son el 77% de la demanda, no […]

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Chubut licita la operación transitoria del Área Cerro Negro

La petrolera provincial busca reanudar la actividad, tras la finalización del contrato con Roch S.A. El pliego de bases y condiciones es gratuito y estará disponible a partir del lunes 8 de febrero en la web del Gobierno Provincial. La apertura de sobres se realizará el 1° de marzo. La explotación del yacimiento será por un plazo de 9 meses, el cual podrá extenderse a un año y medio. Petrominera Chubut S.E. llama a Concurso Público N° 01/21 a fin de seleccionar empresas interesadas en ejecutar en forma transitoria la operación de hidrocarburos en el Área Cerro Negro, de 186 […]

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Neuquén cerró el 2020 con una suba en las regalías

En diciembre recaudó 26 millones de dólares, un 23,8% más que en el mes anterior. Los ingresos igualaron a los niveles previos al aislamiento por la pandemia. Hacia fines de 2020, la recuperación de la industria hidrocarburífera se tradujo en una mejora de los ingresos de las provincias productoras, que comenzaron a alcanzar los niveles previos a la pandemia. En el caso de la provincia de Neuquén, las regalías percibidas por la producción de crudo ascendieron en diciembre a los u$s 26 millones, y dieron un significativo salto de 23,8% con respecto a los u$s 21 millones recaudados en noviembre. De esa forma, la […]

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Vuelco de la inversión global a los países emergentes

En las tres primeras semanas de enero, los 30 principales mercados emergentes (EM) atrajeron un récord histórico de US$S17.000 millones, que implica un alza de 9% anual medida en dólares estadounidenses (Instituto Internacional de Finanzas/IIF). Este extraordinario acontecimiento responde a una tendencia iniciada en julio del año pasado, cuando en los EM, tras experimentar una fuga de más de US$90.000 millones en marzo, los inversores del mundo avanzado retornaron en gran escala, ante todo a China/Asia, que recibieron más de US$180.000 millones en el cuarto trimestre de 2020, llevando a más de US$360.000 millones el total de los 9 primeros meses del año. La […]

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YPF prevé duplicar su producción de shale gas antes de mayo próximo

La compañía de mayoría accionaria estatal aumentó su actividad para dar cumplimento al cupo adjudicado en el Plan Gas. La actividad en la formación de Vaca Muerta registró en enero un incremento de casi el 40%, al tomar como referencia las etapas de fractura realizadas por las compañías que operan en el no convencional neuquino, en particular por la demanda de la puesta en marcha del plan Gas.Ar desde el primer día del año. De las petroleras que operan en la formación, YPF ratificó el liderazgo de esa actividad incremental con siete equipos de perforación activos en la zona de […]

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El convencional se recupera y apuesta a incrementar producción

Las petroleras de la Cuenca Neuquina preparan fuertes campañas de workover y pulling para sus áreas. La mayoría logró contener los volúmenes de extracción en pandemia y algunas aumentaron los niveles. La industria todavía no termina de digerir el fuerte impacto que causó la pandemia del coronavirus y a pesar de que el 2021 todavía presenta algunos interrogantes, las petroleras de la Cuenca Neuquina ya planificaron cómo será su actividad durante el año. Atadas a potenciales imprevistos de la situación sanitaria y la imposibilidad de acceder a financiamiento externo, las petroleras del convencional prepararon ambiciosos planes principalmente con su propia caja. Campañas […]

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Continúa la racha alcista del petróleo en los mercados internacionales

El crudo West Texas Intermediate (WTI) se comercializaba a US$ 57,43 el barril, mientras que el Brent lo hacía a US$ 59,97 . El barril de petróleo crudo cotizaba con subas en sus valores en los mercados internacionales de Nueva York y Londres. El crudo West Texas Intermediate (WTI), que opera en el mercado de futuros de Nueva York (Nymex), avanzaba esta mañana 1,02% y se comercializaba a US$ 57,43 el barril en los contratos con entrega en marzo. En tanto, el petróleo Brent del Mar del Norte, que lo hace en el mercado electrónico de Londres (ICE), ganaba 1,06% y el barril se […]

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Ennis: “Vaca Muerta debe estar alineada al interés energético de los argentinos”

Belén Ennis es socióloga, profesora universitaria y asesora legislativa en Energía y Combustibles. Desde diciembre de 2019 dirige el Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC), la usina de pensamiento y estadística fundada por Federico Bernal, actual interventor del Enargas. En diálogo con Ámbito, Ennis aseguró que el desarrollo de Vaca Muerta “debe estar alineado al interés energético de los argentinos” y que YPF debe tener un perfil productivista. “Con Vaca Muerta se puede energizar el Mercosur”, afirmó. La especialista sostuvo que la mejor fórmula para atraer inversiones es tener una Argentina en expansión, tanto en producción como […]

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Acindar Pymes lanza una nueva línea de financiamiento (y afianza su relación con las micro y pequeñas empresas)

La Sociedad de Garantía Recíproca (SGR) privada más grande del país presentó una nueva línea de financiamiento destinada a la inversión, con un plazo de 8 años y una tasa fija en pesos de 18% anual, de pymes que tienen como gran desafío este año reactivar sus industrias. La reactivación post pandemia tendrá a las empresas industriales como grandes protagonistas, por eso Acindar Pymes continuará este año asistiendo especialmente a las pymes de estos sectores, como parte de su decisión estratégica de lograr un fuerte crecimiento y alcance en la cantidad de empresas avaladas. Para esto Acindar Pymes lanzó una línea de financiamiento destinada a la inversión […]

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Argentina y China apuran un plan de inversiones por u$s 30.000 millones

El gobierno apuesta a acelerar un listado de 15 proyectos para reactivar la economía; Kulfas y Béliz motorizan las negociaciones. Más allá de las vidriosas negociaciones por el envío de las vacunas de Sinopharm que Alberto Fernández y Xi Jinping están definiendo en estos días de pandemia, la Argentina y China trabajan en paralelo en un ambicioso plan a mediano plazo para instrumentar 15 proyectos concretos de inversión china en materia de infraestructura, energía y transporte que alcanzaría a unos 30.000 millones de dólares. Se trata de una de las mayores apuestas del Gobierno en materia de acuerdos económicos y comerciales internacionales previstos para la […]

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Nicolás Gadano: “Está todo dado como para que las naftas sigan aumentando”

Considerado uno de los mayores expertos en YPF, Gadano sostiene que en el Gobierno saben que no hay margen para “pisar las naftas y están al filo de la navaja. Nicolás Gadano, economista, conoce con profundidad el funcionamiento del sector energético (trabajó en YPF) y de la conducción económica (pasó por el Ministerio de Economía y el Banco Central). Tuvo dos etapas tanto dentro de la petrolera como de Hacienda. Autor de Historia del Petróleo en la Argentina (está trabajando en un segunda parte), entiende y explica el impacto de las regulaciones en el mercado de energía sobre el frente […]

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El atraso de los precios vuelve a preocupar a las refinerías

Pese a las subas en los últimos seis meses, aseguran que siguen detrás del precio que marca el Brent en el mercado argentino. El sector quedó en los últimos años en medio de las fluctuaciones de la política energética de turno. Desde la salida de la Convertibilidad, los precios de los combustibles atravesaron etapas bien marcadas, con sendos atrasos o gigantescos márgenes de ganancias para las refinadoras petroleras.. El 2021 arrancó con precios por debajo de la paridad de importación, entre un 3% a 6% según los cálculos más conservadores y hasta un 10% o 12% de acuerdo a los ejecutivos más […]

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Récord histórico de generación de energía de la Central Hidroeléctrica Yacyretá

La Central Hidroeléctrica Yacyretá, construida por la Argentina y Paraguay y que produce energía renovable a gran escala, registró en los últimos días nuevos récords en la generación eléctrica. Según informó la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la central tuvo cifras históricas en la Potencia Máxima Instantánea, la Potencia Media Horaria y en el Suministro Diario de Energía al sistema interconectado argentino (SADI). Esto se debe a la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras de la central y el aumento en el caudal del Río Paraná.

Yacyretá, que provee energía eléctrica a casi el 50% de los hogares de la Argentina, registró récords por encima de los 3.000 MW en Potencia Máxima Instantánea. Además, la central hidroeléctrica llegó al récord en el Suministro Diario de Energía hacia el sistema argentino (SADI), donde alcanzó los 68.966 MWh.

En cuanto al Suministro Diario de Energía de la central “hacia ambos sistemas eléctricos”, registró un récord de 71.570 MWh y una Potencia Media Horaria de 2.984 MW, señaló la entidad en un comunicado.

“Estos logros se alcanzaron por la capacidad y profesionalismo de los trabajadores de la EBY que, a pesar de todas las restricciones impuestas por la actual situación de pandemia, cumplieron con la puesta en marcha de todas las turbinas que componen el parque generador”, concluyó la EBY.

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President Energy apuesta a crecer con sus áreas de Río Negro

La petrolera de capitales británicos avanza con la construcción de una planta de tratamiento de crudo y anunció la realización de cuatro pozos orientados al gas. La firma aseguró que en este 2020 su eje en el país serán los campos rionegrinos. La petrolera británica President Energy redobló su apuesta al desarrollo de los hidrocarburos convencionales y anunció que el foco de sus actividades en el corto plazo estará en ampliar la producción de gas natural que obtiene de sus campos en Río Negro. De acuerdo al plan de inversiones que la compañía dio a conocer serán cuatro los pozos que se perforarán en […]

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Asia incrementó sus importaciones de petróleoAsia incrementó sus importaciones de petróleo

Las compras de varios países de ese continente a Estados Unidos alcanzaron un nivel récord en enero. Compraron casi 51 millones de barriles el mes pasado. Asia incremento sus compras de petróleo a Estados Unidos y en enero alcanzó un nuevo récord al rozar los 51 millones de barriles. La demanda de las refinerías asiáticas repuntó los últimos meses al ser uno de los continentes que más rápido se recuperó de la pandemia. Ocho embarcaciones zarparon del puerto petrolero de Louisiana Offshore Oil Port, en Estados Unidos, la única instalación del país que puede cargar superpetroleros (buques de más de 2 […]

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Fiebre por las renovables en Chile: en 2020 se duplicaron proyectos en evaluación ambiental

Las energías renovables en Chile, especialmente la eólica y la solar fotovoltaica, están creciendo a gran velocidad. En conjunto, ambas tecnologías representan el 23,2 por ciento de la matriz eléctrica chilena, de acuerdo al último informe elaborado por Generadoras de Chile.

Según el documento, a lo largo del 2020 se presentaron 11.401 MW en proyectos de energía ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), a conectarse en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

De estos, 5.218 MW fueron aprobados y más del 90 por ciento de ellos correspondieron a fuentes de generación renovable.

Se trata de todo un hito teniendo en cuenta que durante el 2019 se dio el record de proyectos aprobados por la SEA. Se habían presentado emprendimientos por una potencia de 7.064,6 MW, y obtuvieron certificación ambiental 2.790,5 MW.

Fuente: Generadoras de Chile

Otra diferencia con años anteriores, destaca el informe de Generadoras de Chile, es que la capacidad renovable aprobada por la SEA está repartida en más de 130 proyectos diferentes de generación, eso “destaca la importancia del proceso de desarrollo de proyectos en energía para la transición energética”, enfatizan desde la entidad de generadores.

Proyectos en construcción

De acuerdo a la Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP), que responde al Ministerio de Energía –cita el informe de Generadoras-, a diciembre del 2020 se registraron 100 proyectos por 6.683 MW en construcción, de los cuales el 95% corresponden a renovables.

De estos emprendimientos, capaces de movilizar 12.585 millones de dólares de inversiones, 6.332 MW serán renovables y sólo 351 térmicos. La mayor parte de ese volumen estará dominado por proyectos solares fotovoltaicos (3.347 MW) y eólicos (2.086 MW).

Fuente: Generadoras de Chile

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República Dominicana reporta 30 proyectos renovables con concesión definitiva

En la actualidad, menos del 10% de la energía producida en República Dominicana corresponde a fuentes de generación renovables no convencionales. Sin embargo, el potencial para que más proyectos de este tipo cubran la demanda local es aún mayor.

De acuerdo con proyecciones de la Comisión Nacional de Energía durante la administración pasada, en este país se podrían aprovechar 50000 MW de potencia solar y 30000 MW eólica. 

Y, sin lugar a dudas, la riqueza de recursos naturales que posee lleva a que cada vez más empresas locales y extranjeras se sientan seducidas por llevar a cabo emprendimientos en este territorio.  

En el mes de enero, la CNE confirmó 30 proyectos renovables con concesión definitiva. Esto corresponde a 12 proyectos eólicos, 12 solares, 5 de bioenergías y 2 minihidro hasta el momento (ver detalle al pie de la nota).

De estos, los emprendimientos para generación eléctrica suman 1355,76 MW de potencia instalada, desglosados en: 721,6 MW eólicos, 455,16 MW solares, 170 MW bio y 9 MW hidro. 

Por otro lado, también avanzaron en su concesión definitiva 18 proyectos térmicos, 2253,4 MW, casi el doble que los renovables. 

Esto podría preocupar al sector ya que, bajo mandato de Ley, el porcentaje de participación de energías renovables deberá ir aumentando en la cobertura de la demanda eléctrica local.

No obstante, el escenario mejora cuando se consideran 23 proyectos adicionales que aún están en trámite, de los cuales 22 son de energías renovables y sólo uno es térmico. Y los 41 emprendimientos que tienen concesión provisional sólo 5 serían para centrales térmicas.

 

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Para fin de año Ecopetrol tendrá listo seis parques fotovoltaicos más por 45 MW en Colombia

Ecopetrol, la petrolera más importante de Colombia, continúa con su plan de desarrollo de proyectos solares fotovoltaicos para su autoabastecimiento.

Ya tiene operativo el parque solar Castilla, de 21 MW, y está pronto a poner en marcha la planta fotovoltaica San Fernando, de 59 MW. A esta carpeta de proyectos, se le sumarán otros seis, por 45 MW, llegando así a los 125 MW solares operativos.

“Se estima que los (seis nuevos) parques entrarán en operación en diciembre de 2021”, cuenta a Energía Estratégica una fuente vinculada a Ecopetrol.

En concreto estos proyectos se dividen en: Uno en el Departamento del Meta, por 14 MW. Ubicado en el ecoparque Ocelote, dentro del campo que lleva el mismo nombre y que opera Hocol (filial de Ecopetrol) en el municipio de Puerto Gaitán.

Dos más en los municipios de Yaguará y Aipe, dentro del Departamento del Huila, por 25 MW.

Y otro dos en los Departamentos de Antioquia y Bolívar, por 6 MW, dentro de los municipios de Yondó y Cantagallo.

Fuente: Ecopetrol

“Los proyectos serán desarrollados bajo un contrato de suministro de energía por 15 años, con el objetivo de autoabastecer parte de la demanda de energía de las operaciones de Ecopetrol y Hocol en estas zonas del país”, anunciaron desde la petrolera.

La fuente consultada por este medio confió que el proceso licitatorio para la construcción de los seis nuevos parques está “en curso y a la espera de resultados”.

Se estima que estos ocho proyectos fotovoltaicos, en conjunto, brinden durante su construcción aproximadamente 1.200 puestos de empleo para las comunidades de las zonas de operación, de las cuales se calcula que al menos 38% sean ocupadas por mujeres, como parte de una iniciativa que busca fomentar el empoderamiento femenino en las regiones.

“Los nuevos parques solares significan un gran avance en nuestro plan de transición energética, el cual contempla contar con una capacidad instalada de energías renovables de alrededor de 400 MW al año 2023. Nuestro objetivo es impulsar un futuro energético sostenible y confiable para Colombia, y aportar a la meta del Gobierno Nacional de reducir el 51% de las emisiones de gases de efecto invernadero en el país al año 2030”, destacó el Presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

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Panamá: preocupan retrasos en reglamentación y llamados a licitaciones de energías renovables

Empresarios de las energías renovables identifican una serie de urgencias para atender en el mercado eléctrico panameño. Entre ellas: licitaciones, simplificación de trámites y neteo uno a uno. 

“Las nuevas alternativas que permite la tecnología renovable han tomado mucha tracción en el mundo y nos preocupa que Panamá se esté quedando atrás en muchos de estos temas”, introdujo Alfredo De St Croix, Managing Director de Aspinwall Corp (AHC). 

En conversación con Energía Estratégica Panamá, el empresario valoró que “la regulación no ha acompañado hasta el momento” en lo referente a transición energética y energías renovables. 

En gran escala, “hace más de cinco años que no se dan licitaciones a largo plazo en Panamá. Las últimas que se dieron por tecnología fueron las de gas natural y esos proyectos no se han concretado”, lamentó el empresario. 

Alfredo De St Croix

Al respecto, De St Croix indicó ser partidario de que se den “licitaciones por tecnología” para que se puedan planificar y financiar adecuadamente los proyectos renovables y en la escala que sea necesaria que entren, tanto para dar respuesta a la cuestión climática como a la misma demanda que irá subiendo.   

Para otro referente empresario que también dialogó con este medio, ante la ausencia de licitaciones, por lo pronto, una simplificación de trámites tanto en pequeña escala como en utility scale abriría mayores oportunidades de negocios entre privados. 

“Un cambio que podría ser inmediato para la proliferación de estos sistemas es la legalización de la misma planta. Son muchos los pasos burocráticos que no dan al caso”, reclamó Luis Cuevas, Project Manager de Rea Solar Panamá.

Adhiriendo a aquello Alfredo De St Croix, ejemplificó que en el caso de instalación de paneles solares en residencias o comercios “pasa por las mismas ventanillas por las que deberías ir si estuvieras haciendo un anexo en tu casa”.

“Por supuesto que pretendemos cumplir con todas las normas, pero sería bueno si en este caso se cuenta con un procedimiento específico para esta actividad. Vemos inconveniente si la legalización de una planta que está diseñada bien técnicamente no puede ser aprovechada por el cliente a la brevedad porque se trancó en una fila de trámites que no le corresponden”.

Aquí es donde también cobra un rol central el papel que tendrán las distribuidoras, no sólo ante un eventual aumento de sistemas de generación distribuida, sino también para atender a la generación actual. 

Luis Cuevas

“Lamentablemente, no tenemos buen feedback en algunos lugares, no sólo en cuanto a trámites. Hay un reto técnico actual que deben asumir las distribuidoras y es robustecer la capacidad de sus líneas de distribución para evitar cortes o fluctuaciones de tensión que generan daños a los inversores, por ejemplo”, repasó Cuevas. 

Y agregó: “también podrían evaluar la flexibilidad para que los usuarios también puedan netear uno a uno”. Pero sobre esto, De St Croix opinó que “hay una resistencia al cambio. Tenemos empresas distribuidoras que quieren preservar su status quo, pero del otro lado a usuarios que quieren incorporar energías renovables”. 

Parte del interés de empresarios en participar del Consejo de Transición Energética, en parte es poder dialogar con estos actores del mercado y que se pase a la acción sobre temas puntuales; de modo tal que la próxima década sea aún más provechosa para las energías renovables.  

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Israel Hurtado: «México tiene tanto potencial para el hidrógeno verde como Chile o incluso mayor”

La utilización del hidrógeno verde en la evolución de energía eléctrica fue contemplada por primera vez por la administración actual de México en el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034. 

En el documento se le asigna un porcentaje del 1,31%, pero se menciona una evolución gradual y ordenada de las energías limpias con el fin de cumplir, entre otras disposiciones, el Acuerdo de París y leyes nacionales. 

Para conocer un poco acerca del rol actual y el futuro del hidrógeno verde en el país, Energía Estratégica recurrió a la opinión de Israel Hurtado, Fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno: “Aunque le asignan un porcentaje bajo, es una buena señal que lo consideren en la adición de capacidad de generación para los próximos años”. 

“Me hubiera preocupado si ni siquiera mencionaban a la tecnología. Pero esto quiere decir que se la tomará en cuenta y la Comisión Federal de Electricidad está considerando cambiar las turbinas que tienen de gas natural de ciclos combinados a utilización de hidrógeno verde”, agregó.

El especialista destacó que posiblemente dentro de quince años el porcentaje de utilización sea mayor. E hizo una comparación con la evolución de las centrales solares en México, ya que en 2014 había dos en operación que generaban 70 MW y actualmente existen setenta y dos que generan 5500 MW. 

“Si en 2014 me hubieran preguntado cuál era mi perspectiva con relación a energía solar en los próximos seis o diez años, creo que no hubiera dicho la cantidad actual dado que el panorama era complicado”..

“Y si bien hay diferencias importantes en cuanto a la energía fotovoltaica y las energías para obtener hidrógeno verde, la curva de desarrollo avanza rápidamente ya hay progreso tecnológico”, afirmó.

Cabe recordar que la Asociación Mexicana de Hidrógeno, de la cual forman parte “alrededor de treinta empresas”, pretende consolidar el inicio de operaciones de la asociación, generar un diagnóstico del potencial del hidrógeno en México y, a partir de allí, definir las bases u hoja de ruta para una estrategia nacional de hidrógeno. 

El avance del H2 en México no es el único en Latinoamérica. Incluso, desde el país norteamericano observan lo ocurrido en Chile, donde “ya se presentó una estrategia nacional de hidrógeno, hay metas claras establecidas para la próxima década, con inversiones cuantificadas y proyectos en marcha”. 

Sin embargo, Hurtado señaló que “México tiene tanto potencial como Chile, o incluso mayor”. Y entre las características que remarcó inciden el tamaño geográfico, población e industria, además de tener a Estados Unidos como país vecino, que es altamente intensivo en consumo de energía y que puede ser un buen comprador de hidrógeno. 

De todas maneras, las acciones de la administración actual no favorecen el avance de las renovables en el país, y según palabras del fundador de AMH, “esta administración favorece al monopolio y combustibles fósiles, pero hay leyes nacionales y compromisos internacionales firmados”, como por ejemplo el Tratado de Libre Comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC).

Pero por más que haya un panorama complejo, Hurtado estima que “el hidrógeno puede crecer en los próximos años dado que no fue señalado por parte de una autoridad como una competencia a los monopolios o de algún otro tema que no vean buenos ojos”.

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Villalonga: “Argentina puede ser parte de un futuro mercado de hidrógeno verde global”

El rol del hidrógeno verde en Argentina ha tenido un gran impulso en los últimos años, que, entre otras cosas, se debe a la baja de costos en la generación renovable, ya que un componente sustancial del costo está dado por la energía eléctrica necesaria para producirlo.

Y desde Plataforma H2 Argentina están volcados a incentivar el diálogo en el ámbito público en torno a las posibilidades del hidrógeno para Argentina. 

¿De qué manera? Juan Carlos Villalonga, experto en temas energéticos y referente de la PlataformaH2 Argentina, comentó las iniciativas y el futuro de la industria en relación al H2:

Procuramos que la dirigencia política y en los distintos niveles de gobierno se visualice el rol que puede cumplir el hidrógeno en nuestra matriz energética, pero también en nuestra matriz económica, ya que Argentina puede ser parte de un futuro mercado de hidrógeno global”.  

“La barrera política es central. Si logramos que la política pública tenga un gran compromiso y sobre todo continuidad, no dudamos que el sector privado corporativo, el científico y el tecnológico están en condiciones de hacer su parte”, afirmó. 

Las iniciativas de la plataforma parten de la idea de visibilizar al hidrógeno en el ámbito público e impulsar lo trabajado hasta el momento. 

Es decir, que el foco está puesto en la “necesidad de que el Estado y el sector privado tengan una visión común del desarrollo del hidrógeno”. Un proceso que permita colocar a Argentina en condiciones de ser un productor de hidrógeno con capacidad de exportar a lo largo de la década. 

“Los seminarios permitieron recorrer el estado de situación y las expectativas de los actores locales, para iniciar el diálogo con legisladores en torno a la actualización de la Ley de Hidrógeno (Ley 26.123) que debe ser urgentemente actualizada y relanzada”, señaló Villalonga. 

En ese sentido, la expectativa para 2021 es que la iniciativa legislativa tenga avances, además de la ampliación del espectro de entidades y empresas que apoyen el trabajo de la Plataforma para tener esa hoja de ruta del hidrógeno verde en el país.

Ante la pregunta sobre si se puede pensar en la industria del hidrógeno verde para comercio internacional hacia 2030, el referente del sector destacó que “el hidrógeno será un commodity y generará una oferta y demanda internacional”. 

Y si bien Argentina posee recursos naturales para producir grandes cantidades de energía renovable y ser parte de la oferta global, “dependerá de los costos de generación y los costos de producción de hidrógeno y logística de almacenamiento y transporte”, que a su vez se relacionan casi por completo de la estabilidad económica y la confianza que se genere como proveedor. 

“Es este el mayor reto, por eso en la Plataforma H2Argentina ponemos ahora el foco en el sector público, quienes toman las decisiones deben ser conscientes de esta oportunidad”, manifestó el especialista. 

“Tenemos por delante un desafío regulatorio y una tarea que la política debe realizar, asumir una visión de largo plazo y, sobre todo, cumplirla. Con eso, Argentina tiene todas las chances de ser un jugador muy importante”.  

En cuanto a los actores más interesados en el hidrógeno y sus proyectos en los próximos años, Juan Carlos Villalonga nombró al transporte naval y ferroviario, el sector minero y la industria química. 

“Todo esto estará fuertemente vinculado al grado de progreso y madurez que tenga el sector renovable y el mercado energético en general. Si sostenemos una política de subsidios en el consumo de energéticos, eso distorsiona precios y es una barrera al ingreso de nuevas tecnologías”, concluyó. 

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Empresarios estadounidenses salieron al cruce de la Sener por su política anti renovables y piden continuar subastas

La American Chamber of Commerce advierte que la Iniciativa Energética de México, además de violar los compromisos del TMEC, puede restablecer el monopolio en el sector eléctrico del país.

Desde AMCHAM México plantearon que «por su complejidad y el tiempo de maduración que requieren, las inversiones en el sector energético sólo hacen sentido a partir de una visión integral de largo plazo, es decir, con reglas claras y transparentes que garanticen la continuidad y el éxito de los proyectos».

Indican que el sector energético representa el 6% del PIB y es determinante para que la economía mexicana pueda crecer sostenidamente, pero para ello, el Estado debe garantizar los principios de libre competencia y certidumbre jurídica.

A través de un comunicado de prensa, los empresarios estadounidenses con intereses en México, alertaron que la Iniciativa de Reforma a la LIE representa un retroceso para la competitividad del sector, el Estado de Derecho y el desarrollo sustentable del país debido a que:

  • No es consistente con los compromisos asumidos por México en el marco del TMEC y el TLCAN, al no reconocer derechos adquiridos y el otorgamiento de los contratos bajo el marco legal vigente.
  • Fortalecer a un actor estatal por encima de sus competidores privados atenta contra la libre competencia, contraviene a la Constitución, la Ley de Transición Energética y el Acuerdo de París, ya que privilegia la compra de energía generada por las centrales de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en detrimento de alternativas de energía limpia.
  • Eliminar la obligatoriedad de comprar por subastas, un mecanismo diseñado para asegurar que la energía que se compra al mejor precio y con la mejor tecnología en términos de bajas emisiones, tiene un impacto ambiental negativo y daría prioridad a energía más contaminante y más costosa.
  • Obligar a la CRE a revocar los permisos de autoabastecimiento, modifica unilateralmente los derechos de los particulares para cancelar permisos, renegociar o terminar anticipadamente contratos públicos, lo cual es violatorio del principio de no retroactividad de la ley.

Siguiendo con los argumentos, la cámara planteó que históricamente, uno de cada cuatro pesos del total de la Inversión Extranjera Directa en el sector energético proviene de Estados Unidos, por lo que, como representantes de la comunidad binacional de negocios, reconocemos:

(i) la soberanía nacional para regular el sector energético;

(ii) el potencial de profundizar la integración energética de Norteamérica;

(iii) el beneficio de que la CFE tenga finanzas sanas; y

(iv) que el costo y el impacto ambiental de las energías renovables es menor.

Por ello, AMERICAN CHAMBER/MEXICO hace un llamado a la reflexión de los Legisladores de ambas Cámaras para guiar la política energética nacional bajo un enfoque de certidumbre, libre competencia y respeto de los compromisos internacionales.

«Como alternativa, proponemos impulsar una política energética que fomente que las empresas mexicanas sean más competitivas, y que las inversiones en el sistema de transmisión eléctrica den viabilidad a más energía renovable, así como el despacho de la generación eléctrica más económica», concluyeron.

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YPF llega a un acuerdo con los bonistas duros y se acerca al cierre exitoso de su refinanciación de deuda

El viernes YPF contaba con un nivel de aceptación global cercana al 30% del total de los acreedores involucrados en el proceso de reestructuración de deuda. Pero ayer (sábado) recibió una propuesta de parte del grupo Ad-Hoc, que posee aproximadamente un 45% de tenencias del bono 2021, solicitando una última modificación a las condiciones de intercambio de ese título para comprometer su participación en la transacción.

La propuesta fue presentada al Directorio de la compañía (que se reunión el domingo a las 18), que resolvió aprobar el pedido solicitado por grandes fondos como Fidelity, Balck Rock, Ashmore y Wellington. «Se consideró que eran modificaciones razonables toda vez que se limitaron a conceptos que se adaptan a las necesidades de YPF para lograr el cumplimiento de sus objetivos y se enmarcan en la normativa del Banco Central», explicaron a EconoJournal allegados a la petrolera. En los hechos, la mejora de oferta consiste en un rebalanceo: los bonistas recibirán algo más de efectivo (cash) y menos en concepto de nuevos títulos de deuda, pero el monto total involucrado seguirá siendo el mismo.

En consecuencia, YPF anunció que extenderá el plazo de la oferta de canje para posibilitar que ingresen al mismo todos aquellos inversores que consideren que la nueva y última propuesta reúne las condiciones necesarias para su participación.

Bono 2021

Las fuentes consultadas informaron «las nuevas condiciones, que presentan un rebalanceo entre la cantidad de bonos garantizados al 2026 y dinero en efectivo ofrecido a los tenedores de los bonos 2021, redundarían en niveles de participación, incluyendo el compromiso del Grupo Ad-Hoc en relación con sus tenencias de bonos 2021». «Eso permite augurar el cumplimiento con las restricciones regulatorias en materia cambiaria (del BCRA) y, de esta forma, evitar las limitaciones al cumplimiento por parte de YPF de los pagos de capital que vencen en marzo próximo», destacaron.

Con esta última modificación —añadieron— se espera concluir de manera exitosa su proceso de refinanciación de deuda, sumando una participación mayor en la oferta de parte de todos los tenedores de bonos elegibles a participar del canje. «Eso redundará en una mayor liberación de fondos para ser destinados a las actividades de inversión que permitan retomar la senda de crecimiento en la producción de gas y petróleo», indicaron.

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Líderes de Latinoamérica y Caribe se reúnen en la «Cumbre Eólica 2021» el 17 de marzo

Licitaciones públicas que prometen gran impulso del sector de las energías renovables en Chile, Colombia, Panamá, República Dominicana, Brasil, Ecuador, y la inercia de crecimiento que se proyecta para Argentina, México, Perú, Uruguay, Costa Rica, entre otros países de la región, serán temas de interés para la «Cumbre Eólica 2021», organizada por Latam Future Energy, alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam.

Las más de 12 mil personas que siguieron en directo cada una de las dos jornadas del encuentro latinoamericano realizado en noviembre de 2020 prometen gran convocatoria para un año marcado con nuevas oportunidades para el sector de las energías limpias.

A poco de su lanzamiento, LFE se convirtió en el evento más exclusivo de la industria alcanzando la mayor convocatoria del mercado.

REGISTRO SIN COSTO

Gira LFE 2021 – Primer Semestre 

  • Latam Future Energy Wind Virtual Summit: 17 de Marzo 2021
  • Latam Future Energy Solar Virtual Summit: 18 de marzo
  • Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril
  • Latam Future Energy PV-Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio

Ponencias destacadas

En su primera edición, participaron los ministros de energía de los países con mayor atractivo para el desarrollo de las energías limpias, además de otras figuras destacadas:

  • Juan Carlos Jobet – Ministro de Energía – Chile
  • Diego Mesa – Ministro de Energía – Colombia
  • René Ortiz – Ministro de Energía – Ecuador
  • Jorge Rivera Staff – Secretario de Energía – Panamá

REGISTRO SIN COSTO

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El lunes se conocerán datos sobre el canje de deuda de YPF

Con relación al canje de bonos emitidos por YPF, que procura reestructurar plazos de pago de una deuda por 6.200 millones de dólares, fuentes de la compañía indicaron que la operación tiene preestablecida una fecha de aceptación que sería el lunes próximo.

En ése momento la energética tiene previsto divulgar el resultado de la propuesta formulada a los tenedores de los bonos comprendidos en la operación. En este sentido es clave saber si logra posponer un vencimiento por U$ 413 millones que opera en marzo próximo.

En los últimos días la actitud asumida ante las propuestas (mejoradas) de YPF por parte de los varios fondos de inversión acreedores ha sido diversa y compleja.

Entre los mayores tenedores de esos bonos se cuentan Fidelity, Ashmore, y BlackRock.

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Energía reestructuró equipo a cargo del PERMER, para suministro en zonas rurales

La Secretaría de Energía renovó el equipo de funcionarios a cargo del proyecto de energías renovables en mercados rurales PERMER, cuya nueva coordinadora es  Analía García, planificadora regional especializada en desarrollo energético.

 La nueva conformación, se indicó, “se asienta en una metodología de trabajo federal, que incorpora referentes regionales para liderar el proceso de seguimiento de proyectos”.

Entre sus objetivos estará el desarrollo de estrategias para motorizar cadenas de valor provinciales y nacionales en la provisión de insumos de energías renovables, incluyendo la contratación de mano de obra y empresas locales para los servicios logísticos y la instalación de equipos.  Asimismo, se buscará fomentar el diseño de nuevas iniciativas a partir de procesos participativos con distintas organizaciones y con comunidades indígenas.

Entre los proyectos que se encuentran en desarrollo destaca la instalación de microrredes híbridas para abastecer de energía a pequeñas poblaciones que se encuentran fuera del alcance del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

 Además, se continúa con la provisión de energía eléctrica para hogares, escuelas y centros de atención primaria de salud en el ámbito rural. En los centros de salud, se incorporarán colectores para la provisión de agua caliente y equipos fotovoltaicos para la iluminación y los sistemas de refrigerio de vacunas y medicamentos.

Respecto a las aplicaciones para usos productivos, el equipo de PERMER avanza en la confección de pliegos para obras de bombeo solar, en otro trabajo conjunto con INTA.

Analía García es investigadora del CONICET y cuenta con un posdoctorado en el Massachusets Institute of Technology (MIT), posee experiencia en la conducción de equipos en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Fundación YPF, instituciones en las cuales lideró programas de desarrollo sustentable en ciudades y regiones extractivas. Conoce en profundidad el sector energético en América Latina, así como la agenda para el desarrollo sostenible necesaria para impulsar la transición energética.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, destacó que “con el PERMER muchos hogares, escuelas e instituciones del ámbito rural van a poder tener acceso a la electricidad mediante fuentes renovables. Seguimos trabajando por una Argentina más federal”.

Por su parte, Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, sostuvo que “PERMER promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico con atención al cuidado del medioambiente, a partir de la electrificación de hogares, escuelas y pequeños emprendimientos productivos en el ámbito rural por medio de fuentes de energía renovables”.

El PERMER concretó su primera licitación del año recibiendo tres ofertas para la compra de 5.428 boyeros solares destinados a beneficiarios de 19 provincias. La  apertura de los sobres se desarrolló en el Salón Negro del Ministerio de Economía de la Nación.

Los licitantes fueron las empresas FIASA (Fábrica de Implementos Agrícolas S.A), AUTOTROL S.A y LUBRISIDER S.A. Los montos oscilan entre los 906 mil dólares por un lote hasta los 5 millones de dólares por los cuatro lotes que conforman la licitación. Autoridades del PERMER, del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) y de la Secretaría de Energía se encuentran en el proceso de evaluación de las ofertas recibidas.

Los boyeros solares se entregarán a pequeños agricultores para electrificar los alambrados utilizados para la cría de ganado en Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Rio Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Santa Fe, Santiago del Estero y Tucumán. Cada equipo cuenta con una batería, un panel solar integrado y los accesorios necesarios para su funcionamiento eficiente.

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Colaboración público-privada para transformación energética de Panamá

El Consejo Nacional de Transición Energética es una instancia público-privada creada para asesorar a la Secretaría Nacional de Energía en los objetivos definidos en los “Lineamientos de la Agenda de Transición Energética”. Este asesoramiento estará basado en conocimiento técnico que deberá evaluar las políticas públicas que se implementan en el país.

La evaluación y votación presidida por el Secretario de Energía, Jorge Rivera Staff contó la participación del H.D. Ricardo Torres, Presidente de la Comisión de Comercio y Asuntos Económicos de la Asamblea de Diputados; Carlos Mosquera, Gerente General de ETESA; Carlos Carcache, Gerente General de EGESA; Hernán Arboleda, Director de Políticas Públicas del Ministerio de Economía y Finanzas; Francisco Mola, Director Nacional de Industrias y Desarrollo Empresarial del Ministerio de Comercio e Industrias, Ligia Castro, Directora Nacional de Cambio Climático del Ministerio de Ambiente, Adán Vega, Asesor de la Autoridad Marítima de Panamá; Julio Caballero, Coordinador de Proyectos de la Oficina de Electrificación Rural; todos en representación del sector público en el Consejo Nacional de Transición Energética.

Rivera Staff expresó durante el encuentro virtual la importancia de seleccionar este grupo de expertos independientes, que representan agentes sociales, políticos y consumidores.

El objetivo es ampliar la visión para el desarrollo de un modelo alineado con objetivos específicos en el sector energético, como lo son: la dinamización de la economía, generación de nuevos empleos, y el cumplimiento de las Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC), entre otros.

Los responsables de gestionar esta labor abarcan desde el gobierno, a la Secretaría Nacional de Energía, el Ministerio de Economía y Finanzas, el Ministerio de Comercio e Industrias, el Ministerio de Ambiente, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, la Autoridad Marítima de Panamá, la Oficina de Electrificación Rural, la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A., la Empresa de Generación Eléctrica S.A., y desde el sector privado a 16 expertos de diferentes especialidades del sector energético.

Desde el sector privado se recibieron 64 postulaciones, y luego de la evaluación y votación ha quedado integrada por los siguientes especialistas: Mónica Lupiáñez y Jorge Díaz, principal y suplente respectivamente en representación de las Empresas Generadoras, Esteban Barrientos y Sebastián Pérez, principal y suplente en representación de las Distribuidoras Eléctricas, Rafael Linares y Félix Linares, principal y suplente en representación de Empresas de Eficiencia Energética y/o instaladores de paneles solares; Edmundo Vidal y Aristides Chiriatti, principal y suplente en representación de las Zonas Libres de Combustibles, Doriana Hun y Gustavo Rodríguez como principal y suplente por las Empresas Importadoras y Distribuidoras de Combustibles, Eduardo De la Guardia y Cristóbal Samudio, como principal y suplente de los Gremios profesionales vinculados al sector energético, Jorge Azcárraga y Gustavo De Luca como principal y suplente en representación de las Asociaciones de usuarios de energía eléctrica y finalmente en representación del sector académico, como principal y suplente, Mayteé Zambrano y Jessica Guevara.

La selección de los especialistas se basó en un modelo de evaluación con 9 criterios previamente detallados al momento de la convocatoria, y publicados en www.energia.gob.pa.

El Consejo Nacional de Transición Energética realizará su primera reunión el próximo 18 de febrero, momento en que inicia su acompañamiento en los objetivos, metas y líneas de acción para cada una de las siete estrategias de la Agenda de Transición; referentes a acceso universal, eficiencia energética, movilidad eléctrica, generación distribuida, innovación del SIN (Sistema Interconectado Nacional) y en el sector de hidrocarburos la actualización del marco regulatorio, y la consolidación de Panamá como Hub Energético.

Fuente: Secretaría Nacional de Energía – Panamá

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Fusiones y adquisiciones en Oil & Gas en 2020-2021

Juan Martin Emiliozzi (Advisor) – Juan Tripier (Senior Manager)

First Capital Group

.- Sin lugar a dudas, la incertidumbre es lo que ha marcado el último año atípico no solo para la industria del Oil & Gas, sino para toda la economía mundial. El Covid-19 fue el tema más influyente e inesperado del año, y dejo sectores ganadores y perdedores.

La extrema volatilidad generada por la pandemia, llevó al precio del petróleo a cotizar por primera vez en valores negativos, dado que la cuarentena impuesta por los gobiernos hizo que la demanda de petróleo se vea muy retraída. Los últimos datos están mostrando una caída de un poco más del 10% de la demanda global del petróleo y se espera que recién
para 2023 se llegue a niveles pre pandemia.

También hay que destacar que la pandemia ha acelerado el proceso de cambio de utilización de energía, incrementando la atención en los renovables. Inclusive, el estancamiento de la demanda hizo que muchas refinerías estadounidenses y europeas conviertan sus plantas para producir biocombustibles – sin dudas estamos ante tiempos de adaptación y cambios.

Dado el complejo contexto, y considerando que muchas veces los ciclos de crisis / precios de commodities bajos potencian movimientos y reestructuraciones corporativas, presentamos a continuación un panorama de lo que fue la actividad de M&A (fusiones y adquisiciones según sus siglas en inglés) durante la pandemia.

Panorama M&A a Nivel Global

A nivel mundial durante el año 2020 se registraron +700 deals de M&A por un valor mayor a USD 400bn (en base a datos de Refinitiv/Dealogic/PwC). Estos valores representan una baja de aproximadamente 15%-20% en comparación con el año 2019 – una caída muy acentuada. La palabra clave fue consolidación, dado que grandes grupos buscaron combinarse para
reducir/optimizar sus estructuras de costos y crear economías de escala y sinergias.

Algunos casos relevantes incluyeron Chevron/Noble Energy (USD 5bn),
ConocoPhillips/Concho Resources (USD 10bn), Devon/WPX (USD 6bn). Hasta Exxon Mobil y Chevron en algún momento discutieron llevar adelante una mega-combinación (que finalmente no prosperó).

También hubieron grandes ventas de activos por necesidad, por ejemplo BP vendió su negocio de petroquímicos a la también británica INEOS por USD 5bn. China por su parte realizó reestructuraciones societarias entre sus empresas estatales, siendo el caso más emblemático el de la recién creada Pipechina que adquirió activos de midstream de Petrochina/Sinopec por más de USD 50bn – atención a una nueva oleada de adquisiciones chinas a nivel internacional.

Panorama M&A a Nivel LATAM

Primero hay que tomar en cuenta que el impacto de la cuarentena en la región no fue homogéneo, hubo países como Argentina y Perú donde el PBI se contrajo 11% y 12% respectivamente (dejando de lado Venezuela), y países como Brasil, Chile, y Uruguay que la caída fue prácticamente la mitad. Los niveles bajos de actividad generaron una disminución de las inversiones de capital en la industria, lo que a su vez impacto sobre los
flujos de M&A.

Hay que tomar en cuenta, que la actividad de M&A en LATAM no es tan versátil, variando de país en país, y tiene características diferentes a la de otras regiones. Mientras que en USA la baja del precio del petróleo disparó una ola de fusiones/consolidaciones para que las empresas sobrevivan, en LATAM los mercados están menos fragmentados, y en general solo recurren grandes empresas, observándose mayormente disposiciones de activos para ganar liquidez.

A nivel de países, desde 2015 Brasil, Argentina y Colombia han sido los principales destinos de M&A en la región – registrando en ese periodo un total de USD 36.000 millones en +190 deals.

En el caso puntual de 2020, después de venir de un 2019 muy bueno en términos de valores operados de M&A, fue el año más bajo en el último lustro en términos de values alcanzando aproximadamente USD 2.400 millones.

Brasil fue el país más activo con más de 17 transacciones y más de USD 1.100 millones en valores operados, secundado por Colombia con un poco más de USD 850 millones (2 deals). El caso de Colombia es interesante, ya que con una postura “market friendly”, en el último tiempo logró duplicar su producción y convertirse en un destino relevante para inversión de M&A. En tercer lugar estuvo Argentina con más de USD 400 millones (8 deals).

Algunas de las transacciones más relevantes incluyeron:
 La compra de activos de producción onshore en Colombia por parte del fondo Carlyle Group a su coterránea Occidental Petroleum (Oxy) por USD 825 millones realizada en el mes de octubre. La transacción forma parte de un plan de desinversión de Oxy a nivel internacional.
 En el mes de diciembre, Petrobras anunció la venta a Ouro Preto Energia Onshore (filial de 3R Petroleum) de 14 campos onshore ubicados en el estado de Bahia. El monto de la transacción fue de USD 250 millones.
 La adquisición del 10% restante de Transportadora Asociada de Gas (TAG) por parte de Engie y CDPQ de Canadá por casi USD 190 millones. Con esta
adquisición CDPQ y Engie completa el 100% de TAG, ya que en 2019 habían
adquirido el 90% en un mega deal de casi USD 9bn.
Se observó un fuerte componente estacional. Con la mayor parte de las transacciones ocurriendo antes de la pandemia o hacia fines de año.

Panorama de M&A a nivel de Argentina

En el plano local, la cuarentena extendida, la polarización política y una crisis económica y financiera que se viene arrastrando desde el año 2018 y que no tiene un claro plan de salida, influyeron negativamente sobre las decisiones de inversión. Desde antes de la pandemia los inversores ya estaban en una postura de ‘wait and see’ y muchas transacciones ‘on-hold’.

A esto se le suma que el 2020 fue un año movido para las multinacionales operando en Argentina, con muchos anuncios de salida y/o recortes. Esto todavía no ha llegado al sector de oil & gas, pero hay que estar atentos ante posibles anuncios.
Si bien el sector energético tradicionalmente ha sido uno de los principales impulsores del M&A en el país, el 2020 fue la excepción, con un flujo bajo de operaciones (y concentradas mayormente antes de la pandemia) – indicador de los altos niveles de incertidumbre que existen en el sector.

Entre las operaciones más relevantes del sector se encuentran:
 En enero la multinacional de servicios petroleros Schlumberger concreto la venta de su participación accionaria (49%) que mantenía junto a YPF en el Bloque Bandurria Sur, en Vaca Muerta. La compra de la participación fue realizada por Equinor y su socio Shell en partes iguales y por un valor de USD 355 millones.
 En enero la noruega Interoil Exploration Oil & Gas adquirió la participación de la empresa Roch en los Bloques Campo Bremen, Moy Aike, Chorrillos, Océano y Palermo Aike. Con esta operación Roch se retira de la provincia de Santa Cruz y concentra sus operaciones en otras tres provincias (Tierra del Fuego, Neuquén y Mendoza).
 En enero Raizen Gas (Shell Gas) especializada en la comercialización y
distribución de gas licuado y petróleo vendió la totalidad de las acciones a Italgas, compañía argentina originaria de Rosario.

Un punto a tener en cuenta es el proceso de reestructuración de deuda que está llevando a cabo YPF. Al ser la principal petrolera de Argentina, con una presencia muy activa en Vaca Muerta, un canje exitoso será clave en cuanto a las perspectivas futuras del sector.

Perspectivas para el 2021

 Crisis global sin precedentes y segunda ola. Lo que nos vuelve a enseñar este año atípico es que a pesar de la crisis y el párate económico, la vida y los negocios continúan. Sin embargo a raíz de la segunda ola, y aun con las incipientes campañas de vacunación en el mundo, el 2021 empieza con una nueva ráfaga de incertidumbre. El M&A es una actividad que en general necesita cierta estabilidad macroeconómica, por lo cual es probable que se repita un año similar al 2020 con deals reactivos de adaptación, con algún repunte hacia los últimos meses del 2021, cuando haya mayor previsibilidad acerca del futuro.
 El mercado necesita señales positivas. En un contexto global tan complejo como el actual y con mercados que se manejan con un alto componente de expectativas, más que nunca es importante que se envíen señales positivas que promulguen estabilidad y sirvan para atraer inversiones en el sector de Oil & Gas.

Hay que dejar de lado la política, y optar por el pragmatismo en lo económico, apuntando a generar estabilidad y optimismo. Si bien es un año donde se espera cierta recuperación económica – siendo a su vez un año electoral – sino se genera un plan para el sector con reglas claras, la volatilidad y la desconfianza continuarán, impactando directamente sobre los niveles de inversión.
 Distressed y necesidad de liquidez. En el contexto actual muchas compañías del sector han sido afectadas a nivel financiero. Esto hará que continúe la necesidad de transacciones del tipo distressed a partir del cual activos o empresas necesiten reestructurar su operación y pasivos. Dentro de este marco podríamos ver a grandes grupos locales buscando desprenderse de activos no estratégicos para afianzar su liquidez.
 Oportunidad para captar pesos. El panorama indica que seguirá habiendo exceso de pesos en el mercado, con expectativas devaluatorias de la moneda. En este sentido, todo negocio que sirva para absorber pesos y ofrezca cobertura cambiaria continuará siendo atractivo en 2021. En este sentido el sector de Oil & Gas puede ser muy atractivo.
 Seamos Positivos. El contexto se encuentra en un cuadro de monitoreo constante.
A partir de marzo/abril, luego de los ‘100 días’, se podrá vislumbrar las
posibilidades y oportunidades que el mercado local brinde. Analizar y monitorear será la consigna para los próximos meses. Recordemos que Argentina es la tercera economía más grande de LATAM, y Vaca Muerta es uno de los depósitos de Shale más grandes del mundo, así que más allá de las distintas crisis, Argentina es y será siempre un mercado relevante. Oportunidades siempre hay…

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Argentina y Chile buscan habilitar el oleoducto Trasandino

Es un tendido clave para transportar crudo de Vaca Muerta en dirección al Pacífico. Permitiría llevar unos 100.000 barriles diarios para procesar en Chile y hacia el puerto de Concepción. Argentina y Chile se comprometieron “rehabilitar” el oleoducto Trasandino, un tendido que permitiría bombear hasta 100.000 barriles diarios de petróleo desde Vaca Muerta hacia el puerto de Concepción, del otro lado de la Cordillera de Los Andes. La decisión se desprende de la reunión que mantuvieron el presidente Alberto Fernández y su par Sebastián Piñera, la semana pasada, en Santiago de Chile. Allí ambos coincidieron en la “importancia de seguir trabajando colaborativamente para […]

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Energías renovables: creció 64% la generación en 2020 y ya es la tercera fuente en el país

La generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables creció 64% el año pasado y superó a la energía nuclear como tercera mayor fuente de electricidad. En total, las energías renovables -entre las que se encuentran la eólica y la solar- generaron el año pasado el 9,4% del total, con 12.734 GWh, mientras que la nuclear aportó el 7,4%, con 10.011 GWh, según datos de Cammesa. A este cálculo se le puede sumar también la energía hidráulica, que es considerada renovable, pero no entra dentro del conteo de energías “limpias”, porque para construir las grandes represas hubo que modificar […]

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Vista alcanzó un nuevo récord en Vaca Muerta

La petrolera redujo un 56% el tiempo y realizó un pozo en solo 14 días. Una reducción de tiempo que se equipara con las registradas en Permian. La petrolera conducida por Miguel Galuccio, Vista Oil&Gas, marcó un nuevo récord en los últimos días en la perforación de su séptimo pad de pozos en Vaca Muerta. En concreto, el nuevo hito se alcanzó en el área Bajada del Palo Oeste, en donde la operadora lleva adelante un programa de desarrollo orientado a la producción de petróleo y con muy bueno resultados. Según los registros a los que accedió Energía On, la perforación del pad 7 se dio […]

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Comenzó a operar el parque eólico Chubut Norte IV de las compañías Genneia y PAE

Con una inversión cercana a los 120 millones de dólares y una potencia instalada de 83 MW, el Parque Eólico Chubut Norte IV comenzó a generar energía limpia y sostenible hacia todo el país. Está ubicado cerca de la ciudad de Puerto Madryn y cuenta con una superficie de 2.696 hectáreas donde se instalaron 19 aerogeneradores de la firma Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país.

La construcción del parque contó con la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.

Más potencia

Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia. El proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 de RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable. Contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de energía renovable de 648 MW”, dijo Jorge Brito, presidente de Genneia.

Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, destacó “el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y los trabajadores, en particular durante el año 2020”. Afirmó que “con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia de Chubut, donde ya contamos con el parque eólico Garayalde”.

Se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas en conjunto y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada total de 140 MW.

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La industria se sigue recuperando

El año, en cambio, cerró con una caída de 7,6 por ciento con respecto a 2019, que se explica fundamentalmente por el fuerte parate que enfrentó la actividad en los meses de abril y mayo cuando debido a la cuarentena la actividad se contrajo 33,3 y 26,1 por ciento. La industria creció 4,9 por ciento interanual en diciembre, su valor más alto desde febrero 2018, según informó el Indec. Sin embargo, en el acumulado anual registró una caída de 7,6 por ciento con respecto a 2019, que se explica fundamentalmente por el fuerte parate que enfrentó la actividad en los meses de […]

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Una buena para Chubut: el precio del petróleo cerca de los 60 dólares por barril

La cotización del petróleo tipo Brent, que se toma como referencia en la Argentina, superó este jueves los 58 dólares por barril, en una tendencia alcista que se mantiene desde fines del año pasado y se vio potenciada por anuncios de la OPEP+, que mantendrá sus recortes de producción, a lo que se sumó la caída de reservas petroleras de Estados Unidos. La cotización del petróleo tipo Brent, que se toma como referencia en la Argentina, superó este jueves los 58 dólares por barril, en una tendencia alcista que se mantiene desde fines del año pasado y se vio potenciada por anuncios de la […]

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Los principales puntos del informe noruego que disparó las acciones de YPF

La consultora independiente en petróleo y gas Rystad Energy comparó el potencial de Vaca Muerta con la Cuenca Permian, de EEUU, la más grande del mundo. En medio de la renegociación de la deuda de YPF, la consultora noruega Rystad Energy publicó un alentador informe sobre la actividad de los hidrocarburos en Vaca Muerta, lo que motivó una fuerte alza de las acciones de la petrolera de bandera en Wall Street. Rystad es una consultora independiente en petróleo y gas, con sede en Oslo, pero opera en otros mercados como Londres, Nueva York, Houston, Moscú, Río de Janeiro, Singapur, Bangalore, Tokio y Dubai. Presidencia Entre los principales puntos, el informe -para […]

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Brasil, partícipe de un posible repunte económico excepcional de Argentina en 2021

Nos encontramos con que el nivel de crecimiento del PBI por 2021 puede ser mayor al nivel de caída del 2020. Las condiciones estratégicas de Brasil. Ante los números propicios de lo económico en cuanto a la inflación anual del 2020 con un 36,1% y la caída del PBI que conoceremos en el mes de marzo próximo y que nadie duda que será cercana al 10%, nos encontramos con que el nivel de crecimiento del PBI por 2021 puede ser mayor al nivel de caída del 2020. En el mes de julio comuniqué que nuestro país crecería al salir de la pandemia con […]

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Comenzó a operar el Parque Eólico Chubut Norte IV, de Genneia y PAE

El desarrollo cuenta con 19 aerogeneradores Nordex de 4,4 MW cada uno que fueron instalados a lo largo de una superficie de 2.696 hectáreas. El Parque Eólico Chubut Norte IV comenzó a operar. Con una inversión que ronda los 120 millones de dólares y una potencia instalada de 83 megavatios, el parque eólico situado en cercanías de la ciudad de Puerto Madryn, ya produce energía limpia para un total de más de 130 mil hogares. Cuenta con 19 aerogeneradores Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país y fueron instalados a lo largo de una superficie […]

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Consumo No Registrado (CNR): qué es y en qué casos corresponde reclamar ante el ENRE

En los últimos meses, numerosos usuarios y usuarias de energía eléctrica recibieron facturas con el ítem Consumo No Registrado, el cual eleva el monto final a pagar por el servicio. El Consumo No Registrado (CNR) de energía puede ser producto de una falla en el medidor –por manipulación o por encontrarse estropeado- y por lo cual debe realizarse una prueba de contraste; o puede surgir de la diferencia y reajuste entre el consumo estimado y la lectura real de los medidores, durante el período que indica la factura. Según el Reglamento de Suministro de la Energía Eléctrica para los Servicios Prestados por […]

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Guzmán no se rinde y busca ajustar tarifas para mantener estables los subsidios

La intención de Guzmán es ajustar las tarifas al menos un 30% para que los subsidios se mantengan en el 1,7% del PIB, pero el kirchnerismo presiona para que el aumento sea significativamente menor. El ministro de Economía, Martín Guzmán, aseguró anoche que las tarifas se van a enmarcar en lo que establece la ley de Presupuesto 2021, donde  se prevé que el ratio de subsidios sobre el producto permanecerá constante respecto de 2020. La intención de Guzmán es ajustar las tarifas al menos un 30% para lograr ese objetivo, pero el kirchnerismo presiona para que el aumento sea significativamente menor. De hecho, los […]

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Estatal Petroperú coloca deuda por 1.000 mls $ para modernización refinería

La estatal Petroperú dijo el jueves que colocó deuda a una tasa “mínima histórica” por unos 1.000 millones de dólares en los mercados internacionales, para terminar la modernización de la mayor refinería del país que opera la petrolera local. Petroperú dijo que la operación fue muy bien recibida por los inversionistas, lográndose una demanda aproximada de 2.500 millones de dólares, “lo que refleja la confianza del mercado en el proyecto” de modernización de la refinería Talara. “La transacción se realizó a través de la reapertura del bono con vencimiento en el año 2047 a una tasa de interés de 4.65%, […]

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Edemsa continúa con los trabajos en la redes eléctricas

La empresa realizará cortes de energía en distintos departamentos por los trabajos de mantenimiento preventivo. Este viernes, Edemsa continuará con su cronograma de mantenimiento preventivo de las redes de energía eléctrica en los distintos departamentos de la provincia. Las zonas afectadas son las siguientes: Las Heras – En los barrios Santa Rosa y Solares de Brown. De 8.30 a 12.30 h. Luján – En Ruta N° 40, calle N° 9, 800 mts hacia el norte del camino a Palumbo; Anchoris. De 18.00 a 20.00 h. – En el Manzana Q – Casa 8; barrio Buena. De 8.00 a 12.00 h. – En […]

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Más cambios en tarifas de gas: Bernal propone ahora un aumento del 7%

La discusión puertas adentro del gobierno sobre cómo ajustar las tarifas de gas y electricidad no está saldada. En declaraciones a C5N, el ministro de Economía, Martín Guzmán, dio a entender esta semana que las facturas de los servicios regulados deben aumentar en la banda del 30%. Pero los entes reguladores, que responden a funcionarios alineados con el Instituto Patria, siguen negociando con las empresas concesionarias una suba inferior al 10 por ciento.

El interventor del Enargas, Federico Bernal, quiere firmar con las distribuidoras de gas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre las principales— y las transportistas un pre-acuerdo que le dé luz verde para modificar los contratos firmados tras la revisión tarifaria integral (RTI) que se firmó en 2017 y finaliza en a fines de este año.

Bernal pretende que los privados convaliden, con su firma en un documento, un ajuste de las tarifas que difiere de las pautas de actualización incluidas en los contratos vigentes.

  • En los hechos, lo que busca el interventor es que las empresas no cuestionen en la Justicia los cuadros tarifarios de transición que, como temprano, por una cuestión de plazos procedimentales podrían aplicarse recién a partir de abril.

Primera propuesta

El titular del Enargas inició una ronda de negociaciones con las empresas a mediados de enero. Su propuesta inicial consistió en otorgar un 9% de aumento en la factura final de gas que pagan los usuarios residenciales, tal como publicó este medio el 7 de enero.

Su intención, aguas abajo, es que esa recomposición se destine íntegramente a recomponer el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras. Es decir, el precio del gas en boca de pozo homologado en las facturas quedaría congelado al igual que el costo del transporte de gas.

  • Un 9% de incremento real en la factura permite subir alrededor de un 25% el ingreso ese segmento.

Sin embargo, la propuesta se trabó por diferentes motivos. Entre ellos porque las transportistas —TGN y TGS— se negaron a avalar ese esquema, que dejaba congelados sus ingresos.

Bernal quería que todas las concesionarias suscriban el pre-acuerdo para evitar reclamos administrativos y eventualmente en la Justicia”, explicó a EconoJournal una fuente oficial.

Contraoferta

Esa negativa, sumada a la falta de definiciones en las máximas esferas del gobierno con relación a qué hacer con las tarifas de los servicios regulados, dilató las negociaciones.

Si bien el diálogo del Enargas con los privados corre por canales fluidos, el diálogo se empantanó la semana pasada cuando Bernal puso sobre la mesa una contrapropuesta que a los privados les cuesta considerar. En lugar del 9%, el interventor ofrece ahora elevar un 7% las facturas a los usuarios. Eso implicaría una recomposición real del VAD de las distribuidoras del 20% para todo 2021.

Empresas productoras de gas consultadas por este medio sostienen que, con esa suba, es difícil que las distribuidoras puedan cumplir con los pagos del gas que consumen los hogares. Lo más probable, advierten, es que la cadena de pagos del sector de gas se resquebraje aún más.   

Espalda legal

El interventor precisa que las empresas avalen por escrito los cuadros tarifarios de transición para evitar reclamos legales no sólo por el congelamiento a partir de abril de 2019, sino también por la falta de actualización tarifaria durante los gobiernos kirchneristas.

Los privados desestimaron la posibilidad de reclamar por el congelamiento del período 2001-2015, pero sólo si el Estado cumplía con los términos y condiciones establecidos en la RTI 2017-2021. En caso de no cumplir con las fórmulas de ajuste tarifario incluidas en esos contratos, como efectivamente sucederá, el Enargas precisa de una validación formal de las empresas para evitar reclamos millonarios en la Justicia a futuro.

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ABB dispara sus beneficios hasta 4.293 millones en 2020 por la venta de sus redes eléctricas a Hitachi

El grupo suizo de ingeniería y automatización ABB obtuvo un beneficio neto atribuido de 5.146 millones de dólares (4.293 millones de euros) en el conjunto de 2020, lo que equivale a multiplicar por 3,6 las ganancias registradas en 2019 como consecuencia del impacto de la venta de su negocio de redes eléctricas a Hitachi a mediados del año pasado, según ha informado este jueves. Las cuentas anuales de la empresa registran un impacto positivo de 4.860 millones de dólares (4.053 millones de euros) fruto de la desinversión de activos. Sin tener en cuenta estas cifras, el beneficio neto atribuido de […]

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El vehículo eléctrico solar que no necesita recarga

Logra recorrer 1.609 kilómetros con una carga completa de energía y pueden pasar años sin necesidad de conectarlo a la red eléctrica Los coches eléctricos no contaminan el medio ambiente con emisiones de gases nocivos, requieren menos mantenimiento y tienen menos probabilidades de sufrir averías mecánicas, al tener menos pieza en movimiento, pero su recarga suele ser lenta y, en muchos casos, requiere instalar un punto de carga en casa ante la falta de una red adecuada de “electrolineras”. Por su parte, los vehículos eléctricos con energía solar necesitan llevar grandes paneles fotovoltaicos en su techo y otras superficies de […]

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Neuquén lanzó licitación pública para un parque solar y hay tiempo hasta el 5 de abril

Neuquén diseña un programa propio para conseguir más generación renovable. Esta vez, no es para tecnología eólica, a pesar de su gran potencial, sino que tiene que ver con el parque solar «El Alamito» de 1 MW.

El presupuesto oficial es de 135 millones de pesos más IVA. La garantía de oferta 1.350.000 pesos y el pliego cuesta 150 mil pesos.

El alcance de la construcción de dicha planta de generación fotovoltaica comprende, pero no se limita a la total realización de los trabajos definidos en el Pliego, incluyendo:

  • Ingeniería, diseños y proyectos.
  • Gestión de permisos para construcción y habilitaciones.
  • Estudios ambientales aplicables.
  • Adecuación y adenda de los estudios ambientales, según tecnología final.
  • Diseño, construcción y puesta en marcha de apertura de línea, línea de interconexión, y estación de maniobra
  • Provisión instalación e interconexión de transformadores de potencia.
  • Infraestructuras eléctricas y obras.
  • Edificio de control, almacén y servicios generarles
  • Provisión e instalación de paneles solares fotovoltaicos
  • Suministro e instalación de inversores de corriente.
  • Suministro de repuestos
  • Provisión e instalación de estructuras de soporte fijo.
  • Plan de inspección y ensayos
  • Suministro de materiales, repuestos, la integración y montaje de los mismos,
  • Servicios, mano de obra, organización e INSTALACIONES TEMPORALES.
  • Estudios, ensayos y gestiones para la Habilitación en el Mercado Eléctrico Mayorista, en un todo de acuerdo con las Normativas vigentes.
  • Puesta en servicio de la INSTALACIÓN.
  • Documentación Conforme a Obra.
  • Capacitación y transferencia de tecnología. Plan de operación y mantenimiento
  • Planta piloto de generación con diferentes tecnologías de estructuras solares.
  • Central meteorológica de captación de datos.
  • Sistema de seguridad y CCTV en el predio.
  • Provisión de servicios de datos y comunicaciones en las instalaciones
  • Cercado e iluminación perimetral del polígono designado.
  • Sistemas de extinción y prevención de incendios en el edificio de control
  • Sistema de extinción de incendios para el parque. Extintores para el parque
  • Sistema de arboleda perimetral
  • Provisión de mobiliario para las oficinas de control
  • Provisión de dos computadoras para control remoto de la planta completa
  • Perforación pozo de agua, sistema de bombeo, almacenamiento y riego.

Características del llamado

Presupuesto Oficial: $ 135.000.000 + IVA
Garantía de Oferta Exigida: $ 1.350.000
Valor del pliego: $150.000
Recepción de Propuestas: hasta las 11:30 hs. del 5 de abril de 2021
Apertura de Propuestas: 12 hs. del 5 de abril de 2021.
Lugar de recepción y Apertura de propuestas: Antártida Argentina 1245, edificio 4, piso 3 del Centro Administrativo Ministerial (CAM), Neuquén, Provincia del Neuquén, República Argentina.
Requisitos: Poseer antecedentes en obras similares llave en mano, con habilitación comercial en el MEM.

 

 

 

 

 

 

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Proyecto eólico fotovoltaico de 1.000 MW avanza con permisos ambientales en Chile

El proyecto “ERNC Antofagasta” obtuvo admisión por parte del Servicio de Evaluación Ambiental y ahora se encuentra en etapa de calificación.

Ibereólica Renovables, empresa española promotora de la obra, espera poder iniciar la mega obra a partir del segundo semestre del año que viene.

Se trata de un parque eólico de 496 MW asociado con una granja fotovoltaica de con seguimiento a un eje de 675 MWe de potencia nominal, lo que hace que el proyecto –que requerirá un inversión de 874 millones de dólares- sume 1.171 MW.

La obra se emplazará en el extremo norte de la comuna de Taltal, provincia de Antofagasta, aproximadamente a 150 km al sur de la ciudad de Antofagasta y a 63 km al noreste de la localidad de Paposo.

Se estima que a lo largo de la construcción del emprendimiento (de 42 meses de duración), la mano de obra requerida será de aproximadamente 200 trabajadores, con un máximo de 500 puestos de empleo en el mes de mayor demanda laboral. Se calcula que en la fase de operación se emplearán 80 personas.

El proyecto

El mega emprendimiento ERNC Antofagasta contempla la ejecución de las siguientes obras principales:

  1. El Parque Eólico (PE) propiamente tal, dotado de un conjunto de 80 aerogeneradores de 6,2 MW de potencia unitaria.
  2. La Planta Fotovoltaica (PFV), constituida por 1.419.840 módulos fotovoltaicos de potencia nominal 530 Wp cada uno, que supone una potencia pico instalada de 752,5 MWp, para producir 675 MWAC de potencia máxima.
  3. Una Subestación Transformadora de la Planta Fotovoltaica 33/500 kV (SET FV) que recoge la energía generada en la planta fotovoltaica.
  4. Una Subestación Transformadora de Conexión ERNC Antofagasta 33/500 kV (SET ERNC) que recoge la energía generada en el parque eólico, y a su vez recibe la energía de la planta fotovoltaica.
  5. Una Línea de Transmisión Eléctrica de 500 kV de simple circuito de 16,5 km (LTE FV), con origen en la SET FV y final en la SET ERNC.
  6. Una Línea de Transmisión Eléctrica de 500 kV de simple circuito de 4 km (LTE ERNC), con origen en la SET ERNC y final en la futura SET Parinas 220/500 kV1 , para evacuar la energía del conjunto del Proyecto en el Sistema Eléctrico Nacional.

Además de las obras principales indicadas, el emprendimiento contempla la habilitación de caminos (acceso desde la Ruta 5 N, caminos internos y caminos de servicio de las LTE), un almacén de repuestos y dos torres meteorológicas; así como instalaciones temporales para materializar las obras del Proyecto (dos instalaciones de faenas, planta de hormigón y canchas de tendido para las LTE).

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InterEnergy avanza con el desarrollo de 200 MW renovables en República Dominicana

República Dominicana tendría el potencial de instalar 50000 MW de energía solar y 30000 MW eólicos, según proyecciones de la Comisión Nacional de Energía durante la administración pasada. Y, la riqueza de recursos abren los horizontes de negocios que van en línea con los compromisos que tomó este país para su transición energética.  

Bajo mandato de la Ley 57-07, el 25% de la demanda energética local deberá ser cubierta por energías renovables al 2025. Una de las empresas que hará lo propio para colaborar a aquella meta es InterEnergy.  

“En República Dominicana, apuntamos a un mínimo de 200 MW de proyectos renovables”, señaló Roberto Herrera, Country Manager de InterEnergy en República Dominicana. 

El ejecutivo amplió que esto se traduce en una inversión que rondará los 250 millones de dólares en orden de atender no sólo a las obras de nuevos parques eólicos y solares sino también a las líneas auxiliares. 

“El Gobierno ha sido muy claro en que es el momento de invertir en República Dominicana. Por eso nosotros, en alianza con Grupo Popular, adquirimos una serie de proyectos de este tipo junto con el Parque Eólico Matafongo (34 MW)”.

Desde InterEnergy, grupo que lleva más de 30 años en este país, detallaron que los proyectos adicionales adquiridos en el paquete accionario mencionado por Herrera son: 

1) Parque Eólico Matafongo hasta 50 MW (ampliación)

2) Parque Solar Matafongo de 50 MW (se ha ajustado la potencia)

3) Parque Eólico Granadillos 50 MW (con concesión definitiva)

4) Parque Eólico Cacaos de 50 MW

Su interés de completar la expansión de renovables con al menos 200 MW ya muestra avances. Sin ir demasiado lejos, la semana pasada el equipo de energías renovables liderado por Mónica Lupianez inició los trabajos de desarrollo de aquellos proyectos. 

“Como Grupo nosotros estamos abocados a invertir en tecnologías de bajo impacto ecológico. Por eso, hemos hecho inversiones fuertes en gas natural, como combustible de transición. Y evidentemente seguiremos con eólica y solar”, amplió.

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Más renovables: el Gobierno de Colombia lanza una nueva licitación para una línea de Alta Tensión

El lunes de esta semana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), lanzó la subasta por el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva subestación Carrieles 230 kV y obras asociadas (ver en línea).

De acuerdo al cronograma oficial, el 25 de febrero será la fecha de presentación de ofertas para la selección del interventor. La misma se realizará a través de la Plataforma Tecnológica (desde la 00:01 a las 14:00 hora Colombia).

Luego, el 6 de mayo se efectuará la presentación de propuestas de los sobres N° 1 (técnico) y 2 (económico) en el proceso de selección del inversionista (desde la 00:01 a las 8:30 hora Colombia).

La empresa adjudicataria de la obra deberá concluir con sus compromisos “a más tardar el 31 de enero de 2025”, advierte el Pliego publicado por la UPME.

El proyecto

De acuerdo a las Bases y Condiciones, la obra consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras del proyecto nueva subestación Carrieles 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

En rigor, el emprendimiento comprende:

  1. Nueva subestación Carriles 230 kV en configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción de los municipios de Jericó y Támesis en el departamento de Antioquía.
  2. Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 8 km desde la nueva subestación Carrieles 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Ancón Sur – Esmeralda II 230 kV, para reconfigúrala en Ancón Sur – Carriles – Esmeralda 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

iii. Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

Una licitación más

Cabe destacar que la subasta por la Subestación Carrieles y su correspondiente línea de transmisión en 230 kV se suma al “Plan de Expansión de Generación – Transmisión 2017-2031” que el Gobierno está llevando a cabo.

El pasado 27 de enero, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), lanzó la subasta de la nueva Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).

De acuerdo al cronograma oficial, el próximo 19 de febrero será la fecha límite para la presentación de ofertas para la selección del interventor. Dos meses después, el 27 de abril, será el día en que tengan que presentarse los sobres con las propuestas técnicas y económicas para la construcción de la obra, por parte del inversionista.

De acuerdo a lo establecido en el Pliego de la subasta, la Subestación Pacífico “debe entrar en operación a más tardar el 31 de mayo de 2025, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

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Por primera vez se contempló al hidrógeno verde en la política energética de México

El Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034 publicado días atrás sigue generando distintas posturas en el sector energético y de las renovables. 

Y si bien dentro del PRODESEN se realiza la diferencia entre energías renovables y energías limpias, una de las cuestiones que se destaca es que es la primera vez que se menciona al hidrógeno verde dentro de la política energética de México.

En el apartado donde se estima la evolución de la producción de energía eléctrica, el H2 ocupa el 1,31% y se aclara una evolución gradual de las energías limpias para cumplir con las metas establecidas, ya sea en las leyes del país como así también el Acuerdo de París. 

María Valencia, Directora de Vinculación Institucional en la Agencia de Energía del Estado de Puebla, aportó su opinión sobre el programa y el rol del hidrógeno verde en México: “Si bien a mi parecer es poco el porcentaje de incorporación, lo veo como una parte positiva del programa. Allí mencionan a esta tecnología como emergente y que tendrá crecimiento”. 

“Sin embargo, no se explica muy bien cómo se logrará la incorporación de energías limpias ni cómo se cumplirán las metas”, aclaró. Cabe destacar que para 2021 se pretende una participación del 30%, mientras que para 2024 alcanzaría el 35%. 

Ante la pregunta de qué manera se podría cumplir con dicho porcentaje o un mayor rol del H2, la especialista comentó que “habría que reunir al sector privado y gobierno, debido a que actualmente el hidrógeno verde no se encuentra regulado, para dar incentivos a la industria». 

Además destacó que ya hay varios actores que buscan desarrollar dicha tecnología mediante proyectos pilotos, como por ejemplo Asociación Mexicana de Hidrógeno.

Y desde la Agencia de Energía del Estado de Puebla no se quedan atrás. Ya conversaron con diversas empresas con posicionamiento en España o Chile e incluso con el Ministerio de Energía de Chile. 

“Hay posibilidad de firmar un convenio para intercambio de conocimiento y buenas prácticas en cuanto al hidrógeno verde y saber cómo desarrollarlo en Puebla mediante una política estatal”. 

“Partiendo de ahí buscamos desde distintos frentes poner sobre la mesa al hidrógeno verde a nivel federal”, explicó. 

Por otra parte, las medidas de la administración actual no son ajenas al progreso de las renovables en el país. Incluso el 31 de enero, la presidencia de Andrés Manuel López Obrador presentó una iniciativa preferente con cambios a la Ley de Industria Eléctrica. 

Ante ello a María Valencia le pareció que “podrían haber efectos de bajas inversiones, ya que los inversionistas se están yendo a otras regiones de Latinoamérica”. “Es triste porque en México tenemos todo el potencial”, añadió.

Sin embargo, aún con esto con esta política energética tajante, la funcionaria enfatizó que “la capacidad instalada en energía renovable permitiría hacer una mayor producción de hidrógeno verde”. 

“México tiene todo el potencial, tenemos una posición geográfica e infraestructura portuaria para que en algún momento pensáramos en ser exportadores. Tenemos todas las de ganar, hay que reunir voluntades del sector privado, público y de los entusiastas del hidrógeno verde”, concluyó.

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CADER invita al debate para analizar desafíos de las energías renovables en Argentina 2021

Será una participación de los comités de trabajo de CADER que comentarán sus planes para 2021.

FECHA: 9 de febrero a las 11 horas.

REGISTRO SIN COSTO

Participan los coordinadores de los comites:

  • Solar Fotovoltaica – Marcelo Álvarez
  • Bioenergía – Julio Menéndez
  • Eólica – Rodrigo Franco
  • Mini-Hidroeléctrica – Pedro Llauró
  • Financiamiento – Martín Dapelo
  • Industria Nacional – Rubén Sánchez Perco
  • Solar Térmica – Pablo Greco

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Más ofertas de energía solar en Argentina: Multiradio distribuirá productos de Victron Energy

El inicio de este año 2021 viene acompañado de buenas noticias para el sector de las energías renovables. Entre ellas, Multiradio suma un nuevo partner de lujo en el área solar: Victron Energy. 

La marca Victron Energy es muy conocida por ser un especialista en reguladores de carga e inversores/cargadores para el mercado Off Grid (aislado de la red). Es una gran opción para los proyectos Off Grid que requieren productos de altísima calidad y robustez. No obstante, los productos de Victron también sirven para armar sistemas híbridos (On Grid con almacenamiento).

Sobre la oferta que llegará al país este año, Julián Zimerman, gerente comercial del área solar de Multiradio, precisó: 

“Vamos a comercializar reguladores PWM y MPPT, inversores/cargadores desde 3kVA a 10kVA, equipos all in one (regulador+inversor/cargador+accesorios incluidos) y una gran gama de accesorios de monitoreo y control”.

¡El horizonte es prometedor! Estos se van a poder implementar en sistemas muy pequeños como puede ser un regulador de carga para cargar baterías y alimentar cargas de continua en un motor home, por ejemplo, hasta sistemas grandes como microrredes. 

Para conocer más sobre esta oferta, pueden ver ejemplos de aplicaciones reales en la web de Victron: https://www.victronenergy.com/blog/ O bien, sumarse al próximo webinar gratuito de Multiradio que será este mismo mes. (inscripción: https://forms.gle/3jrtERPtVqyYwDvG8)

Al finalizar el evento se realizará un sorteo entre los participantes. Los premios serán:

1) Descuento de 7% en un producto Victron especifico a elegir
2) Descuento de 5% en un producto Victron especifico a elegir
3) Descuento de 3% en un producto Victron especifico a elegir

Además de estos productos que tendrán en stock oficial y que distribuirán a lo largo y ancho del país, Multisolar también se hará cargo de brindar soporte preventa, soporte posventa y responderá ante exigencias garantía. 

“No queremos ser un simple importador de productos del rubro solar. Nuestro objetivo es agregar todo el valor que podamos para nuestros clientes integradores de sistemas fotovoltaicos”, justificó Zimerman.

En conversación para nuestro medio, agregó: “tenemos un equipo de dos personas dedicadas exclusivamente a la posventa de los productos del rubro solar que dan soporte a los asesores técnico-comerciales. Contamos con un laboratorio donde podemos probar inversores y también repararlos si es necesario. Hemos hecho y seguimos realizando una inversión grande para poder dar una respuesta posventa rápida y confiable”.

“Inclusive, todos los productos que comercializamos cuentan con garantía y Multiradio se hará cargo localmente de ello. En el caso de Victron, la mayoría de sus productos cuentan con 5 años de garantía”, adelantó el gerente comercial del área solar de Multiradio.  

Alianzas estratégicas 

Multiradio cuenta con más de 15 socios estratégicos en su área de negocios destinada al sector solar. Todos ellos son fabricantes prestigiosos dentro de la industria fotovoltaica.

Aquello llevó a que sean distribuidores de productos tales como paneles, inversores, estructuras de montaje, bombas solares, proyecciones eléctricas, baterías de plomo ácido, baterías de litio y más. 

Entre otras marcas importantes que trabajan, destacamos también a: Jinko Solar, Amerisolar, SMA, Growatt, Grundfos, Suntree, Chiko Solar, Leoch, Ultracell, Pylontech, entre otros.

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Latinoamericana de Energía inauguró parque solar y confía en destrabar proyectos en La Rioja y Catamarca

Las energías renovables continúan su crecimiento en Argentina. El pasado martes Latinoamericana de Energía S.A. inauguró el Parque Solar Tamberías en San Juan con una potencia instalada de 3,6 MW. 

Con dicho parque, se les proveerá de energía limpia a 1.800 familias aproximadamente. Y según datos que CAMMESA le brindó a la compañía, es uno de los tres parques con mayor factor de carga en el país junto a Diaguitas y Las Lomitas. 

Al respecto, Emiliano Cabaña, Gerente General División Renovable de Latinoamericana de Energía S.A, y Pablo de Rosas, Director Financiero de la compañía, comentaron cómo fue el progreso del proyecto: 

“La construcción del parque solar se llevó a cabo en el año 2019 y se puso en marcha a mediados del 2020. Durante el transcurso tuvimos algunos problemas para llevar a cabo la importación de ciertos bienes y el incumplimiento de algunos proveedores, pero nada que no se pudiera sortear de manera efectiva y a tiempo, a pesar incluso de la pandemia”.

Foto cortesía de Emiliano Cabaña

A partir de ahora las expectativas de la empresa se sostienen en el desarrollo de nuevos proyectos solares en San Juan, en conjunto con las provincias de mayor producción solar como La Rioja y Catamarca.

En dichas provincias Latinoamericana de Energía S.A. posee proyectos que se encuentran detenidos por “múltiples factores a la empresa” y que fueron adjudicados en el Programa RenovAr 2 y el Mercado a Término. 

“Actualmente tenemos la problemática de no encontrar inversores extranjeros interesados en ingresar dinero al país, debido a la actual coyuntura nacional y mundial. Y la banca privada y estatal local no pueden hacer frente al desafío de la inversión inicial que los proyectos necesitan”, apuntaron”. 

Ante la pregunta de cómo se podrá resolver, no sólo esta situación particular, sino también de la problemática general, ambos especialistas opinaron que “es necesario que el estado nacional y provincial desarrollen políticas que favorezcan la atracción del capital extranjero para la región y concepto federal”.

“En el caso de no poder lograrlo, con los adjudicatarios se debería negociar la prioridad de despacho y RenovAr para la devolución de las capacidades de transporte sin penalidades, ya que la imposibilidad de llevar a cabo los proyectos se debe exclusivamente a factores externos”. 

Con ello aluden a circunstancias de fuerza mayor que conlleva la pandemia, ya sea la imposibilidad de conseguir financiamiento externo, la dificultad para obtener de insumos y equipamientos que en su mayoría no se producen en el país y que sus fábricas se encuentran paralizadas o con producción mínima.

De todos modos se mostraron optimistas con el avance de dichos proyectos: «Seguimos sorteando obstáculos para procurar el objetivo trazado».

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Comenzó a operar el parque eólico Chubut Norte IV de Genneia-PAE

Con una inversión cercana a los 120 millones de dólares y una potencia instalada de 83 megavatios, comenzó a generar el Parque Eólico Chubut Norte IV , proyecto conjunto de Genneia y Pan American Energy que acaba de recibir la habilitación comercial de CAMMESA.

Situado en cercanías de la ciudad de Puerto Madryn, el parque eólico Chubut Norte IV cuenta con 19 aerogeneradores Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país y fueron instalados a lo largo de una superficie de 2.696 hectáreas. Producirá energía suficiente para abastecer a más de 130 mil hogares.

La construcción del parque eólico contó con la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.

“Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia”, afirmó el presidente de Genneia, Jorge Brito.

El directivo describió que “el proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 del RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable.

De esta forma, contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos de energías renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de 648MW.

Por su parte, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE, destacó “el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y de los trabajadores, en particular durante el año 2020” (en el contexto de la pandemia).

Freyre afirmó que “con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia del Chubut, donde ya
contamos con el parque eólico Garayalde” (con una potencia instalada de 24,15 MW).

En tanto, se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada de 140 MW.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica en el país.

La compañía tiene una potencia de 700 MW de energía eólica con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y supera los 780 MW en energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia
de San Juan.

Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW). y tiene en proceso de construcción los proyectos eólicos Chubut Norte III (57 MW) en conjunto con la empresa PAE; y el proyecto Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados.

PAE es la primera compañía privada integrada de energía de Argentina y la región. Y desarrolla actividades en los sectores de upstream, midstream, downstream (Axion), generación eléctrica y energías renovables.

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Expendedores y fabricantes de equipos para GNV esperan que el gas natural tome impulso

Por Charo Martínez

Quienes peinan canas, conocen perfectamente que la estabilidad económica de la Argentina es muy parecida a una montaña rusa. A pesar de las constantes crisis, el sector de GNC ha mantenido el liderazgo mundial en cantidad de vehiculos y estaciones de carga y buena parte de los saltos en el crecimiento se produjeron en momentos de crisis económica.

Es asi que en los últimos meses el aumento en el precio de los combustibles líquidos –siempre ligados al del petróleo internacional— volvió a dar un empujón adelante a la industria local, que en medio de la pandemia aumentó el número de conversiones.

Según publicó el sitio Surtidores, especializado en la problemática de los expendedores, la brecha entre el valor del litro de nafta súper y el m3 de GNC alcanzó el 66 por ciento.

Para el presidente de la Cámara Argentina de Productores de Equipos Completos de Gas Automotor (CAPEC), Horacio Magrath, “estamos gratamente sorprendidos por el aumento de la demanda de conversión en todo el país que superó nuestras expectativas”.

Los pronósticos del sector prevén que de no lograrse un sendero de precios del gas natural en boca de pozo, el metro cúbico llegaría a los 60 pesos para mediados de año, aunque no citaron las bases de ese cálculo.

“Es verdad que hay incertidumbre sobre lo que pueda pasar después del 31 de marzo cuando dejen de tener efecto las resoluciones provisorias que la Secretaría de Energía emitiera para asegurar la entrega y el precio pactado con las Estaciones de Servicio y sus distribuidoras”, dijoMagrath.

Campaña

Siempre según Magrath, durante el año pasado, en el marco de la pandemia de Covid, no se pudo llevar adelante una campaña de concientización sobre el uso del GNC, pero adelantó que si las condiciones lo permiten, retomarán iniciativas similares a lo que fue el mensaje de “Pasalo a Gas”, que dio muy buenos resultados en 2018 y 2019, a pesar del congelamiento de precios que tenían los combustibles líquidos.

Por su parte, el presidente de la Cámara de Expendedores de GNC, Enrique Fridman, en declaraciones a surtidores, dijo que el sector analiza la posibilidad de iniciar acciones de promoción para impulsar la utilización del combustible gaseoso. “Seguramente que para el mes de abril, cuando por el Plan Gas cambien las condiciones de comercialización, saldremos con una campaña fuerte explicando los beneficios que brinda a los automovilistas el uso del GNC”, señaló Fridman.

Construcción del discurso

El GNC es un combustible limpio que tiene mala prensa, se lo asocia al trabajo de flete y al turismo “rastrojero”. A pesar de ser uno de los combustibles ambientalmente más limpios, los industriales -con ideas un poco rústicas en marketing- nunca pudieron superar esa valla e imponer un discurso más sutil y atrayente para el público cheto y ecofriendly. Una verdadera lástima, ya que el GNC podría ser un gran rebenque para la doma de los fundamentalistas del ambiente.

En definitiva, el impuslo del sector quedó librado a la suerte de la mano invisible del mercado que durante las crisis obliga a los usuarios a recurrir a las conversiones.“No hay mejor publicidad para el GNC que los aumentos de la nafta”, coinciden los actores del rubro de gas vehicular.

Impulso estatal

El impulso del sector no está sólo. Los dichos de los empresarios coinciden con el lanzamiento de la modernización del sector que lleva adelante el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) regulador del sector gasífero.

El organismo acaba de lanzar unas denominadas “mesas de innovación tecnológica” que buscan actualizar tecnológicamente todos los aspectos del funcionamiento del sistema de gas por redes y esto incluye al GNC. Al respecto, dede el Enargas quieren implemetar un sistema de obleas inteligentes que habiliten la carga de los vehículos con controles más estrictos que la oblea con medidas de seguridada pegadas al parabrisas.

Según un informe disponible en la web del organismo regulador, la gran inversión en tecnología e infraestructura registrada en los últimos años, sumada a la que se prevé para los siguientes, vuelve necesaria una mirada más profunda en torno a los procedimientos y requisitos que deben cumplir tanto las usuarios como las estaciones de carga.

Para la verificación de la habilitación, el Ente busca tecnologías innovadoras y complementarias, que permitan asegurar los requisitos y el cumplimiento de las normas técnicas, de forma previa y en condiciones de habilitación homogéneas y objetivas en cada Estación de Carga.

Transporte limpio

Además de los nuevos sistemas que mejoren la seguridad y el control antes de la carga, el Enargas estudia también corredores “verdes” para transporte pesado y colectivo de pasajeros incorporando al gas natural Gas Natural Licuefaccionado (GNL). El Enargas se viene promoviendo la implementación de proyectos con destino al transporte público de pasajeros, camiones recolectores de residuo propulsados a GNC y también a Gas Natural Licuado (GNL). De este modo, el Gobierno nacional buscará reducir el uso de diésel en la matriz del transporte de cargas y de pasajeros.

Esta transformación de la matriz que busca diversificar el dominio de los combustibles fósiles en el transporte se impone con la premisa de preservar el medio ambiente, disminuir los costos de la logística del país, sumar valor agregado a la producción industrial y tecnológica beneficiando a los fabricantes de Equipos Completos, cilindros, compresores y estaciones de carga.

El impacto de la mejora de estos sectores sin dudas también contribuira a una mejora en la balanza comercial.Pero también el desarrollo de estos combustibles menos contaminantes es una de las alternativas de generación de demanda para el gas incremental de Vaca Muerta, ya que se estima que el desarrollo del nuevo esquema permitiría pasar de la actual demanda de gas para comprimir de casi 7 millones hasta los 23 millones de metros cúbicos diarios.

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Guzmán no se rinde y busca ajustar tarifas para mantener estables los subsidios

El ministro de Economía, Martín Guzmán, aseguró anoche que las tarifas se van a enmarcar en lo que establece la ley de Presupuesto 2021, donde  se prevé que el ratio de subsidios sobre el producto permanecerá constante respecto de 2020. La intención de Guzmán es ajustar las tarifas al menos un 30% para lograr ese objetivo, pero el kirchnerismo presiona para que el aumento sea significativamente menor. De hecho, los entes reguladores, controlados por interventores que responden a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, vienen negociando con las empresas una suba que estaría en torno al 9% en todo el año. Según confirmaron fuentes oficiales a EconoJournal, la pelea por cuál será el porcentaje del aumento continúa.

En ese contexto, no pareciera casual que Guzmán haya elegido Minuto Uno de C5N, el principal programa político que siguen diariamente amplios sectores del oficialismo, para defender su postura a favor del aumento tarifario. “Que el Estado nos subsidie a nosotros buena parte de la tarifa significa que se paga de alguna forma, o en la forma de impuestos, o se toma deuda y eso termina siempre con algún problema, o hay que emitir y esa emisión en la economía argentina termina presionando sobre el tipo de cambio”, aseguró el ministro ante una audiencia que suele reivindicar los subsidios, pero muchas veces no tiene del todo claro los costos de ese tipo de medidas.  

Guzmán sabe que es difícil que el FMI avale otro año más de tarifas congeladas.

Qué dice el presupuesto 2021

El gasto proyectado para este año en materia de subsidios a la energía y al transporte es de $805.855 millones, que equivale a 2,2% del PIB y representa el mismo nivel que para 2020. El 77,4% de esos fondos es destinado a subvencionar al sector de gas y electricidad (1,7% del PIB), mientras que el 22,6% se asigna al transporte (0,5% del PIB).

En el caso de los subsidios energéticos, luego de haber alcanzado un 2,8% del PIB en 2014, las fuertes subas de tarifas permitieron reducir esa cifra al 1,1% en 2019. El año pasado, en cambio, volvieron a trepar hasta 1,7% debido al congelamiento y el compromiso que el gobierno asumió con el Fondo Monetario Internacional es que en 2021 es que ese porcentaje dejará de crecer.

Guzmán ratificó ayer que el cuadro tarifario dispuesto por el gobierno de Mauricio Macri va a ser reemplazado porque no se lo considera razonable.  “Hubo aumentos que fueron imposibles de alinear con una economía que funcione bien, que dañaron a los hogares, que dañaron a las empresas, que no generaron un equilibrio en cuanto a lo que se necesita para que haya incentivos a la inversión y al mismo tiempo que haya competitividad y que los hogares puedan hacer frente a eso”, aseguró. “Lo que vamos a hacer es un cuadro tarifario de transición que se va a enmarcar en lo que establece la ley de presupuesto”, agregó.

El interventor de Enargas, Federico Bernal, y su par del ENRE, Soledad Manin, estuvieron conversando en enero con las empresas y la propuesta inicial fue que las tarifas aumenten solo un 9% a lo largo de todo el año. Si eso ocurre, los subsidios a las tarifas podrían trepar igual cerca de un 25%.

Las tarifas y el producto

El PIB de Argentina se ubica en torno a los 400.000 millones de dólares. Si los subsidios a la energía representan el 1,7%, son unos 6700 millones de dólares. En caso de que las tarifas aumenten solo un 9%, algunas consultoras estiman que los subsidios deberían crecer un 25% llegando a los 8300 millones de dólares. Sobre un PIB de 400.000 millones implicaría un aumento de los subsidios hasta llegar a cerca de 2,1%. Ahora bien, si el dólar permanece atrasado y la economía trepa 10%, el producto podría crecer, por ejemplo, a 440.000 millones de dólares. En ese caso, los 8300 millones de subsidios quedarían por debajo del 1,9% del PBI.

El plan del gobierno no es mantener el dólar planchado, pero el cálculo sirve para ver que si el tipo de cambio se mueve por debajo de la inflación y la economía rebota fuerte, la suba de los subsidios como porcentaje del PBI podría verse limitada, aún en un escenario de ajuste tarifario por debajo de la inflación.  

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El gobierno prepara una resolución para garantizar la estabilidad fiscal para las inversiones mineras

El secretario de Minería, Alberto Hensel, está trabajando en una resolución para establecer un procedimiento de control y compensaciones sobre las posibles vulneraciones a la estabilidad fiscal en las inversiones mineras. Es un punto clave dado que el gobierno pretende elevar las inversiones en minería para apuntalar el ingreso de dólares, pero para eso necesita garantizar cierta estabilidad fiscal en un marco donde la economía cruje con la endeblez cambiaria.

Según fuentes oficiales consultadas por Econojournal, la resolución saldría en marzo y es fundamental para el Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino, una iniciativa que presentará Hensel en abril y en la cual viene trabajando desde que asumió en el cargo. Está avalado por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Se trata de una medida que apunta a fijar por primera vez un procedimiento a los planteos de vulneración fiscal que realizan las compañías y que contempla la Ley de Inversiones Mineras 24.196 (de 1993) pero que nunca se instrumentó.

Este también es un pedido de las mineras que reclaman seguridad jurídica ante los cambios no previstos en los estudios de factibilidad en las retenciones a las exportaciones, a los Ingresos Brutos, Ganancias o cualquier otro impuesto nacional o provincial.

Procedimiento

En 2019 el gobierno de Macri reglamentó el artículo relacionado con la estabilidad fiscal, que no estaba reglamentado todavía. Pero esa resolución no especificó un procedimiento interno y nunca se pudo llevar adelante el mecanismo de compensación. Sobre este tema en concreto está trabajando Hensel, que se reunió la semana pasada también con la directora de la AFIP, Mercedes Marcó del Pont.

Es una resolución estructural para el sector. Es establecer seguridad jurídica para las inversiones mineras”, explicó a este medio una fuente del gobierno al tanto de los avances de la medida.

El texto

La Ley 24.196 establece en el artículo 8 que los proyectos mineros gozan de estabilidad fiscal por 30 años a partir de la fecha de presentación del estudio de factibilidad. En el artículo 11 prevé los reclamos y compensaciones por parte del Estado a las compañías ante cualquier vulneración fiscal. Ahora, la resolución que publicará la Secretaría de Minería en el Boletín Oficial sería para realizar el procedimiento concreto de la reglamentación.

Una fuente del sector privado afirmó a Econojournal que, si avanza esta resolución, “va a ayudar a concretar inversiones mineras porque es una garantía jurídica de que los proyectos tienen estabilidad fiscal y que, si se altera, el Estado va a compensarlos”.

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Rystad dice que Vaca Muerta ya compite con Permian

La consultora noruega indicó que los pozos producen más por metro de rama lateral. Destacó el shale oil de Vaca Muerta y propuso prestar más atención al gas. Vaca Muerta se encamina a tener los niveles de actividad prepandemia, dejando atrás los coletazos del COVID-19. Mientras tanto, el mundo vuelve a mirar al shale argentino con atención. Rystad Energy, una consultora con base en Oslo, reportó que los pozos de la formación ubicada en Neuquén son más productivos por metro que los de rocas estadounidenses como Permian o Eagle Ford. “A diferencia de las principales cuencas no convencionales de Estados Unidos, donde los operadores han […]

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Argentina y empresa china firman acuerdo para producir vehículos eléctricos en el país

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el embajador ante la República Popular China, Sabino Vaca Narvaja, mantuvieron un encuentro virtual con directivos de la Jiangsu Jiankang Automobile (JJA) “para firmar un importante acuerdo que impulsará la industria de vehículos eléctricos en el país”, indicó la representación diplomática argentina. “De esta forma, Argentina podrá industrializar el litio que posee en una de las reservas de mayor extensión a nivel mundial”, se destacó en un comunicado donde se resaltó que con este acuerdo “Argentina busca convertirse en líder regional en producción de vehículos eléctricos”. La iniciativa “se inscribe en el marco de […]

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El Gobierno ajusta promesa de campaña que costó $ 26.000 millones a las eléctricas

La Secretaría de Energía analiza un aumento a generadoras sin contrato para asegurar la disponibilidad de las máquinas. Empresas como AES, Enel, Pampa Energía y Central Puerto piden un incremento cercano al 36%. El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con los directivos de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA) para empezar a descongelar los precios mayoristas que se le remuneran a las centrales que no tienen contrato vigente y que quedaron pesificadas bajo los términos de la Resolución 31/2020. Esta negociación es vital para tener disponibilidad de energía a mediano y largo plazo, ya que estas plantas térmicas e hidroeléctricas […]

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El petróleo subió luego de que la OPEP+ ratificó sus recortes en la producción

El precio del petróleo subió hoy nuevamente luego de que la OPEP y sus aliados se comprometieron a seguir intensificando los recortes en la producción, al tiempo que los inventarios de crudo en el mundo siguen reduciéndose. El barril de la variedad WTI subió casi 2% para cerrar en 55,80 dólares mientras que el tipo Brent subió 1,5% para concluir en 58,40 dólares, según datos proporcionados por la agencia Bloomberg. Los precios se dispararon luego de que un comité de ministros de la OPEP+ dijo que seguirá presionando para eliminar rápidamente el superávit de petróleo dejado por la caída de […]

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¿Cómo funcionan los Bonos Dólar Linked? La herramienta para financiar energías renovables en Argentina

El financiamiento de las energías limpias en el país es una problemática que afecta al avance de varios emprendimientos. Alfredo Bernardi, ex Presidente de la Cámara Eólica Argentina, planteó una alternativa a considerar en el sector. Los contratos pendientes adjudicados durante las licitaciones públicas del Programa RenovAr y el Mercado a Término siguen siendo un tema de discusión en el sector. Hay protagonistas que plantean nuevas licitaciones, otros que prefieren no hacerlo, e incluso otros que se mantienen al margen y esperan que no se llegue a la vía legal. Y el financiamiento no es ajeno a dicha situación. Mientras que las empresas […]

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La energía eólica abastece un 7,5% del suministro eléctrico mundial

La energía sostenible obtenida en centrales eólicas ya representa aproximadamente el 7,5% del suministro eléctrico mundial, según un nuevo atlas eólico global publicado por la Universidad de Cornell. Se trata de un compendio digital lleno de velocidades de viento extremas documentadas para todas las partes del mundo, para ayudar a los ingenieros a seleccionar las turbinas en cualquier región dada y acelerar el desarrollo de la energía sostenible. Es la primera descripción disponible públicamente, uniforme y geoespacialmente explícita (conjuntos de datos vinculados a ubicaciones) de velocidades de viento extremas, según la investigación “Una evaluación global de velocidades de viento extremas […]

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Canje de deuda de YPF: tres claves de un proceso que definirá las inversiones petroleras de este año

La operadora afronta un proceso de canje de deuda que tiene fecha límite el próximo viernes 5 de febrero, cuando se conocerá si al menos un 50 por ciento de los tenedores de bonos, por un total de 6.200 millones de dólares, aceptan la propuesta realizada por la compañía para aliviar sus próximos vencimientos, a fin de reorientar recursos hacia la inversión que apunta a realizar este año: 2.100 millones de dólares para producción de petróleo y gas, un 90 por ciento por encima de lo invertido en 2020. YPF afronta un proceso de canje de deuda que tiene fecha límite el próximo […]

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La producción de YPF en Vaca Muerta creció un 38% en ocho meses y Manantiales Behr volvió a marcar un récord

La producción de YPF en Vaca Muerta creció un 38% desde que la compañía retomó su actividad en los campos en el marco de la pandemia del coronavirus. El yacimiento Manantiales Behr, operado por YPF en Chubut, volvió a marcar un récord de producción al superar los 3747 m3/d alcanzados en diciembre 2020. En enero de este año, la producción total alcanzó los 78.200 barriles equivalentes día, la producción más alta desde el comienzo de las operaciones. Cabe recordar que la producción de YPF en mayo pasado, en pleno ASPO, había retrocedido a nivele equivalentes a diciembre 2018. De esta […]

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Alemania supera meta de reducción de gases de invernadero

Alemania superó la meta de reducir las emisiones de gas de invernadero el año pasado en un 40% con respecto a los niveles de 1990, dice el ministro de Economía BERLÍN (AP) _ Alemania superó la meta de reducir las emisiones de gas de invernadero el año pasado en un 40% con respecto a los niveles de 1990, informó el miércoles el ministro de Economía. Peter Altmaier dijo que las emisiones de los gases que ayudan a calentar el planeta fueron 42% más bajas en 2020 que hace tres décadas, a pesar de las preocupaciones de que el país no […]

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Energía en Mendoza, Argentina y el mundo: ¿Qué pasó en el 2020 y cómo será el 2021?

Durante el 2020 la crisis generada por la pandemia desplomó el consumo, los precios y la generación, con la excepción de las energías renovables. Qué se espera en cada caso en este 2021 tanto a nivel nacional como en el concierto global. Los argentinos estamos acostumbrados a que los años no sean lo que esperamos. Esta vez el mundo también se tuvo que habituar a lo impensado. A fin del 2019 a nadie le llamó la atención la aparición de un nuevo virus en China. En Argentina, gran parte de la población se esperanzaba con la posibilidad de que un nuevo […]

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Shale, Vaca Muerta y el sorpresivo informe noruego que hizo reaccionar a la acción de YPF

La firma noruega reportó que los pozos de la formación ubicada en Neuquén son más productivos por metro que los de rocas (shale) Permian o Eagle Ford, ubicadas en los Estados Unidos. Incluso destacó que la cuenca neuquina tiene potencial que le permitiría alcanzar los 150 mil barriles por día. En plena negociación por la reestructuración de su deuda, la acción de YPF logró un salto excepcional del 10% ayer. El lugar elegido fue Wall Street, nada menos que la cuna de los fondos de inversión que buscan torcerle el brazo hasta el último minuto. De fondo, corre el tiempo […]

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Naturgy anunció la ampliación de su red de estaciones de carga de GNC

La empresa Naturgy, que entre sus unidades de negocio cuenta con la distribución de gas natural en la provincia de Buenos Aires, anunció hoy la ampliación de su red de estaciones de carga de Gas Natural Comprimido (GNC) en su área de concesión. La expansión alcanza a cinco nuevas estaciones de carga de GNC a su red, ampliando la misma a 11 establecimientos, explicó la compañía al presentar los puntos de carga situados en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza y Merlo. Estas nuevas estaciones se suman a las de bandera Naturgy ya existentes, emplazadas en Los Cardales, General Rodríguez, […]

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Petrolera Shell anuncia pérdidas por USD 21.700 millones en 2020

Londres, 4 Feb 2021 (AFP) -El grupo petrolero anglo-holandés Royal Dutch Shell anunció este jueves una enorme pérdida de 21.700 millones de dólares (unos 18.000 millones de euros) en 2020 por la caída de los precios y las depreciaciones generadas por la pandemia. El gigante de los hidrocarburos recuerda en un comunicado que obtuvo un beneficio neto de 15.800 millones de dólares en 2019 antes de la aparición de la crisis sanitaria y sus restricciones, que han lastrado el consumo de petróleo y de gas. Durante los primeros confinamientos en los primeros meses de 2020, los precios del petróleo cayeron […]

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Colombia: Renovatio recibió ofertas por más de 100 MW en su subasta de energías renovables

Ayer finalizó la fecha límite de presentación de ofertas para la subasta de energías renovables que diseñó Renovatio, la primera organizada por un actor privado en Colombia.

«La respuesta del mercado ha estado por encima de las expectativas ya que se superó en ofertas la demanda objetivo que Renovatio estaba buscando”, confió una fuente de la empresa a Energía Estratégica.

Cabe destacar que la convocatoria se dispone a contratar unos 20 GWh/mes proveniente de proyectos de energías renovables.

Desde Renovatio aseguraron que las ofertas recibidas orillan los 100 MW. Destacan que las propuestas fueron realizadas por compañías internacionales y por nuevos jugadores locales.

Vale recordar que, entre las empresas que manifestaron interés por la subasta, participando activamente con preguntas sobre el proceso en las jornadas de socialización, se puede mencionar a la alemana ABO Wind, la francesa EDF, la danesa Vestas, la portuguesa EDPR, la italiana Enel, las españolas Grenergy y Solarpack, y locales como EPM, entre otras.

Desde la compañía promotora de la convocatoria confiaron a este medio que “los oferentes han hecho amplio uso del diseño flexible que Renovatio diseñó para la subasta”.

Es que la empresa ofreció un amplio abanico de posibilidades para los participantes. Las propuestas pueden optar por el tipo de curva a ofertar (todos los meses deben tener suministro), el periodo de inicio de operación comercial (que puede ir desde enero del año 2022 hasta diciembre del 2025) y la duración del contrato (que va de los 5 a los 25 años y se celebrará en pesos colombianos).

Además en la oferta de pague lo contratado, el oferente puede incluir o no la venta de excedentes, que se instrumentarán bajo la modalidad de ‘pague lo generado’.

“Estos resultados preliminares son una buena noticia para el país en su camino de la transición energética hacia las energías renovables, y para Renovatio en su meta de ser el primer suministrador de energía de Colombia en entregar energía 100% renovable a sus clientes», destacaron desde la compañía.

De acuerdo al cronograma establecido, en las próximas semanas se adjudicarán las ofertas y el 2 de abril próximo se firmarían los contratos.

Fuente: Renovatio

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Suprema Corte invalida política de la Sener contra energías renovables

Al resolver la Controversia Constitucional 89/2020, la Suprema Corte indicó que invade las facultades de la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece), viola el derecho de libre competencia y da una «ventaja indebida» a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La Segunda Sala de la Corte invalidó 22 disposiciones de la Política de la secretaria de Energía, Rocío Nahle, por cuatro votos a favor y uno en contra. La única ministra que votó en contra fue la presidenta de Sala Yasmín Esquivel Mossa, quien llegó a la Suprema Corte propuesta por el presidente Andrés Manuel López Obrador.

La controversia constitucional fue presentada por la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece) contra la política, la cual fue publicada el 15 de mayo del año pasado.

En su impugnación, la Cofece estimó que este acuerdo busca favorecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en detrimento de los productores privados de fuentes renovables. Dijo que el Acuerdo afecta el mandato constitucional de la Cofece e invade su esfera competencial.

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El listado: Estas son las 26 centrales de energías renovables entrarán en operación en Chile

De acuerdo al último informe de Generadoras de Chile, a diciembre del año pasado se registraron 31 proyectos de energía, por 799 MW, en etapa de pruebas, es decir, pronto a entrar en servicio.

El dato relevante que destaca el documento es que el 74,2 por ciento de los emprendimientos corresponden a fuentes de energías renovables no convencionales.

Se trata de 26 centrales de energías limpias, por 592,6 MW. Las 5 plantas restantes son térmicas, y en conjunto suman 206,4 MW.

Fuente: Generadoras de Chile

De manera desagregada, puede verse que los proyectos fotovoltaicos dominan el espectro. En conjunto representan el 42,1 por ciento (336 MW).

Entre los emprendimientos de esta tecnología se destacan San Pedro, de 106 MW, Nuevo Quillagua, de 100 MW, y Azabache, de 59,8 MW. Además, hay más de una docena de PMGD fotovoltaicos pronto a entrar en operaciones, que suman 70 MW más.

Luego de los solares siguen los eólicos, con el 26,2 por ciento del padrón (209 MW). Esta tecnología está representada por el Parque Eólico Cabo Leones II, de 205,8 MW y el PMG Lebu, de 3,5 MW.

Las centrales térmicas ocupan el tercer lugar, con el 25,8 por ciento (206,4 MW) y le siguen las hidroeléctricas, con 47 MW.

Fuente: Generadoras de Chile

Proyectos en construcción, por más de 6.000 MW

De acuerdo a la Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP), que responde al Ministerio de Energía –cita el informe de Generadoras-, a diciembre del 2020 se registraron 100 proyectos por 6.683 MW en construcción, de los cuales el 95% corresponden a renovables.

De estos emprendimientos, capaces de movilizar 12.585 millones de dólares de inversiones, 6.332 MW serán renovables y sólo 351 térmicos. La mayor parte de ese volumen estará dominado por proyectos solares fotovoltaicos (3.347 MW) y eólicos (2.086 MW).

Fuente: Generadoras de Chile

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¿Cómo funcionan los Bonos Dólar Linked? La herramienta para financiar energías renovables en Argentina

Los contratos pendientes adjudicados durante las licitaciones públicas del Programa RenovAr y el Mercado a Término siguen siendo un tema de discusión en el sector. Hay protagonistas que plantean nuevas licitaciones, otros que prefieren no hacerlo, e incluso otros que se mantienen al margen y esperan que no se llegue a la vía legal. 

Y el financiamiento no es ajeno a dicha situación. Mientras que las empresas grandes pueden acceder a conseguir dinero en el extranjero o mediante diversas vías, las compañías de menor escala poseen mayores impedimentos. 

Alfredo Bernardi, ex Presidente de la Cámara Eólica Argentina, analizó el panorama actual, con una propuesta: planteó la posibilidad del acceso a las aseguradoras o fondos comunes de inversión que no tienen productos dolarizados, como por ejemplo los bonos dólar linked, para que los agentes de menor calibre puedan desarrollar sus proyectos. 

¿Qué son los bonos dólar linked? Son títulos de deuda nominados en dólares, pero que tanto sus amortizaciones de capital como sus pagos de renta se efectúan en pesos, teniendo en cuenta el tipo de cambio referenciado durante la emisión. Éstos pueden ser tanto nacionales como provinciales, públicos o privados. 

Si bien las empresas grandes pueden conseguir dinero por fuera, las chicas tienen la oportunidad y no lo hacen por los costos de estructuración que no se animan a asumir. Sin embargo estos proyectos pueden financiarse en el mercado de capitales. No es fácil, pero hay manera de hacerlo, de buscar una alternativa”, señaló. 

“Hay posibilidades de financiar y algunas compañías no se animaron a avanzar. Todavía hay ventanas de mecanismo para hacerlo. Pueden encontrar trabajar en proyectos de largo plazo, dentro de un proceso que se va a cobrar, que es favorable a la economía mundial”, destacó. 

En cuanto al RenovAr, y el proceso de las renovables en los últimos años en general, destacó la gestión de los dos gobiernos anteriores, de distintos signos, que decidieron que Argentina apueste por las renovables. 

“Como sector hay que entender lo que se hizo. Es una historia de apenas cinco años, donde en aquel entonces solamente habían 200 MW de renovables en Argentina y hoy tenemos 2600 MW”. 

“Hay que reconocer todo lo hecho y se construyó en el plazo mencionado, y todo lo que se pueda hacer si se decide continuar con el tema con las políticas del estado”, agregó. 

Ante la pregunta sobre la viabilidad de llegar, al menos, al 20% de generación con energías renovables sobre el consumo total para el año 2025 que se detalla en la Ley Nacional 27.191, Bernardi opinó que “si los proyectos pendientes se concretan, permitirían llegar a abordar el porcentaje, pero como está la situación actualmente, hoy lo veo difícil”.

“Sería una picardía no poder llevar a cabo los proyectos por disputas en algún lado. Creo que debe resolverse la vía más virtuosa posible. Y si buscamos soluciones, en algunos casos se pueden encontrar”. 

“El ideal es que un contrato Power Purchase Agreement que se firma con CAMMESA se construya y se logre poner en el sistema la energía licitada”, amplió.

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Empresarios y bancos alertaron sobre el impacto de las políticas anti-renovables en México

La presidencia de México presentó cambios a la Ley de Industria Eléctrica en el país. Se trata de una iniciativa preferente que deberá ser tratada como máximo en los próximos dos meses y que busca modificar las reglas actuales del mercado eléctrico. 

Esto se suma así serie de medidas en cuestión de semanas donde se aplazó el fallo contra la política energética propuesta por la Secretaría de Energía, y la publicación de documentos como el Plan de Negocios 2021-2025 de la Comisión Federal de Electricidad y el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034, ambos con ciertas inconsistencias en materia de renovables. 

Al respecto, Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C. (AMER), brindó su opinión sobre cómo podrá afectar al sector: 

“Considero equivocadas estas políticas, están enfocadas en los grandes proyectos y empresas. Y si bien no perjudican a la generación distribuida más que la deficiencia en cuanto a trámites de interconexión con CFE, enrarecen el ambiente y los clientes de GD tienen temor de invertir”. 

“En México tenemos un desafío adicional al que tiene el sector de las renovables, que es luchar contra las políticas del propio gobierno. En lugar de obtener un apoyo para el desarrollo favorable del sector y la transición energética, aquí el gobierno hace todo lo posible por detenerlo”, aclaró. 

En cuanto al PRODESEN y la iniciativa preferente, denota que “refleja una forma de atender los temas donde se involucran las renovables, porque se ve que no hay gente competente a cargo”. Y a ello se le suma la confusión de conceptos y declaraciones cruzadas, ya sea por parte de la Secretaría de Energía como agentes gubernamentales en el sector. 

“Mencionan que la GD la fomentará en el sector rural y comunidades muy apartadas, y que dichos trabajos los realizará la CFE. Eso es preocupante, CFE será competencia instalando paneles solares porque presuponen que a las empresas no les conviene ir a comunidades muy apartadas a instalarle dos paneles”, señaló. 

Además fueron varias las oportunidades donde mencionó el impulso a través del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), pero para el especialista no están claras las reglas, dado que padece problemas burocráticos de tardanza en los trámites: “En el FIDE puede tardar entre 4 y 6 meses cuando en un banco te resuelve una solicitud de crédito entre 2 días y una semana”. 

Está claro que la batalla contra las renovables continúa, pero Raúl Asís Monforte González opina que “ya la tienen perdida y no hay modo de que la ganen dado que no pueden ir en contra del sentido en el que está caminando el mundo entero, y sobre todo en el sentido que dicta la razón”. 

“Sin embargo, mientras perdure la disputa, continuará el daño que hacen y el precio que pagaremos los mexicanos en su totalidad por estas equivocadas acciones es directamente proporcional al tiempo que tardemos en revertirlo”, acentuó.  

Ante la pregunta sobre cómo afectarán las posibles oportunidades en el extranjero, profundizando en Estados Unidos por el cambio de política energética del gobierno al mando de Joe Biden, incluso con la ratificación del Acuerdo de París, el presidente de AMER no fue ajeno: 

“Es impensable que un país fronterizo pueda tener políticas opuestas respecto a un solo tema. Aún respetando la soberanía entre países, hay medios legales y tratados comprometidos dentro de los cuales es exigible un cambio de política en el sentido correcto”. 

“Es un hecho que las grandes compañías explorarán el mercado estadounidense, más aún si encuentran un medio favorable donde puedan destinar sus capitales y esfuerzos. Ninguna empresa, en un análisis sensato, invertiría grandes cantidades de dinero en este sector en México con todas las iniciativas que se están presentando”, argumentó. 

Y si bien observa que se creará un mercado atractivo, con mayores exigencias en calidad, cumplimiento de normas y certificaciones, también denota que ante ello “a las pequeñas y medianas empresas, locales, regionales o nacionales en México, les resultará difícil ir a otro país a competir”.

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Plantean regular variedad de modelos de negocios para generación distribuida en Latinoamérica

El Primer Taller de Trabajo de la Estrategia de Generación Distribuida de Panamá recibió invitados de lujo. Entre ellos se destacó la ponencia magistral de Marcelino Madrigal, especialista principal de Energía del BID, referida a las nuevas oportunidades en el segmento de generación distribuida.  

Allí, Madrigal se refirió a la implementación de nuevos modelos de negocios para este segmento de generación en Latinoamérica y privilegió mencionar a aquellos que permiten “innovar poniendo al usuario en el centro”. Por lo cual, destacó alternativas tales como la generación distribuida colectiva,  la generación distribuida “merchant” y la generación distribuida con agregadores. 

“Estas innovaciones en generación distribuida son como low hanging fruit a las que se puede acceder muy fácilmente con regulación sencilla y que se puede articular”

Para justificarlo, inició siendo autoreferencial para el caso de generación distribuida colectiva. Su ejemplo estuvo dirigido a un escenario que ya es posible en países como Estados Unidos donde en su caso, ya puede garantizarse una cobertura de suministro eléctrico “limpio” mediante su participación en una “granja solar comunitaria” en Washington DC que trabaja con un esquema de neteo por US$62.65 aproximado y un pago adicional a su distribuidora por los servicios de red calculados en unos US$19.65 y US$16.66. Esto mismo podría ser trasladado a otros mercados, ajustando el marco regulatorio a las particularidades de las redes y distribuidora local. 

Por otra parte, sobre la generación distribuida de mercado, experto del BID repasó que en México ya son posibles las pequeñas instalaciones con acceso al mercado mayorista a las que se les garantizan procedimientos simplificados. Estas ingresan a vender en el spot, mediante el distribuidor que las termina por representar en el mercado mayorista respetando un esquema de venta total a precio marginal local. Esta alternativa también podría ser replicada en el resto de la región al sumar nuevas consideraciones a la regulación vigente.

Finalmente, sobre la generación distribuida con agregadores, definió: “un agregador es un agente nuevo en la estructura del mercado a la que se le permite, con tecnología de la información, agregar los recursos y localizarlos en el mercado para vender: potencia, frecuencia o reducción de demanda”.

“Lo único que requiere este tipo de esquemas es medición inteligente en tiempo real y las reglas que le permitan ir al mercado a vender los diferentes servicios que existan en cada mercado”.  

Durante su ponencia, agregó que al impulsar el desarrollo de este nuevo agente se lograrían tres principales ventajas: 

-ayudar con el balanceo del sistema: aporte de capacidad, control de la demanda, entre otros

-valor agregado a consumidores y reducción de la factura eléctrica

-valor agregado a los recursos distribuidos como: paneles, baterías y coches eléctricos 

Fuente: IRENA

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Cinco urgencias de Panamá para acelerar su transición energética con renovables y smart grids

¿Hoy las redes de distribución en Panamá están preparadas para recibir un 5% de la generación del país a partir de techos solares? 

En el 2019, según informes del Centro Nacional de Despacho (CND), se generaron  alrededor de 11.4 GW-h en el año y de estos el  2.5% fue a partir de fuentes fotovoltaicas. De esta manera, aumentar a un 5% de generación de energía en Demand-Side es una importante cantidad y depende de muchos factores.

¿Cuáles?

-Cambios en la regulación  y mayor flexibilidad tarifaria. Panamá tiene una regulación que no permite un autoconsumo realista  ni una flexible tarifa horaria para el pequeño cliente (<500kW-h al mes). Si esto no cambia, es difícil que pueda ser factible que estos clientes entren a generar.

-Integración de una medición moderna o advanced metering infrastructure (AMI). Todavía se factura manualmente. El cliente debería conocer en tiempo real su consumo. Es muy difícil integrar un software de gestión de generación y consumo sin esta información en línea. Además, sin esto, es imposible ir hacia el paradigma de las SMART GRID.

-Temas técnicos como la operación de la red de distribución en baja tensión. Este aspecto, muchas veces es descuidado. Ejemplo: Los transformadores en media tensión están diseñados para  transformar de alta a baja tensión y para onda senoidal. Si entran muchos clientes residenciales a generar, habrá una entrada masiva de equipo de electrónica de potencia (inversores) con la consecuente cambio en la calidad de la onda y un cambio en el flujo de potencia que pude dar problemas de operatividad en los transformadores (elevación de la tensión en el lado de alta sin control y saturación y calentamiento del núcleo debido a la distorsión harmónica). Y eso es uno de los tantos problemas que se enfrentarían.

– Otro tema es como controlar la oferta y demanda de tantos clientes. En este caso, temas de nuevas tecnologías como  Big Data, Blockchain e Inteligencia Artificial puede ser buenas opciones para asistir en el análisis, control, pronostico y toma de decisiones sobre este nuevo mercado. Aquí es necesario preparar recurso humano y confiar más en ese recurso humano nacional.

-El financiamiento para el pequeño cliente. Deben existir algún tipo de incentivo para dar préstamos para la compra de equipo e instalación. Aquí debe haber una colaboración ágil entre el estado y los bancos.

Afortunadamente, Panamá, está haciendo grandes esfuerzo desde varios sectores para lograr esto y que son, principalmente, liderados por la Secretaria Nacional de Energía(SNE). El SNE tienen una visión muy ordenada, estructurada y con alto conocimiento de todo el tema eléctrico y como debe ser la transición hacia las SmartGrids. Sin embargo, tenemos grandes retos que enfrentar en el lado de Demand-Side. Hay que hacer mucha docencia dirigida a los clientes residenciales y comerciales para que entiendan con claridad la necesidad de estos cambios.

¿Qué principales medidas pueden tomar las distribuidoras en el corto plazo para modernizar las redes de distribución eléctrica en Panamá? 

Las empresas distribuidoras son las que tienen el contacto directo con el cliente residencial, que en principio, seria el principal agente a incorporar como prosumer. Es claro que el comercial también lo es, dado que consume mas de un tercio de la energía generada. Sn embargo, es probable que le cueste más a los pequeños cliente residenciales, entrar en esta infraestructura. Aquí hay temas tanto económicos, como también de medición.

Hay mucho más cliente residenciales que comerciales, por lo cual se tendría que invertir más en la estructura de comunicación necesaria para la medición inteligente de este cliente

¿Quién pagará esta estructura de comunicaciones y transferencia de datos?

En Panamá, las redes de distribución son concesiones que el Estado mantiene con empresas privadas  y al final son un servicio público.

En mi opinión, creo que se debe compartir la inversión en la modernización de esta estructura. Las distribuidoras se beneficiaran, ya que tendrán mayor control sobre el sistema de facturación y tendrán una generación local que permite tener energía disponible para otros cliente. Por otro lado, además del evidente tema económico para los clientes que generen, también, podrán gozar de mayor robustez en la calidad de la energía. Cuando haya apagones o distorsiones en la red, el cliente se podrá aislar.

Ing. Carlos Allan Boya Lara, investigador Académico

¿Cuáles estudios serían necesarios que impulse el Gobierno para dar certeza sobre el estado de las redes y el camino posible por seguir? 

Este tema es muy importante, y aquí debe la academia con las empresas de generación, transmisión, distribución, privadas y del gobierno trabajar en conjunto. Un paso importante es evaluar que tan enérgicamente eficientes somos a todos los niveles.  Ejemplo: en el país hay una gran cantidad de centros escolares que todavía utilizan iluminación muy ineficiente. Cambiar a luces LED puede ahorra hasta un 70% de energía, lo que puede resultar en millones de dólares en ahorro. Pero es necesario un estudio e inventario y una posterior inversión.

También, estudiar el tema de cómo estamos construyendo nuestras casas, edificios, etc. Si no se construye con un pensamiento sostenible y eficiente energéticamente, de nada sirve que se integre masivamente las fuentes no convencionales.

Por otro lado, está el tema de los vehículos eléctricos. Faltan estudios nacionales sobre el efecto de su entrada masiva a las redes eléctricas: ¿Están preparadas?

Hay que hacer estudios sobre el tema del almacenamiento de energía. Como se puede desarrollar para que dé estabilidad y apoyo a las generación no despachable y sin potencia firme como la eólica y la fotovoltaica. Ejemplo: el almacenamiento por bombeo hidráulico es una buena alternativa para Panamá, pero debe estudiarse.

También, el tema de los ciudadanos que no tienen acceso a la energía eléctrica por alguna razón técnica o económica (viven en islas o en regiones muy separada del último punto de red). No se pueden olvidar y tenemos que estudiar alternativas para ellos.

Puedo adelantar que estamos haciendo un estudio sobre el desarrollo de  software y hardware de gestión automática inteligente y de control para la generación y consumo de pequeños clientes. Esto permitirá, que dada una tarifa, perfil de consumo y necesidades de estos clientes, se puedan  ahorrar y vender energía de manera eficiente.

En resumen, es importante invertir en Investigación y desarrollo (I+D) en estos puntos y todas las tecnologías que nos ayuden a disminuir la huella de carbón.

¿En cuánto tiempo podría Panamá ejecutar las acciones necesarias para introducir smart grids?

En mi opinión, nos hemos tardado mucho en modernizar nuestra red, sin embargo, actualmente se están dando los pasos apropiados.

Ya suena mucho en las redes sociales y el ciudadano común, temas relacionados como el vehículo eléctrico, las energías renovables no convencionales y el apoyo a medidas que disminuyan nuestra huella de carbón.

Hay que hacer mas docencia, ya que el apoyo popular es clave en la transición en las cual el país esta embarcado. El tema de cuándo seamos Smart Grid, dependerá de la voluntad de todos los sectores.

Hay que hacer grandes inversiones, tanto en estructura como en recurso humano, también, mucha docencia y I+D.

Mi pronóstico es que si Panamá le pone voluntad, en 10 años deben haber cambios notables en la red y quizás hasta un tercio de consumo proveniente de fuentes renovables no convencionales en puntos de máximo consumo.  Esperamos…