Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2021

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Gasoducto entre Vaca Muerta y Brasil. “Es la obra binacional más importante de la historia”, afirmó Scioli

El embajador argentino aseguró que hay decisión política de ambos gobiernos para realizar la obra. Tendrá un costo de 5 mil millones de dólares donde se construirán 1430 kilómetros. El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, destacó ayer que el proyecto para la construcción es muy importante para ambos países. Además el funcionario estimó que podría concretarse hacia fines de 2023. Se trata de una megaobra que permitirá llevar el combustible desde la formación de Vaca Muerta hasta la capital de Río Grande de Sul, Porto Alegre. “Tenemos grandes proyectos por delante a punto de concretarse, entre ellos, el gasoducto […]

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Luque inauguró la primera casa de Comodoro en Buenos Aires

Esta apertura representa un hito para la ciudad, que se concretó con el objetivo de fortalecer gestiones con el gobierno nacional, trabajar en materia productiva e industrial, promocionar turísticamente a la región y asistir a los comodorenses que se encuentren en Capital Federal por distintos motivos. La apertura oficial se concretó en horas de la tarde, en el flamante espacio ubicado en calle Tagle 2525, con la presencia de miembros del gabinete municipal e importantes funcionarios del gobierno nacional, entre los que se destacan los ministros de Turismo y Deportes, Matías Lammens; y de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Además, estuvieron […]

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Ariel Kogan: “Hay mucho lobby contra la ley de inversiones petroleras”

El número dos de Darío Martínez, con alto poder de decisión y autonomía en el ámbito energético, defendió el proyecto de ley que está en el Congreso para su aprobación. Cruzó al Gobierno de Neuquén y señaló que hace una lectura equivocada de la norma. El asesor presidencial en materia energética y uno de los hombres fuertes de la Secretaría de Energía de la Nación, Ariel Kogan, dijo durante una reciente conferencia pública que quienes plantean su oposición a la ley de Incentivos de las Inversiones en Hidrocarburos lo hacen por “una lectura sesgada y tiene que ver con los […]

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Goldman considera “excesiva” reciente caída del crudo, reitera pronóstico 85 dólares/barril

Las recientes caídas en los precios del crudo fueron “excesivas”, dado que el mercado petrolero sigue siendo deficitario, dijo Goldman Sachs, y agregó que reitera su pronóstico de 85 dólares por barril para el cuarto trimestre. Los precios del crudo salían de mínimos de siete semanas el lunes, pero se mantenían bajo presión después de que Japón dijo que está sopesando la liberación de reservas petroleras y en un momento en que el empeoramiento de la situación del COVID-19 en Europa genera preocupaciones sobre la demanda. “De hecho, la magnitud del déficit es suficiente por sí sola para absorber la […]

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La Pampa: Impulsan proyecto proyecto turístico en yacimientos petroleros en la provincia

El Gobierno pampeano impulsa un programa que busca acercar a la sociedad en primera persona la cadena de producción de hidrocarburos, una actividad trascendental para la región. El circuito turístico se ubicará en la localidad pampeana de Colonia Chica, y estará a cargo de Petroquímica Comodoro Rivadavia, en sociedad transitoria con Pampetrol Sapem, bajo la coordinación de tres áreas provinciales. El sector turístico provincial apuntó al circuito petrolero en las inmediaciones de la localidad límite con Río Negro, Neuquén y Mendoza. La secretaria de Turismo pampeana, Adriana Romero dijo: “Es un viejo anhelo de La Pampa, es un trazado ideado […]

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Petroleros fortalecen su unidad e integran el Consejo Directivo de la CGT

Con la presencia de 60 delegados, se realizó el XXXII Congreso General Ordinario de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles. Esta semana, la FASiPeGyBio también pasó a integrar el Consejo Directivo de la CGT. En Santa Teresita, se desarrolló el XXXII Congreso General Ordinario de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio). En el encuentro, estuvieron presentes 60 delegados congresales, quienes participaron en representación de 13 sindicatos adheridos. Por su parte, el secretario general de la entidad, Pedro Milla, celebró la gran amplitud de la convocatoria, que además contó con afiliados que se sumaron […]

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Gazprom debe hacer frente a otro conflicto de suministro de gas

En medio de las tensiones con Bielorrusia por la inmigración y las amenazas de cortar el paso del gas desde Rusia a Europa, se suma ahora la demora de Moldávia de pagar los despachos de gas que recibe de Gazprom.

La compañía rusa advirtió a Moldavia que se verá obligada a suspender los suministros de gas si no recibe en las próximas 48 horas el pago por los volúmenes de combustible acordados recientemente.

Según el portavoz de la empresa, Serguéi Kuprianov, de acuerdo con lo pactado previamente Moldavia tiene que “efectuar plenamente los pagos» en los plazos previstos por el contrato bilateral, uno de los cuales venció hoy, el 22 de noviembre.

“Por ello y en virtud del contrato, Gazprom informó a la parte moldava del cese de los suministros en 48 horas”, dijo Kuprianov, cuyas palabras recoge la agencia TASS.

Moldavia comenzó el pasado 1 de noviembre a recibir gas natural de Rusia, según el contrato suscrito la semana anterior para un periodo de cinco años y que contempla este mes una tarifa de 450 dólares por mil metros cúbicos, de acuerdo con la gasística moldavo-rusa Moldovagaz.

El portavoz de Gazprom subrayó que en vista de la difícil situación financiera del país, la gasística rusa aceptó firmar el contrato, teniendo en cuenta casi todas las condiciones moldavas, pero “con un punto importante” y que consistía en la realización del «cien por cien de los pagos» en los plazos acordados.

A su vez, el jefe de Moldovagaz, Vadim Cheban, confirmó la recepción de la notificación rusa y aseguró que la compañía pagará su parte y no permitirá el cese de los suministros.

“Estamos trabajando en la solución de ese problema y los pagos serán realizados”, dijo Cheban, cuyas palabras recoge la agencia Interfax.

El ejecutivo precisó que se trata de las sumas correspondientes a las entregas de gas en octubre y parte de noviembre.

A la vez, explicó que el retraso del pago se debe a la situación en torno a las nuevas tarifas que entraron en vigor con el nuevo contrato.

Las autoridades moldavas afirmaban previamente que el país no podía aceptar el precio de gas propuesto por Gazprom y comenzaba a negociar la compra del combustible con Ucrania, Rumanía y Polonia a fin de diversificar sus fuentes de energía.

La crisis por la escasez de suministros llevó a Moldavia a declarar el 22 de octubre el estado de emergencia por un plazo de 30 días.

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Japon y EE.UU recurrirán a sus reservas de crudo para estabilizar los precios

El gobierno de Japón analiza utilizar sus reservas de petróleo con el propósito de estabilizar los precios , una medida que se pondría en marcha de forma coordinada junto a Estados Unidos.

En caso de que el país decidiera recurrir a sus depósitos de crudo, sería la quinta vez en su historia en hacerlo y la primera por motivos de un alza de precios.

Japón había usado anteriormente sus reservas de petróleo durante situaciones excepcionales como la Guerra del Golfo de 1991 y tras el terremoto y el tsunami que devastaron el noreste del archipiélago en 2011.

El consumo de crudo de Japón depende en un 90 % de proveedores de Oriente Medioy, desde la década del 70, comenzó a acumular reservas.

En estos momentos cuenta con suministros para cubrir su demanda doméstica durante 242 días, con unos depósitos que incluyen reservas estatales y de empresas, a las que se requiere por ley mantener estos fondos, según los últimos datos facilitados por el Gobierno.

En el contexto de auge global de precios del petróleo, el gobierno aprobó la semana pasada un programa de subsidios para los importadores y mayoristas nipones de crudo, dirigido a amortiguar el impacto de su encarecimiento en consumidores y particulares.

Estas ayudas forman parte de un paquete de estímulos económicos puesto en marcha por el Ejecutivo de Kishida para reactivar su economía tras la pandemia de la covid, y cuyo monto total asciende a la cantidad récord de 55,7 billones de yenes (429.000 millones de euros/483.706 millones de dólares).

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Brasil supera los 20 GW instalos en generación eólica

Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) liberó para operación comercial 45,9 megavatios (MW) de aerogeneradores en parques eólicos – y, con este dato, Brasil supera la marca de 20 gigavatios (GW) instalados de capacidad en generación eólica. Esta energía es suficiente para satisfacer la demanda de más de 20 millones de habitantes.

La energía eólica se consolida como la tercera fuente de generación eléctrica de Brasil, detrás de la hidroeléctrica y la biomasa. Más de 750 parques eólicos están en operación en el territorio brasileño, con más de 10.000 aerogeneradores. Según el Global Wind Energy Council (GWEC), Brasil ocupa la séptima posición en el ranking mundial de generación eólica.

El punto culminante de la generación eólica para la producción de electricidad es la región Nordeste, que por sí sola representa alrededor del 90% de la capacidad instalada. Son cuatro parques eólicos que rompieron la marca de 20 GW: Ventos de Arapuá 1, 2 e 3 (Paraíba), el parque eólico Chafariz 4 (Paraíba), Filgueira II (Rio Grande do Norte) y Ventos de Santa Martina 11 (Rio Grande Del norte).

Cabe destacar que dicho crecimiento fue impulsado por las subastas impulsadas por la ANEEL en los últimos 10 años. Hasta 2013, los parques eólicos entregaban menos de 2 GW, lo que representa menos del 10% de la capacidad actual.

La ANEEL ya ha concedido más de 12 GW de nuevos parques eólicos, distribuidos en 353 proyectos. De estos, 170 ya están en construcción. La expectativa es que la generación eólica alcance la marca de 25 GW en los próximos dos años.

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Se va Schmidt y asume Javier Narano Solano: Quién es el nuevo ministro de Ambiente de Chile

A través de un comunicado, el Gobierno dio cuenta que «el Presidente Piñera reconoce y agradece profundamente la valiosa y fecunda labor desarrollada por Carolina Schmidt, bajo cuya gestión Chile presidió la Conferencia de las Naciones Unidas COP25, alcanzando importantes consensos para proteger el medio ambiente y luchar contra la crisis climática».

«Durante su gestión Chile impulsó acciones concretas y ambiciosas para la implementación del Acuerdo de París, y promovió con convicción y eficacia iniciativas como la Alianza de Ambición Climática por la Carbono Neutralidad, la protección de los océanos, los bosques, los ecosistemas y la integridad ambiental», destacaron desde La Moneda.

Además, se informó que el puesto dejado por Schmidt será ocupado por el ahora ex subsecretario de la cartrera, Javier Naranjo. Mientras que en ese cargo quedará el jefe de División de Calidad del Aire y Cambio Climático, Marcelo Fernández.

«Tiene una amplia experiencia en derecho administrativo y ambiental y fue jefe de la División Jurídica del Servicio de Evaluación Ambiental, institución en la que también se desempeñó como jefe del Departamento de Litigios y Recursos Administrativos», detalló el Gobierno sobre Naranjo.

En el caso de Fernández se detalló que «creó la División de Calidad del Aire del Ministerio de Medio Ambiente y participó de la puesta en marcha de la nueva institucionalidad que creó el Ministerio de Medio Ambiente, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA)».

Currículum

El nuevo ministro Javier Naranjo es abogado de la Universidad Andrés Bello y posee un magíster en Derecho Regulatorio de la Pontificia Universidad Católica de Chile.

Además, tiene una amplia experiencia en derecho administrativo y ambiental, y fue jefe de la División Jurídica del Servicio de Evaluación Ambiental, institución en la que también se desempeñó como jefe del Departamento de Litigios y Recursos Administrativos.

El nuevo subsecretario Marcelo Fernández es ingeniero civil industria de la Universidad de Chile, con 25 años de experiencia gestión medioambiental.

Creó la División de Calidad del Aire del Ministerio de Medio Ambiente y participó de la puesta en marcha de la nueva institucionalidad que creó el Ministerio de Medio Ambiente, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA).

 

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¿Peligran los permisos de generación de energía eléctrica en México?

La Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) publicó el Código de Red 2.0 (CDR), instrumento necesario para la mejora y el buen funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional, así como el proyecto de resolución correspondiente. 

Y si bien aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación para que esté en marcha, el mismo es una actualización y respuesta a más de cuatro mil preguntas o solicitudes de aclaraciones que se dieron en la consulta pública de la segunda versión lanzada en 2019.

“En líneas generales es un documento positivo. No hay una base ideológica, sino realmente técnica. Ahora sí está detrás la confiabilidad del sistema y no un asunto ideológico”, señaló Carlos Flores, experto en el sector energético, en diálogo con Energía Estratégica

“Le da más armas al CENACE para lograr los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad. Y en ese camino pudiera ser que los proyectos de renovables y cualquier otro que se pretenda interconectar a la red, esté obligado a construir una infraestructura eléctrica mayor o a invertir más para poder interconectarse”.

Sin embargo, Carlos Flores notó un detalle que podría modificar las reglas del juego a futuro, aunque no en el Código de Red sino en el proyecto de resolución, aquel documento que emitiría la Comisión Reguladora de Energía dando validez a CDR.

Puntualmente entre los considerando decimoctavo y decimonoveno se detalla que “se realizarán las acciones necesarias para derogar el trámite con homoclave CRE-15-022, asociado con la solicitud de permiso de generación de energía eléctrica”. 

“No está claro, pero se interpreta como que estarían limitando la posibilidad de que nuevas centrales de generación puedan tener un permiso. Es decir que nadie que no tenga uno en la actualidad pueda desarrollar y construir una central a futuro”.

“Y si se confirma, sería una clara desventaja y un impacto muy negativo para los privados, porque se presume que la Comisión Federal de Electricidad no necesitaría ese permiso pues simplemente hasta ahora encontró la manera de sacarle la vuelta a otras obligaciones”, apuntó. Aunque el especialista es optimista sobre ese tema y se inclina hacia el lado de que fue un error en el número del trámite o en la expresión para modificar algo particular.

De todos modos, aclaró que si bien este documento es el rector regulatorio del SEN, no está por encima de la Ley de la Industria Eléctrica ni de su reglamento, donde establece la necesidad de pedir permisos de generación. “Eso quiere decir que cualquiera que quisiera obtener un permiso de generación, lo pudiera seguir haciendo”, afirmó. 

¿Qué implica esto? Continuar con el trámite por escrito libre, asegurándose de cumplir con todo lo debido. Y en caso de que la CRE contestara negativamente, ello podría derivar en juicios de amparo indirecto por omisión, porque, según explicó el experto del sector, “la CRE estaría desatendiendo una obligación establecida en la Ley y estos juicios serían muy fácilmente ganables para los privados”. 

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EGE Haina sigue invirtiendo en renovables y ahora con USD 900 millones de financiamiento

El mercado reaccionó muy positivamente a esta oferta, con una demanda que superó los USD 900 millones, lo cual representa un exceso de suscripción que triplica el monto colocado.

La emisión atrajo el interés de administradores de activos de calidad con sede en América del Norte, Europa, Medio Oriente y África.

Con este financiamiento EGE Haina retorna a los mercados internacionales de capital con la emisión más competitiva lograda en el extranjero por una compañía nacional.

Además, es la primera emisión de bonos vinculados a la sostenibilidad de una empresa nacional, tanto en el mercado local como en el mercado internacional.

Los fondos obtenidos se utilizarán para el refinanciamiento de los bonos locales, el pago de dividendos a los accionistas y para fines corporativos generales.

Mediante esta transacción, la empresa extenderá el perfil de vencimiento de su deuda existente, al tiempo que reducirá sus costos por intereses para impulsar el desarrollo de nuevos proyectos renovables.

El compromiso de EGE Haina con la sostenibilidad condujo a la empresa a crear un Marco de Financiamientos Vinculados a la Sostenibilidad, basado en el objetivo de la compañía de lograr una capacidad instalada renovable de 526.5 MW para el 31 de diciembre de 2026.

Esa potencia equivale a un incremento de 200% con relación a la línea base del 31 de diciembre de 2020, un objetivo calificado de ambicioso por Sustainalytics, proveedor de segunda opinión (SPO) del marco.

Luis Mejía Brache, gerente general de EGE Haina, indicó que “esta operación financiera reviste importancia estratégica para la empresa, pues respalda su amplio plan de crecimiento orientado a la sostenibilidad, a través de la instalación en el país a 2030 de 1,400 MW adicionales por medio de centrales de energías renovables y a gas natural”.

De 2011 a 2021, con una inversión superior a USD 825 millones, la empresa duplicó su capacidad efectiva de generación eléctrica, la hizo más eficiente y logró la diversificación de su matriz, que hoy incluye 35% de energía eólica y solar fotovoltaica, el mayor porcentaje de su capacidad instalada, seguida de gas natural (26%). El resto lo componen los combustibles líquidos y el carbón mineral.

Esta diversificación ha permitido a EGE Haina en un período de una década reducir a la mitad la emisión de dióxido de carbono por cada kilovatio hora que genera.

Citi, Scotiabank y JP Morgan fueron los bancos a cargo de esta emisión, que tuvo una calificación crediticia de Ba3 de Moody y BB- de Fitch, en línea con la calificación soberana de la República Dominicana.

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SIEPAC aumentará capacidad de integración energética hasta 600 MW

La Organización Latinoamericana de Energía y el Banco Interamericano de Desarrollo sostienen su postura sobre la importancia de la integración energética a nivel regional y durante la Semana de la Energía dieron detalles de los avances de los programas y sistemas implementados. 

Para el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), el cual que engloba a seis países, casi 500.000 kilómetros cuadrados y cincuenta millones de habitantes, Arturo Alarcón, especialista senior de energía del BID, anticipó que se tiene prevista la construcción de un segundo circuito.

Y según explicó, “ampliará la capacidad hasta 600 MW – el primero permitió intercambios de 300 MW – incrementará la cantidad de energía que se comercializa y optimizará mucho más los procesos”. 

“El segundo punto es la interconexión Colombia – Panamá, la cual es clave porque eventualmente podría ayudar a lograr una integración desde México hasta Argentina”. 

“Se avanza con el estudio de impacto ambiental en el tramo marino y los terrestres de cada país, a la par de la armonización regulatoria. Y se pretende concluirlo a finales del próximo año e iniciar la construcción a partir del 2023”, agregó.

Por otro lado, Alexandra Planas, especialista senior en energía del BID, señaló que los próximos pasos de la hoja de ruta Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA) son los siguientes:

Reglamentación (se aguarda aprobación a fin del 2021) y su adopción por parte de la CAN. A la vez que los países adecúen su normativa interna a las decisiones y reglamentos. 
El establecimiento del coordinador regional, donde Colombia será el primero a través de XM y se encuentran en la búsqueda de financiamiento para continuar con ello. 

A esto se debe sumar la construcción de la infraestructura que “permitirá el funcionamiento del mercado andino de corto plazo”. Y las “prioridades” son los 636 kilómetros de la línea de extra alta tensión Ecuador – Perú (500 kV), que va desde la subestación en El Chorrillo (Guayaquil, Ecuador) hasta la subestación La Niña (Piura, Perú). 

En este caso la capacidad máxima de transmisión sería de 1500 MW, bajo una inversión estimada de USD 850.000.000, y se prevé la aprobación del préstamo para la misma se dé para marzo de 2022. 

“En Perú se está definiendo la ubicación de la subestación en Piura y, una vez ello, podría avanzar con el proceso de licitación del programa. En tanto, en Ecuador creemos que en los próximos dos o tres meses tendremos un avance concreto en la definición de proyectos y un cronograma definitivo”, complementó José Ramón Gómez, especialista senior del BID. 

Mientras que el otro hecho relevante de la hoja de ruta del SINEA es “avanzar en los estudios de interconexiones Perú – Chile (220 kV entre Tacna y Arica) y estudio de alternativas de interconexión entre Chile y Bolivia”, según comentó Planas. 

Por último, en lo que respecta al Sistema de Integración Energética del Sur (SIESUR), desde el BID aclararon que se está llevando a cabo un estudio de impacto de la volatilidad del tipo de cambio sobre las transacciones entre los países, así como una hoja de ruta para los próximos diez años. 

“Será para fijar los objetivos de desarrollo de infraestructura y aprovechar las ya existentes, como así también en lo referido a ajustes o ecuaciones regulatorias como operativas para incrementar los intercambios y transacciones eléctricas entre países”, comentó Carlos Echevarría, especialista senior en energía del BID.

“Vemos como un reto promover todavía mayor infraestructura eléctrica en la región. A futuro hay una enorme potencialidad de que los intercambios se sigan multiplicando. Paraguay puede multiplicar x5 sus exportaciones al 2025, Chile x6, Uruguay puede triplicarlas”, añadió Guillermo Koutoudjian, director interino de Integración y Seguridad Energética de OLADE.

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Chile tiene en construcción proyectos por USD 10.351 millones en generación, H2 y transmisión

Un reporte elaborado por la División de Desarrollo de Proyectos de la Unidad de Acompañamiento de Proyectos
de Ministerio de Energía revela las cifras más relevantes alcanzadas por el sector en base a octubre 2021.

De acuerdo a informe, la Capacidad Total Instalada en operación del país alcanzó los 27.282 MW al mes de octubre de 2021, de los cuales el 54% está constituido por fuentes renovables, y el 31% por ERNC (CEN, 2021; CNE, 2021a; Ministerio de Energía 2021).

• Considerando los proyectos actualmente en fase de prueba, así como aquellos proyectos en construcción que prevén su conexión a la matriz nacional durante este año, se espera que a diciembre de 2021 la Capacidad Total Instalada del país alcance los 29.882 MW, de los cuales alrededor del 64,5% estará constituido por fuentes renovables (Ministerio de Energía, 2021).

Renovables

• El gráfico de la lámina siguiente muestra la evolución de la Capacidad Instalada de Renovables en la matriz nacional entre marzo de 2007 y octubre de 2021, así como su proyección a diciembre de 2021.

Durante el mes de octubre de 2021 iniciaron su operación 6 nuevas centrales. La suma de ambos grupos son equivalentes a 177 MW (CEN, 2021; Ministerio de Energía, 2021).

En lo que respecta a la capacidad (MW) de estas centrales, la tecnología preponderante es la EÓLICA, la cual representa el 85% (151 MW).

Al 31 de octubre de 2021, 46 centrales a lo largo del país se encuentran en fase de pruebas, las cuales representan 2.234 MW (CEN, 2021; Ministerio de Energía, 2021).

En lo que respecta a la capacidad (MW) de estas centrales, las tecnologías que destacan corresponden a la eólica con el 43% (967 MW) y la Solar con el 42% (935 MW).

 

 

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Ingeteam celebra 10 años en EE.UU con 3000 aerogeneradores y 2 GW en inversores solares

Desde su apertura, se han fabricado más de 3.000 nuevos aerogeneradores de la marca Indar en las instalaciones de 114.000 pies cuadrados, y la empresa ha suministrado 2GW de inversores solares para el mercado estadounidense.

Durante la última década, la división de Servicios también ha prestado apoyo a las diferentes unidades de negocio en Estados Unidos y ha colaborado con los clientes de energía eólica y solar ofreciendo una amplia variedad de servicios: resolución de problemas, puesta en marcha, inspecciones EOW, QA/QC, servicios de palas, formación, mantenimiento preventivo/correctivo, operaciones en altura, piezas de repuesto y servicios completos de O&M.

La actividad de Ingeteam en las renovables continúa en aumento en el país norteamericano. Destaca, en el estado de California, un proyecto de almacenamiento de energía en baterías, cuyo objetivo es estudiar si la energía limpia distribuida compensaría la creciente demanda de electricidad en la zona.

Los inversores de baterías suministrados por la compañía son capaces de almacenar 20MWh durante 4 horas. En este mismo estado, la Unidad de Negocio Submersible Motors & Pumps de Indar perteneciente al Grupo Ingeteam, ha suministrado una motobomba sumergible a la desalinizadora Charles E. Meyer que llevará agua de alta mar hasta 100.0000 hogares californianos.

El sistema de bombeo, instalado en pleno lecho marino, asegura un 30% de abastecimiento de agua potable a la ciudad de Santa Bárbara.

La experiencia de Indar en soluciones de bombeo también ha permitido solventar el problema de sequía que afecta al Lago Mead, el mayor embalse artificial de Estados Unidos que abastece de agua a zonas de Nevada, Arizona y California.

En los últimos años, este embalse se ha visto afectado por la sequía y su nivel de agua ha alcanzado mínimos históricos. Gracias a las bombas sumergibles, instaladas a 40 metros de profundidad, se ha podido extraer agua desde la zona más profunda del lago.

"Debemos este hito a la acertada visión de nuestra dirección ejecutiva, al apoyo de las instituciones locales y de los equipos de desarrollo económico, y a la dedicación de todo nuestro personal de Ingeteam.

Y lo que es más importante, agradecemos a nuestros clientes que hayan depositado su confianza en nuestra empresa, sus productos y servicios", afirmaba Nohra Nasr, Vicepresidente y Director General de Energía Solar Fotovoltaica y BESS de Ingeteam Inc.

Adolfo Rebollo, Consejero Delegado de Ingeteam S.A., añadía: "Hoy contemplamos nuestros logros con orgullo y motivación para continuar con nuestra misión y objetivos de mantener nuestro estatus entre los principales pioneros de la industria renovable en todo el mundo y en Estados Unidos.

Estamos plenamente comprometidos con las energías limpias y con la creación de empleo y la fabricación en los Estados Unidos.

Doy las gracias a todos los que han contribuido al éxito de nuestra implantación en los Estados Unidos. Nos sentimos como en casa en Milwaukee".

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AySA y EDESUR acordaron suministro de energía para la mega obra Sistema Riachuelo

Las empresas Edesur y AySA firmaron un acuerdo de Contribución Especial Reembolsable (CER) que tiene como objetivo cubrir un nuevo abastecimiento energético para las obras que se ejecutaron y se ejecutarán en el Sistema Riachuelo, ubicado en el Puerto Dock Sud.

La firma estuvo a cargo de la presidenta de AySA, Malena Galmarini, y el presidente de EDESUR, Juan Carlos Blanco, acompañados por autoridades de ambas compañías en el LOTE 2, donde se construye la planta depuradora de AySA.

Las autoridades asistieron a una presentación sobre el estado de situación de obra, a cargo de la directora Marcela Álvarez. Luego, las autoridades de EDESUR entregaron a la presidenta de AySA un cuadro de Elisa Bachofen, primera mujer diplomada en ingeniería civil de Argentina, el cual homenajea el trabajo y la participación de las mujeres en el ámbito de la ingeniería.

Al respecto, Galmarini expresó: “Nosotros somos electro dependientes, por lo tanto haber construido los dos túneles y construir la planta y después no tener cómo ponerla en funcionamiento era un sin sentido. Así que  les explicamos la importancia que tiene el Sistema Riachuelo en su conjunto para 4 millones y medio de personas, además de para seguir remediando y mitigando la cuenca Matanza-Riachuelo. Ellos fueron muy comprensivos, tenían la capacidad técnica y las ganas de ser parte, pero necesitaban que nosotros ayudaramos con el financiamiento”.

AySA y EDESUR coordinarán esfuerzos para las obras vinculadas a la instalación electromecánica necesaria para el otorgamiento del nuevo suministro. Según lo requerido por AySA, se establece un monto de US$ 8.607.860 y a cambio, bajo la figura de la Contribución Especial Reembolsable (CER), queda contemplado por parte de EDESUR el pago del servicio por 48 meses, a partir de la puesta en marcha de las obras. La potencia para el abastecimiento se incorporaría de forma escalonada durante el 2022, 2023 y a partir del primer semestre de 2024 se otorgará la potencia final (de 21.000 kW en alta tensión). 

Por su parte, Blanco declaró: “Nosotros vamos a colaborar en una pequeña partecita en esta mega obra que está encarando AySA, que es el suministro de la energía eléctrica para poder mover todas las bombas que son necesarias para que este sistema funcione. Esto implica duplicar la capacidad de la subestación Isla Maciel, y obviamente el tendido de cables de alta tensión y media tensión necesarios para que eso funcione”.

Galmarini concluyó: “Es de muchísima importancia cuando dos empresas de servicios públicos se ponen de acuerdo y trabajan en conjunto en pos de una mejor calidad de vida para las vecinas y vecinos, en este caso de quienes son parte de la Cuenca Matanza-Riachuelo. Esperamos que para el primer semestre de 2023 podamos festejar que esta gran obra que llevó muchos años, esfuerzo, trabajo, presupuesto, pero sobre todo coordinación, se ponga en marcha definitivamente”.

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Rocca transformaría en gasoducto juicio al Estado a cobrar

Paolo Rocca propuso que Techint participe en un gasoducto que lleve gas de Vaca Muerta al complejo sojero. Tiene casi ganado un millonario juicio por subsidios. El Ceo del grupo Techint, Paolo Rocca, a su paso por Neuquén, se mostró decidido a aportar para la construcción del gasoducto desde Vaca Muerta que permita ampliar la capacidad de transporte de gas natural hacia los grandes centros de consumos, “si se presentara un proyecto que pueda conjugar la celeridad que requiere la industria con una proyección de futuro”. Paolo Rocca, uno de los empresarios más poderosos de la Argentina, tuvo varias diligencias […]

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Nuevo récord en producción de petróleo no convencional en Argentina

El Instituto de Energía de la Universidad Austral, en colaboración con las Facultades de Ingeniería, Derecho y Ciencias Empresariales, presentó la edición de septiembre del informe sobre energía en el país actualizado. Se remarca, entre otros aspectos, un récord histórico en la producción de petróleo no convencional en el país. Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, profundiza en los resultados de los datos analizados: La producción de petróleo total del país en septiembre fue de 84,73 Mil m3/día, presentando 11% más, respecto del mismo mes del 2020. En septiembre de 2021 la producción fue equivalente […]

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El gobierno busca crear un Cammesa del gas para tener participación de las ganancias exportadoras

Energía evalúa cómo participar de la renta que genera el mercado gasífero. La cotización internacional del GNL más que cuadruplica lo que se paga en la cuenca neuquina. El Estado Nacional ve una oportunidad para participar del ancho margen de rentabilidad que en esta coyuntura brindan los hidrocarburos. El GNL cotiza en el mundo cerca de los 15 dólares el millón de BTU mientras que Argentina paga un promedio de 3.5 por millón de BTU extraído de la cuenca neuquina. Por esta razón la Secretaría de Energía evalúa trasladar a los hidrocarburos el esquema de la energía eléctrica, donde Cammesa […]

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Piden que avance la ley de hidrocarburos: “Necesitamos inversión ya”

Lo reclamó el empresario petrolero Miguel Zarzur, respecto del proyecto que impulsa Alberto Fernández donde se incluye la posibilidad de exploración sísmica a 500 kilómetros de Mar del Plata. El empresario petrolero Miguel Zarzur reclamó avances en el proyecto de ley para la promoción de inversiones hidrocarburíferas para promover las inversiones en el sector y crear “trabajo genuino” en el país, en el marco de lo que fue su paso por el coloquio de política, economía y real estate que se desarrolló este viernes en el exclusivo hotel Sheraton de Mar del Plata. En su reciente paso por la ciudad, […]

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Sin consensos por la Ley de Hidrocarburos

La ley de promoción de las inversiones hidrocarburíferas fue presentada en sociedad por Darío Martínez, Martín Guzmán y Alberto Fernández, inmediatamente después de la derrota en las PASO. En ese momento, Guzmán aprovechó el escenario para responderle a Cristina Kirchner sus críticas al manejo económico. Luego se desató las catarata de renuncias de todos los funcionarios kirchneristas, excepto el secretario de Energía, Darío Martínez. “Martínez llegó al cargo con el respaldo de Cristina, pero luego tomó distancia y esa tensión se trasladó al peronismo de Neuquén. Esta ley está hecha a medida de intereses que no nos representan”, afirmó una […]

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Neuquén: Funcionarios provinciales recorrieron la planta separadora de gas natural de Compañía Mega

La comitiva estuvo encabezada por el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, quien destacó las tareas de mantenimiento e infraestructura que se han llevado a cabo en la planta con el objetivo de optimizar los procesos y aplicar mejoras prácticas en la industria. El ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, recorrió las instalaciones de la planta de procesamiento de gas natural, que Compañía Mega tiene en Loma de La Lata. En esta oportunidad, fue recibido por el gerente general de la compañía, Andrés Scarone; y el gerente de operaciones de la planta, Edgardo Ficca, con quienes […]

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Los anuncios de inversiones mineras suman US$ 8.757 millones desde inicios de 2020

La industria minera lleva anunciado desde comienzos de 2020 inversiones por al menos US $8.757 millones en la Argentina, en proyectos que se encuentran en distintas etapas de ejecución, ya sea en obras de exploración, construcción o ampliación y sostenimiento de operaciones en yacimientos metalíferos y de litio. Así se desprende de los anuncios realizados por las compañías del sector minero desde febrero de 2020 hasta la fecha, un período que comprende casi desde el inicio de la actual gestión de gobierno y pocas semanas antes de la declaración de la pandemia de coronavirus. De acuerdo al relevamiento publicado por […]

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Techint dio más de 1300 becas en la Escuela Técnica Roberto Rocca de Campana

La empresa oficializó la ayuda a estudiantes secundarios y universitarios de 11 provincias. El Grupo Techint distinguió a más de 1300 alumnos de escuelas secundarias y universidades con desempeño académico de excelencia y necesidad de apoyo económico. Las becas secundarias se otorgaron a alumnos de 13 comunidades en 7 provincias del país, donde el Grupo tiene operaciones industriales, yacimientos u obras de infraestructura. Por tanto las becas universitarias tienen alcance federal y fueron entregadas a estudiantes de ingenierías en 19 universidades, para fortalecer disciplinas donde la Argentina requiere reforzar egresados para acompañar su desarrollo industrial y energético. El acto central […]

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Empresas argentinas: su carácter oligopólico

Un informe demostró el carácter oligopólico de las empresas que cotizan en bolsa, y son causantes de la persistente inflación en Argentina. El Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPyPP) que comanda el director del Banco Nación, Claudio Lozano, emitió un informe sobre “Las grandes empresas que cotizan en bolsa”, en el que destaca el carácter oligopólico de cuatro ramas de la producción nacional que presionan sobre la inflación: insumos difundidos, telecomunicaciones, electrónica y energía. El informe, que lleva la firma también de Javier Rameri, relevó las principales variables de los balances contables de las empresas que cotizan en bolsa […]

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Bolivia dará energía eléctrica a Argentina el año entrante

El país prevé concluir un proyecto de tendido eléctrico a finales de este año que permitirá exportar energía eléctrica hacia Argentina en 2022. Marco Escobar, presidente ejecutivo de la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) de Bolivia, anunció en una entrevista con la agencia estatal ABI que el país exportará los primeros 120 megavatios a Argentina en el próximo año. Para esta acción Ende reactivó un proyecto que consta en la construcción de una línea de transmisión hacia Argentina que estiman que estará terminado en diciembre de este año, según dijo Escobar. “El tendido eléctrico está concluido en la parte boliviana, […]

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Repsol se va de Ecuador luego de liquidar sus activos a una compañía canadiense

La desinversión se da al igual que en otros países por parte de la firma. El gobierno de Guillermo Lasso dio el visto bueno a la venta de los activos de exploración y producción de la empresa española a la canadiense New Stratus Energy. Repsol deja Ecuador después de casi 20 años y aunque el acuerdo se había demorado más de un año debido a desavenencias con las autoridades ecuatorianas en torno al futuro laboral de los trabajadores y a la solvencia técnica y económica. El ministerio de Energía de Ecuador, Juan Carlos Bermeo, aseguró durante el foro de inversiones […]

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Proyectos de hidrocarburos offshore incentivan inversión por US$3.000 millones en Colombia

La ANH confirmó que totalizarán US$4.330 millones por ingresos entre no convencionales, asignación de áreas y Ronda Colombia 2021 En la última jornada de la Cumbre de Petróleo y Gas, organizada por el Comité Gremial de hidrocarburos, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Armando Zamora, afirmó la cifra que se destinará en inversión, entre el proceso permanente de asignación de áreas (Ppaa), proyectos de yacimientos no convencionales, la Ronda Colombia 2021 y exploración y producción costa afuera, en lecho marino. También Zamora, aseguró que la producción offshore recibirá una inversión de hasta US$3.000 millones. Previamente se había realizado […]

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Juan Pablo Luque: “Con estos precios del barril, tenemos que ir hacia una mayor producción, pero hoy nos está costando»

El intendente Juan Pablo Luque inauguró el viernes la casa de Comodoro Rivadavia en Buenos Aires, en el barrio de Recoleta. Lo hizo rodeado de referentes políticos, empresariales y sindicales de la región del Golfo San Jorge. En representación del gobierno nacional concurrieron los ministros de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y de Turismo y Deporte, Matías Lammens. El intendente de la localidad patagónica será uno de los aspirantes a la gobernación de Chubut en 2023, por lo que fue inevitable no trazar una lectura política en la apertura de una base permanente de la ciudad en Buenos Aires.

En diálogo con EconoJournal, Luque brindó una lectura interesante para analizar el presente que atraviesa la actividad petrolera en el Golfo San Jorge. “Comodoro está viviendo un momento raro desde un punto de vista petrolero. Con un barril de petróleo en un excelente precio (el Brent orilla los 80 dólares), pero en un momento en el mundo en que la agenda energética está virando hacia otros lugares también”, afirmó.

Además, señaló: “hoy tenemos una de las ciudades con menos desocupación de la Argentina, pero pretendemos que las inversiones sigan creciendo y no que disminuyan. Tenemos que ir hacia una mayor producción y hoy eso está costando. Si bien fuimos la primera cuenca que se puso de pie con la pandemia, todavía estamos en un contexto donde necesitamos sumar más equipos para generar mayor producción y empleo”.

Luque en el momento del corte de cintas, junto con los ministros Matías Kulfas y Matías Lammens.

Ley de Hidrocarburos

El intendente tiene expectativas de que se apruebe el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que presentó el gobierno nacional el 15 de septiembre pasado. “Para mí esta ley es central y ojalá se apruebe antes de fin de año”, remarcó.  

El intendente de Comodoro Rivadavia, que forma parte del Frente de Todos, contó que estuvo en conta del proyecto original porque “le daba mucha trascendencia a Vaca Muerta, y está bien, pero nosotros en el Golfo de San Jorge tenemos inversiones muy importantes y es donde se produce el 35% del petróleo del país”. Además, subrayó que las provincias de Chubut y Santa Cruz, “logramos incorporar algunas modificaciones al texto original que hoy nos permite ser parte de este proyecto de Ley”. “Si logramos que la ley se apruebe, sin dudas vamos a tener más inversiones y más generación de puestos de trabajo”, añadió.

En el armado de su campaña por la gobernación en 2023, Luque cuenta con el respaldo de referentes del kirchnerismo en el Golfo.

Debate en el Congreso

Esta semana el gobierno nacional prorrogó hasta el 31 de diciembre las sesiones ordinarias del Congreso para tratar el Presupuesto 2022 y el Programa Económico Plurianual, una iniciativa que el presidente Alberto Fernández anunció el domingo pasado después de las elecciones legislativas y que enviará al Poder Legislativo la primera semana de diciembre. El proyecto de Ley de Hidrocarburos por ahora no avanza en el Congreso y es resistido en algunos sectores de la oposición y de gobernadores de provincias petroleras como Omar Gutiérrez de Neuquén. Pero, también, es criticado por sectores del oficialismo, entre ellos el kirchnerismo.

De todos modos, el intendente Luque, cree que “si los que hacemos política lo hacemos para resolver los problemas de la gente y no para favorecer el egoísmo, esta Ley tiene que salir, no tengo dudas. Si los distintos sectores de la oposición piensan federalmente, piensan en la Patagonia, en Vaca Muerta y en las provincias del norte, esta Ley debería salir. Ahora, si piensan sólo en destruir al gobierno nacional, claramente la Argentina va a seguir destruyéndose”.

Sobre las distintas visiones dentro del Frente de todos destacó que “no hay que tenerle miedo a la discusión, a veces hay que esperar los momentos donde hay que hacerla. Por eso incorporamos al proyecto de Ley que los hidrocarburos convencionales tengan las mismas reglas del juego (que los no convencionales) y que no se vayan todas las inversiones a Neuquén”.

Por último, Luque remarcó que “uno de los desafíos que tenemos es continuar con esta paz social que es única. Es muy importante la paz social que vivimos en la provincia con los gremios petroleros y con las operadoras y las empresas de servicios”.

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General Motors amaga con dejar de invertir en México por política anti renovables

México debe establecer un marco estructural para las energías renovables, pues de lo contrario el país dejará de ser un destino para la inversión, dijo este viernes Francisco Garza, presidente y director general de General Motors México.

“Si no existe un marco jurídico, un marco estructural en México enfocado a la producción de energías renovables, General Motors no va a parar su visión cero (emisiones de carbono), y desafortunadamente si no existen las condiciones, México ya no va a ser un destino para la inversión», advirtió el directivo durante la convención anual del Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas (IMEF).

Es preciso recordar que en abril pasado el gigante automotriz estadounidense anunció una inversión de más de 1,000 millones de dólares en la planta de Ramos Arizpe, Coahuila, para empezar a producir vehículos eléctricos a partir de 2023. Y la planta mexicana se convertiría en el quinto sitio de manufactura de General Motors, en Norteamérica, en producir vehículos de esta índole.

En tanto que la compañía prevé arrancar la producción de baterías y componentes eléctricos a partir del segundo semestre de 2021, dos años antes de iniciar la producción de los primeros vehículos eléctricos.

«Si las condiciones no están en la mesa, creo que México no va a ser destino de inversión en el corto y mediano plazos», aseguró. «Como nuestras inversiones tardan entre cinco y siete años, estamos evaluando que si las condiciones no están, pues ese dólar que se iba a invertir en México se va a Estados Unidos, a Canadá, a Brasil, a China, a Europa y México deja de ser un destino importante», agregó.

Estas declaraciones se dan en un contexto de incertidumbre donde el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), busca aprobar una reforma constitucional para el sector eléctrico en el cual la Comisión Federal de Electricidad tendría una mayor participación del mercado, precisamente de, al menos 54% contra un 46% para los privados. Además de que se eliminaría la Comisión Reguladora de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, entre otras medidas.

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OLADE y el BID lanzaron el Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía

El lanzamiento oficial del Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía se llevó a cabo durante la Semana de la Energía 2021.

Durante la sesión plenaria dedicada al «Desarrollo energético sostenible», los disertantes Leonardo Beltran y Andrea Heins explicaron en qué consiste la plataforma.

Según indicaron, se trata del punto de referencia para los datos y la generación de conocimiento sobre el sector energético en América Latina y el Caribe.

En detalle, persigue tres principales objetivos:

Integrar la información sobre energía de América Latina y el Caribe en un único lugar, de manera que los usuarios puedan obtener datos de manera fácil, rápida, intuitiva, interactiva y transparente;
Impulsar y democratizar el acceso a datos e información sobre energía, que aceleren la generación de conocimiento, sirviendo como apoyo para promover la innovación, crear nuevos modelos de negocio, generar políticas públicas efectivas, detectar tendencias, ahorrar costes y tiempo, dando respuesta a problemas actuales, y, en definitiva, para contribuir al progreso energético sostenible de la región y mejorar la calidad de vida de las personas.
Propiciar la interacción y el diálogo entre los actores del sector energético de la región, de forma que se comparta, impulse, promueva, estimule y facilite la investigación regional, generando la difusión cruzada de experiencias y la discusión de posibles soluciones a los desafíos energéticos regionales.

De allí que se defina al Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía como HUB de Energía:

“El HUB de Energía es un punto de encuentro digital que recopila, integra, difunde e impulsa la generación de datos e información sobre el sector energético de América Latina y el Caribe en un solo lugar”.

Inicialmente, el proyecto se desarrolló en tres etapas:

Relevamiento y análisis de los sistemas de gestión de energía, sus resultados y las experiencias y buenas prácticas
Elaboración de hoja de ruta para proponer alternativas y recomendaciones que permitan multiplicar de manera sistémica el alcance de los programas identificados
Desarrollo del Observatorio Regional de Sistemas de Gestión de la Energía

Ahora, esta iniciativa presentada por la OLADE y el BID ya cuenta con actores de trascendencia global como socios tales como IRENA, Sustainable Energy for All, Ariae y la CEPAL, además de las dos entidades ya mencionadas.

No es menor esta colaboración. Según subraya OLADE, la matriz de consumo energético global ha ido incrementándose significativamente y su composición estructural ha ido cambiando debido a su diversificación. Con lo cual, “se han multiplicado los datos generados de forma exponencial”.

De allí es que la sistematización que estos aliados lograron en esta plataforma obtenga mayor valor ante la diversidad de fuentes oficiales y alternativas de donde se toma cada dato. Sin lugar a dudas, esto permite una mayor transparencia e inmediatez al momento de acceder a datos del sector energético de orden nacional y regional en América Latina y el Caribe.

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El presidente de Perú, Pedro Castillo, inauguró los parques eólicos Duna y Huambos de Grenergy

El presidente de Perú, Pedro Castillo, inauguró el sábado pasado  los parques eólicos Duna y Huambos que Grenergy ubicados en Chota, provincia de Cajamarca, centrales renovables de la compañía española productora de energía especialista en el desarrollo, construcción y operación de proyectos fotovoltaicos y eólicos.

En un acto institucional, el presidente recorrió las instalaciones del proyecto que cuenta con una potencia instalada de 36,8 MW e inyectará una producción de energía anual estimada de 165.000 MWh al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional; el cual ha contado con los contratistas Siemens Gamesa y CJR como encargados de la tecnología y obra civil, así como con CAF, ICO y SINIA (Banco Sabadell) como bancos financiadores.

Ambos parques están situados a más de 2.400 metros sobre el nivel del mar y son los primeros en instalarse y operarse en la Sierra de Perú, un lugar geográficamente estratégico por sus condiciones meteorológicas excepcionales para la generación de este tipo de energía, ya que disfruta de alrededor de 5.000 horas netas de viento al año.

Precisamente, la puesta en marcha de Duna y Huambos se enmarca en el ambicioso plan del Estado peruano de reducir sus emisiones un 40% para el año 2030 y queda alineado con el objetivo de la nueva Política Nacional del Ambiente al 2030, de incrementar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica nacional hasta el 64% a 2030. Estos objetivos están en sintonía con el compromiso recientemente trasladado por el Presidente Pedro Castillo en el comunicado enviado a la Cumbre del Clima de Glasgow de “proteger la naturaleza, impulsar una economía inclusiva, baja en carbono y resiliente al cambio climático”.

Compromiso con el desarrollo de la comunidad local

Comprometida con la sostenibilidad en su sentido más amplio, la compañía vela por que el impacto causado por sus proyectos se traduzca también en apoyo al desarrollo local a través de la creación de empleo y el impulso de iniciativas sociales basadas en la evaluación de necesidades de cada zona (financiación de un comedor, iluminación de un campo deportivo, abastecimiento de mascarillas para la población, donación de juguetes a niños, etc.)

Además, su compromiso a largo plazo con la comunidad local se materializa en un convenio de donación anual de parte de las ventas de energía para fomentar el desarrollo socioeconómico de la zona; ingresos recurrentes durante toda la vida del proyecto, que tiene como objetivo mejorar la calidad de vida de las personas que viven en ella -alrededor de unas 10.000 personas ubicadas en el distrito de Huambos-.

Según David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, Duna y Huambos es el primer gran proyecto de Grenergy en el Perú, y esperemos que, con el conveniente apoyo de un gobierno comprometido con el medio ambiente y la competitividad del pais, vengan otros muy pronto”.

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COP26: Tom Howes de la IEA analizó cómo será la transición energética al 2050

Continúan las repercusiones de la 26° Conferencia de las Partes (COP, por sus siglas en inglés), la cumbre que realizó este año en Glasgow la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

Entre los temas que generaron debate sobre el acuerdo firmado el 13 de noviembre del 2021 se destaca un cambio no menor al definir pasar de “eliminación” a “reducción progresiva” del carbón.

¿Qué significa esto? ¿Se demora la transición energética? ¿Qué participación tendrá cada fuente de generación eléctrica? Fueron algunas dudas que siguen resonando.

Tom Howes, director de energía y medio ambiente de la Agencia Internacional de Energía (IEA) dialogó con Energía Estratégica acerca del rol que tendrán las energías de fuentes renovables y las de combustibles fósiles al 2050.

Desde el análisis del referente de la IEA, la transición energética es “una promesa enorme” que afecta a todos los sectores de la economía y, en el sector eléctrico, particularmente en las economías desarrolladas, se esperaría ver un mayor llamado a la acción.

Ahora bien, la transición no implicaría aún una completa descarbonización por lo que aún las fuentes fósiles tendrían una participación en las matrices.

“Esperamos ver una descarbonización más avanzada, donde el sector eléctrico esté usando muchas más renovables (…) y obteniendo hasta el 89% dependiendo del país del que estamos hablando”, consideró Tom Howes.

De allí, valoró que en el sector eléctrico “es más fácil incorporar energías renovables” que en otros sectores donde el contexto lleva a pensar una transición más lenta y mencionó como ejemplos al sector de transporte y la industria de la aviación.

“Todavía hay un rol para los combustibles fósiles pero en una base decreciente. Por lo que, el marco de tiempo es un poco más lento en algunas industrias. Así que sí, todavía se usarán los combustibles fósiles como carbón y gas, pero disminuirán a medida que los sectores aprendan a usar los combustibles bajos en carbono”.

Ahora bien, también valoró que el impacto de los combustibles fósiles será menor a medida que se introduzcan otras tecnologías bajas en carbono.

“Podemos usar la captura y almacenamiento de carbono y luego usar combustibles fósiles que también se descarbonizaron, tenemos el hidrógeno azul, por ejemplo”.

Entonces, no sólo se tratará de medidas políticas sino que también dependerá de cuán rápido se adapten a las tecnologías las distintas industrias que utilizan los combustibles en su actividad.

Si aquello ocurre, para Tom Howes, director de energía y medio ambiente de la IEA: “la conclusión es que terminaremos en cero emisiones netas”.
“2050 terminará con una economía dominada por la producción de energía renovable a través de la electricidad”, reforzó.

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GETRA POWER afina su estrategia sobre Latinoamérica para posicionarse como líder en transformadores de potencia y de distribución

GETRA POWER es un fabricante italiano de transformadores de potencia y de distribución, con más de 70 años en el mercado.

Poseen dos plantas ubicadas en Nápoles. Una donde se fabrican transformadores de distribución, y otra para transformadores de potencia, con varias líneas de producción donde se pueden construir y testear transformadores de media y alta potencia de hasta 750 MVA – 750 kV. Con una capacidad de producción anual de 15.000 MVA.

“Nuestro mercado natural es Italia y España, donde somos uno de los principales proveedores de Transformadores de Potencia y de Distribución para las principales empresas de energía”, destaca Ciro Sannino, Gerente de Ventas de GETRA POWER.

El directivo cuenta que hace algunas décadas la empresa inició un proceso de internacionalización, proveyendo equipos desde Italia a países de Europa, América, África y Medio Oriente.

“Contamos con una extensa lista de referencia de grandes proyectos en los que hemos participado y de parques de energía y subestaciones, que hoy utilizan transformadores GETRA, diseñados y fabricados a medida con calidad orgullosamente italiana”, asegura Sannino.

En una entrevista para Energía Estratégica, el Gerente de Ventas de GETRA POWER destaca la estrategia que pretende la compañía sobre Latinoamérica y cuál es su visión del mercado, teniendo en cuenta las transformaciones que se vienen.

¿Qué objetivos se está fijando la compañía en el corto, mediano y largo plazo sobre la región?

El objetivo que nuestra empresa se ha planteado para el mediano plazo es mejorar la presencia de la marca GETRA POWER en Estados Unidos, México, Costa Rica, Colombia, Perú, Chile, Argentina y Brasil. Principalmente para grandes transformadores, que es un segmento en el que somos muy competitivos.

Pretendemos continuar mostrando a las empresas de energía en Latinoamérica toda nuestra capacidad para fabricar y entregar grandes transformadores de potencia de hasta 750 MVA 745 kV. En términos de facturación anual para el mercado latinoamericano, tenemos el objetivo de incrementar las ventas entre 10 a 15 millones de dólares por año.

Nuestro nicho de mercado es muy específico, y como es usual, la competencia es alta. Pero lejos de ser un problema, lo vemos como el catalizador que nos impulsa a buscar constantemente la excelencia y así ser un fabricante diferenciado.

De manera que, sin sacrificar la reconocida calidad, eficiencia y confiabilidad de nuestros transformadores, podemos posicionarnos como una alternativa económicamente atractiva para los desarrolladores.

ENTREGA DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA REDUCTORES (VARIAS TIPOLOGÍAS) INSTITUTO COSTARRICENSE ELECTRICIDAD, COSTA RICA

Adicionalmente, por el tamaño de GETRA POWER y la especialización de nuestro portafolio de productos, somos una compañía muy ágil y flexible. Como parte de esa diferenciación, nuestros Clientes reciben nuestro apoyo desde las fases tempranas de evaluación técnico/económica de sus proyectos de Energía.

También buscamos diferenciarnos durante la ejecución del Contrato, la etapa logística y de transporte, así como en la post-venta, ofreciendo períodos y condiciones de garantía que no ofrecen otros competidores. Este valor agregado por parte de los fabricantes de equipos es vital para los desarrolladores, por eso no escatimamos recursos para que nuestros Clientes, las empresas desarrolladoras e inversionistas en este mercado eléctrico, puedan alcanzar sus objetivos.

¿Esperan expandirse sobre la región y ofrecer sus productos a nuevos mercados latinoamericanos?

Parte del plan de crecimiento comercial es colocar nuestros Transformadores de Potencia en nuevos países. Por eso monitoreamos muy de cerca lo que pasa en toda la región latinoamericana.

Sabemos que el desarrollo de infraestructura eléctrica tiene una sensibilidad particular vinculada al momento político y económico de cada país. Se deben conjugar varios factores que permitan a los inversionistas tomar la decisión de ir hacia adelante con cualquier proyecto.

La certeza jurídica y política son factores clave para decidir buscar oportunidades de negocio en nuevas regiones y países. Hoy por hoy, vemos mucho dinamismo en Colombia, Chile, Brasil, República Dominicana.

No obstante, no perdemos de vista otros países que ya dan algunas señales positivas encaminadas a subirse en el tren de la transición energética.

Como empresa con amplia experiencia en el mercado energético, ¿qué cambios están observando en la estructura tradicional de la generación, la transmisión y la distribución? ¿Hacia dónde se está inclinando este mercado?

Independientemente de cualquier valoración que tenga que ver con las mecánicas de retribución de cada segmento del mercado eléctrico, o de la óptica de los actores que participan en cada fase, podemos comentar que vemos cada vez mayor necesidad de integración entre las empresas de Generación, Transmisión y Distribución, desde un punto de vista tecnológico.

TRANSFORMADOR DE PONTECIA – PARQUE SOLAR BLUE JAY 270MW (TEXAS, USA)

El camino a una real transición energética implicará sacar provecho de los avances tecnológicos que ya están disponibles para compensar la variabilidad de las energías renovables, y para procurar la máxima eficiencia y flexibilidad en todo el sistema eléctrico. Hablamos de la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía (BESS), Generación distribuida, sistemas informáticos para control, medición, calidad, y de administración de la energía.

No podemos hablar de transición energética mirando únicamente datos sobre la cantidad de Megavatios que se generan a partir de fuentes renovables y la cantidad de combustibles fósiles que dejamos de quemar. Se debe también hablar de una transición tecnológica con miras a tener redes cada vez más inteligentes e integradas, y por qué no, más democráticas.

En este sentido hay un reto importante para los Gobiernos y entes reguladores que deben facilitar la definición y pronta implementación de políticas apropiadas que propicien esta transición energética y tecnológica.

Y estos cambios sobre el paradigma tradicional, ¿demorarán más en llegar a Latinoamérica o es una tendencia que repercute rápidamente en todos los mercados del mundo?

Todo va a depender de la voluntad política de los gobiernos de turno.

Vemos algunos países que están avanzando rápido y que son la referencia de los que iniciaron tarde, o de otros que miran todavía con recelo la dinámica que está en boga.

No obstante, parece inevitable el camino que se debe tomar si cada país desea mejorar las condiciones de competitividad y de infraestructura que son claves en la atracción de inversión privada y generación de empleo, ingredientes necesarios para una economía saludable.

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Los bancos estudian nuevo modelo de negocio por mayor riesgo de las renovables en Colombia

En el marco del evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Daniel Arango Uribe, Director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia, hizo una rápida evaluación de los resultados de la subasta de energías renovables, cuyos resultados se dieron a conocer justo antes del mega evento: el 26 de octubre.

El precio promedio de los 4.595,67 MWh/día adjudicados a 9 empresas, que construirán 11 proyectos solares fotovoltaicos por 796,3 MW, fue de 155 pesos colombianos por kWh, casi un 60% más alto que los 95,65 pesos por kWh que resultaron de la convocatoria anterior.

Un análisis rápido podría suponer que, a mayor precio de la energía, el proyecto se vuelve más tentador para ser financiado por los bancos.

Sin embargo, Arango advierte que “los incrementos de precios corresponden también a incrementos de costos”.

El directivo se refiere a la disparada de precios que hubo no sólo para los equipos solares fotovoltaicos, con subas en torno al 50% respecto a momentos pre pandémicos, sino también al alza en los costos del transporte, que han llegado a cuadriplicarse. Todo esto impacta sobre el capex.

Además, el referente en Energía de Bancolombia, agrega que el compromiso de ingreso en operaciones de los proyectos, fijada para enero del 2023, es ambiciosa.

Desde la banca suponen que varios de los emprendimientos no llegarán a entregar la energía comprometida en esa fecha, por lo que deberán celebrar algún tipo de contrato de cobertura. Un aspecto más que se suma al flujo de caja de los futuros parques solares.

En efecto, Arango resume: “Hay un mayor costo asociado a los proyectos”. “Esa ecuación de mayor costo y mayor ingreso es la que tenemos que analizar”, indica.

¿Cuánto de equity y cuánto de deuda?

“A esa pregunta nos las hacen siempre los clientes”, confió con una sonrisa el Director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia.

Señaló que la estructura que suelen solicitar es: que la empresa invierta un 30% del proyecto con equity financing (financiamiento con capital propio) y el 70% restante sea financiable con un crédito bancaria (deuda).

Arango indicó que, en la subasta del 2019, el financiamiento otorgado rondó entre el 60 y el 70 por ciento de los proyectos. En total, Bancolombia estructuró Project Finance por 130 MWp, aseguró el directivo.

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Ya está operativo el plan para aumentar a 30 mil la fabricación de calefones solares en Argentina

El Programa de Desarrollo de la Industria Solar Térmica propone una implementación mediada por acuerdos de participación entre la Nación, provincias y municipios, así como con otros Ministerios, articulados con la participación de empresas, cooperativas y mutuales que fabrican en forma local, instalan o comercializan equipos de esta índole para calentamiento de agua sanitaria.

En este marco tres meses atrás se firmó convenio entre el Ministerio de Desarrollo Productivo y el Ministerio de Desarrollo Territorial y Hábitat de la Nación que promueve la incorporación de estos sistemas en los planes de vivienda, entre ellos en las 120.000 viviendas del Programa Casa Propia.

Pablo Bertinat, de la UTN Rosario y coordinador del programa, brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que “se acordó que la mayoría de las 120.000 viviendas que se construirán en los próximos tres años tenga calefones solares de fabricación nacional”. 

“Es un programa que crece rápidamente y esperamos que en los próximos meses de un salto muy fuerte. Para poner en contexto, el año pasado se fabricaron cerca de 5.000 sistemas y esperamos que en el primer año del proyecto ese número sea cercano a los 30.000, para luego despegar», agregó. 

El Programa es coordinado en conjunto con la Subgerencia Operativa de Energía y Movilidad del INTI donde se espera completar laboratorios de ensayos y acompañar el proceso de mejora de la producción.

Entre los primeros pasos ya se desarrolló una capacitación para más de 300 funcionarios del MDTyH e Institutos Provinciales de Vivienda del país para preparar a los profesionales en lo que respecta a diseño e incorporación de los equipos, especificaciones técnicas, desarrollos de pliegos y características de las instalaciones.

Y según comentó el especialista, actualmente en muchas provincias se están licitando los programas de vivienda con los sistemas solares térmicos de fabricación nacional ya incluídos. 

“Por otro lado, se trabaja en el apoyo a la Cámara Argentina de Fabricantes de Equipos Solares Térmicos (CAFEEST), empresas a las que ya se aplicó financiamiento por más de $50.000.000 a través de PRODEPRO y otras herramientas para mejorar e incrementar la producción”. 

En el marco del Programa se configuró en conjunto con el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación (MINCyT) e InnovaT una mesa de trabajo con investigadores de diversas Universidades y centros de manera de dar apoyo al Programa.

“Se espera también dar impulso a la demanda privada de calefones solares de fabricación nacional pensando básicamente en los más de cuatro millones de hogares que no tienen acceso a las redes de gas’,’ explicó Bertinat.

Se trabaja también en el desarrollo por parte del sector privado para mejorar la oferta nacional de equipos auxiliares para las instalaciones solares térmicas como controladores, termotanques eléctricos de alta eficiencia y otros. 

Y en aquellos sectores donde no hay red de gas la población mayoritariamente usa electricidad para calentar el agua, el ahorro tarifario anual previsto es cercano a $24.000 para cada hogar. En el contexto de Casa Propia implica una transferencia total anual a los hogares de $3.500.000.000. 

Mientras que en el sector externo, sólo a través de lo planeado en el marco de Casa Propia, a partir de la sustitución de la importación de equipos por aquellos de fabricación nacional, se espera que el ahorro sea cercano a USD 5.600.000; en tanto que la disminución de las necesidades de importación de energía generarían un ahorro de aproximadamente USD 20.000.000 por año.

Por otro lado, sólo en el sector de fabricación el desarrollo de la primera etapa implicaría 800 puestos de trabajo directo, a los cuales se debe sumar el trabajo de instaladores, comercialización, mantenimiento, etc.

Cabe recordar que el Programa prevé una inversión por parte del estado de más de 8.000 millones de pesos en tres años y un saldo fiscal positivo del programa a partir del quinto año por los ahorros que produce.

Los próximos pasos estiman la profundización del apoyo a los fabricantes nacionales así como la capacitación de instaladores en las diferentes provincias; a la par que a futuro se espera que su implementación reduzca la emisión de gases de efecto invernadero en más de 105.000 toneladas por año.

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Global Carbon Market: Se espera un fuerte crecimiento en los mercados de carbono tras acuerdos clave en la COP26

Según la GIZ Chile, uno de los buenos resultados de la COP26 es que, finalmente, tras seis años de negociaciones, las normas que permiten a los países comerciar con créditos de carbono entre sí, conocidas como Artículo 6.2, han sido acordadas. “Esto impulsará nuevas inversiones en proyectos como energías renovables, hidrógeno verde y reforestación, entre otros”, resaltan.

Desde la entidad vienen trabajando hace años sobre el proyecto Mercado Global de Carbono, el cual ha apoyado a Chile en el desarrollo de instrumentos de precio al carbono y en la exploración de mecanismos de financiamiento climático, que puedan contribuir al cumplimiento de los compromisos de reducción de emisiones de ese país.

Para conocer más en profundidad el alcance de este acuerdo en la COP26, Energía Estratégica dialogó con Constanza Montes, asesora técnica del proyecto Global Carbon Market de GIZ Chile.

¿Qué implica que en la COP26 se hayan establecido las reglas que permiten a los países comerciar resultados de mitigación entre sí?

Las nuevas reglas del Acuerdo de París implican que se podrán alcanzar los objetivos de mitigación de emisiones a menor costo mediante la cooperación entre países y la transferencia de resultados de mitigación (reducciones de emisiones certificadas).

El último Inventario de Gases de Efecto Invernadero de Chile (INGEI 2020 – Serie 1990 al 2018) estimó sus emisiones en un nivel de 112,3 MtCO2eq, y se ha comprometido a llegar a 95 MtCO2eq al 2030.

Cada sector tendrá una responsabilidad en esta meta que será asignada de manera vinculante a través de la Ley Marco de Cambio Climático (aún en discusión en el Congreso Nacional). El cómo se cumplan estas metas –y en esto está el mayor valor de los mercados de carbono–, será clave para hacer una transición justa y evitar sobre costos e impactos negativos de la descarbonización de las economías.

¿Cómo funciona este mercado?

El Acuerdo de París tiene el objetivo de limitar el calentamiento global idealmente por debajo de 1,5ºC, en comparación con los niveles preindustriales, y para ello cada país se ha comprometido con metas de mitigación al cambio climático establecidas en su Contribución Nacional Determinada (NDC).

Constanza Montes, asesora técnica del proyecto Global Carbon Market de GIZ Chile

Para facilitar el cumplimiento de estas metas, los mercados globales del carbono habilitarán las condiciones necesarias para poder transferir internacionalmente resultados de mitigación (ITMO – Internationally Transferred Mitigation Outcomes), que corresponde a una unidad de reducción de emisiones o una captura real y se miden en toneladas de CO2 equivalente (tCO2e).

El trasfondo de los enfoques cooperativos de mercado es que esto permitiría proteger el clima de forma más flexible y costo-eficiente que con acciones aisladas, logrando la descarbonización a la vez que se protege la competitividad de las industrias, en especial aquellas que tienen riesgo de transición a un sistema bajo en carbono (Sectores EITE – “emission-intensive and trade-exposed”).

Priorizando el cumplimiento de sus metas, cada país podrá comprar y/o vender reducciones de emisiones certificadas provenientes de proyectos particulares o medidas de gobiernos.

¿Quiénes integrarán este mercado y, de qué dependerá un mayor nivel de participación?

El Acuerdo de París ha sido adoptado por 196 partes, lo que exige a los países del mundo presentar sus compromisos climáticos. Según evaluaciones de las recientes NDCs presentadas, se logra identificar que el 30% perseguirá una estrategia de venta mientras que el 10% serán compradores puros de resultados de mitigación.

La cantidad total de países que aprovechen los mercados de carbono y en qué magnitud, dependerá del nivel de precios que se establezcan en el futuro, de las políticas de precio al carbono y del costo de abatimiento de las alternativas que cada país posea internamente.

Además, será crucial que los países se preparen adecuadamente en cuanto a la institucionalidad interna y las capacidades para hacer uso de los mercados internacionales.

En esta línea, el proyecto “Mercado Global de Carbono”, por encargo del Ministerio de Medio Ambiente de Alemania (BMU), ha contribuido con la preparación del sector público y privado, así como con la infraestructura necesaria para habilitar las condiciones que permitirán acoger estos instrumentos.

¿Cómo beneficiará el Artículo 6 a las industrias?

Para Chile se espera que el sector energético sea el que movilice mayor financiamiento de los mercados de carbono dado que es el que contribuye con la mayor parte de las emisiones GEI del país (con un 77% del total al 2018), y al mismo tiempo el que presenta mayores alternativas de abatimiento, especialmente con la generación de energía eléctrica.

Además, debido a la transición energética mundial que tiende a la electrificación de procesos, dejando los combustibles fósiles atrás, Chile tiene la gran oportunidad de ser un líder mundial en la provisión de bienes para este fin gracias a su alto potencial de energías renovables, producción de Hidrógeno Verde y de insumos minerales para los sistemas energéticos tales como litio y cobre (baterías y sistemas de transmisión, respectivamente).

En cuanto a sectores productivos, los más beneficiados serán los que tienen mayor dificultad de abatir emisiones internamente, es decir, sectores EITE (“emission-intensive and trade-exposed”), como cemento y siderurgia (acero).

Gracias al mercado de carbono podrán contar con apoyo financiero para la transferencia de tecnologías limpias e innovadoras que permitirán reducir emisiones a la vez que generan ahorros en combustibles, en cargas por instrumentos de precio al carbono (como el impuesto verde) y por mejoras de eficiencia en los procesos.

¿Qué tipo de países serán beneficiados con este mercado?

La nueva generación de mercados de carbono ofrecerá las mayores oportunidades a los países oferentes de resultados de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que es donde se quedan los co-beneficios de las inversiones limpias (desarrollo económico, empleo, innovación, salud, etc.).

Así, los países que son capaces de reducir emisiones de manera más masiva y más barata, probablemente podrán vender certificados (considerando que no ponen en riesgo el cumplimiento de sus propias metas) y de este modo atraer financiamiento para proyectos y/o políticas “verdes”.

Generalmente serán países menos desarrollados o en vías de desarrollo con gran cantidad de recursos naturales para realizar proyectos basados en la naturaleza. Un ejemplo de este caso podría ser Chile, por tener un gran potencial de generación de energía con fuentes renovables y producción de Hidrógeno verde (y sus derivados), a uno de los menores costos del mundo.

Sin embargo, por otro lado, el mercado de carbono también traerá beneficios para países compradores producto de los ahorros por el menor costo de cumplimiento de sus compromisos.

¿La maduración de este mercado podría contribuir a que los países adopten una actitud más agresiva hacia su descarbonización?

La idea para el futuro es tender hacia un nivel de precio al carbono global para igualar las condiciones para todas las industrias en cualquier lugar, evitando así pérdidas de competitividad por dumping ecológico y fugas de carbono que ocurren cuando las emisiones se reducen en zonas con políticas de mitigación más estrictas y emigran hacia zonas más laxas.

Bajo este escenario, si el mercado del carbono se volviera líquido y dinámico, logrando generar confianza entre los distintos actores, esto permitiría generar estrategias más ambiciosas de mitigación basándose en la certeza de que se dispondrá de una variada oferta y demanda de resultados de mitigación.

Este mercado puede ser estratégico para fomentar la transferencia tecnológica y lograr la maduración de tecnologías innovadoras de mayor costo, lo que es bueno para que el país del proyecto siga desarrollando la cadena productiva cuando aún existen barreras, dando las condiciones para reducir más emisiones.

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Pereyra acusó a Oscar Parrilli de querer forzar en la Justicia la nulidad de las elecciones internas del sindicato petrolero de Neuquén

Guillermo Pereyra, el saliente secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, denunció a los senadores neuquinos Oscar Parrilli y Silvia Sapag por su “intromisión en la vida interna de la organización». Así, el histórico dirigente declaró en un comunicado un escenario “en estado de asamblea permanente y movilización”.

El sindicalista acusó a Parrili, uno de los colaboradores más leales de Cristina Fernández de Kirchner, de ser una de los promotores de la impugnación en el Ministerio de Trabajo de la Nación y en el Justicia federal de las elecciones internas dentro del gremio petrolero realizadas el 20 de octubre, que marcaron un contundente triunfo de Marcelo Rucci con más de 80% de los votos. Rucci asumirá la conducción del gremio el próximo 10 de diciembre y marcará el final de una era de casi cuatro décadas, en la que el poder estuvo monopolizado por Pereyra.

Al respecto, el gremialista manifestó: “Es inconcebible que tras un acto eleccionario transparente y validado por todos los participantes, los senadores neuquinos Silvia Sapag y Oscar Parrilli pretendan la impugnación del proceso con fines espurios y tejan tras bambalinas conspiraciones de otros tiempos. Más del 85% de los afiliados a la organización sindical eligieron a sus dirigentes. Se trató de un evento democrático en el que las urnas definieron de manera abrumadora que haya una sucesión natural en una organización modelo a nivel país”.

Boicot

En la misma línea, el ex senador indicó que participaron de los comicios tres listas que convalidaron todo el proceso ante la Junta Electoral elegida por Asamblea, el órgano máximo de decisión del sindicato. “Sin embargo, a través de delegados de Nación y sectores políticos extraños a la organización, intentaron boicotear de manera permanente el proceso”, denunció Pereyra y agregó: “Parece que Sapag y Parrilli pretenden conseguir en los sótanos del poder y mediante presiones al ministerio de Trabajo de Nación, lo que no consiguieron en las urnas”.

Por último, el dirigente se refirió a la interrupción del proceso institucional: “Es algo que ya vivimos de cerca cuando fuimos el único sindicato petrolero intervenido por el proceso militar. No vamos a permitir el regreso al pasado oscuro. Defenderemos con todas las herramientas legales y humanas la voluntad y derechos de los trabajadores, como lo hemos hecho siempre ante las intromisiones de elementos extraños a la vida de nuestra organización sindical”.

El próximo 10 de diciembre a las 11, en la localidad de Rincón de los Sauces, Marcelo Rucci asumirá como nuevo secretario general del Sindicato de Petroleros Privados. Ese día habrá una movilización en respaldo a la nueva Comisión Directiva, para “hacer del acto institucional una fiesta de la democracia”.

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El Banco Nación destinará $ 3.000 millones para financiar mejoras en estaciones

El Banco de la Nación Argentina (BNA) suscribió un acuerdo con la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), por medio del cual destinará $ 3.000 millones para financiar a 3.500 empresas del sector de expendedoras de combustibles de todo el país, lo cual permitirá acceder a una serie de instrumentos financieros y beneficios especiales para la remodelación y modernización de las instalaciones.

El convenio permitirá acceder a una bonificación de dos puntos porcentuales en la tasa de interés de las distintas líneas de crédito del programa, para inversiones y capital de trabajo y facilitará el uso de los medios de pagos digitales como BNA+ y MODO. Además, contará con el beneficio exclusivo en la bonificación del 100% de los costos de mantenimiento de los distintos servicios que ofrece el Banco.

“Este acuerdo se enmarca en la política del Banco de atender a todos los sectores, de promover la actividad en las MiPyMEs, facilitar el acceso al financiamiento a las empresas y generar condiciones que estimulen la reactivación económica”, explicó el presidente del BNA, Eduardo Hecker.

“Todos trabajamos en intereses comunes como es el crecimiento, el desarrollo y alcanzar mejor calidad de de vida para toda la población. Trabajamos para el país y para la ciudadanía”, acotó.

Por su parte, Gabriel Bornoroni, presidente de CECHA, celebró el BNA ya que “permitirá que las estaciones de servicio, cualquiera sea la bandera e incluso las denominadas blancas, obtengan bonificaciones especiales en las líneas de crédito para la financiación de inversiones y capital de trabajo”.

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YPF busca transformarse en exportadora de petróleo para mitad de 2023

Sergio Affonti, CEO de YPF, destacó que el objetivo de la petrolera de bandera es seguir aumentando la producción para convertirse en exportadora de crudo a partir de mediados de 2023. Para lograr dicho objetivo, adelantó que aumentará las inversiones en Vaca Muerta, las cuales durante el año ascenderán a 1.650 millones de dólares, un 37% más que los u$s 1.200 millones que ejecutará este año. “Estos son números preliminares porque todavía no hemos aprobado el presupuesto para el año próximo”, dijo Affronti en una conferencia de prensa realizada ayer en la Casa de Gobierno de Neuquén. Ademas indicó que […]

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Un grupo local inició gestiones en Italia para adquirir la participación mayoritaria de Edesur

La empresa Enercana, que es propiedad del empresario Osvaldo Sortino, entabló conversaciones con Enel en Italia con la intención de comprar una de las dos mayores distribuidoras eléctricas del país. Las negociaciones, sin embargo, son incipientes y no será sencillo que prosperen, aunque de manera lateral se colaron en la última gira presidencial de Alberto Fernández en Italia. Casi seis meses después de que se aprobará formalmente el cambio de manos en Edenor —en junio el gobierno validó el ingreso del grupo Vila-Manzano-Filiberti en lugar de Pampa Energía—, un grupo empresario local inició gestiones con la intención de adquirir el […]

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El oleoducto a Chile estaría listo en 2022

Lo aseguró el gobernador Omar Gutiérrez. Indicó que el Oleoducto Trasandino (Otasa) podría transportar hasta 100.000 barriles de petróleo por día. El Oleoducto Trasandino (Otasa), la línea que comunica la producción de la Cuenca Neuquén y Vaca Muerta con Chile, podría volver a estar operativo el año que viene, tras casi 16 años de permanecer fuera de servicio por la caída en la extracción de petróleo del país. El anuncio fue realizado ayer por el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, quien detalló que «el oleoducto Otasa está en obra, con una estimación de transporte de hasta 100.000 barriles de petróleo […]

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Rocca pregunta quién pagará la transición energética

El CEO  dijo que la industria acerera no puede absorber los costos de la reconversión y además considera que la región tiene ventaja, pero “puede volverse ingobernable”. El mandamás de Techint, Paolo Rocca, usó la platea de Alacero, la Asociación Latinoamericana del Acero en la que el holding juega de local, para pensar la transición energética, luego de la Conferencia sobre el Cambio Climático de Glasgow (COP26). A pesar de que destacó ciertas ventajas competitivas de la región, puso la mira en los costos que conlleva “No tenemos margen para absorberlos”, advirtió. También alertó que si los países no avanzan […]

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ENARGAS reglamentó la habilitación de vehículos de gran porte de producción nacional propulsados a gas natural

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informa que mediante la Resolución N° 432/2021 aprobó la NAG-452 para la habilitación de vehículos destinados al transporte, producidos en el Territorio Nacional, propulsados mediante el uso de gas natural. El objetivo de esta nueva norma es establecer el procedimiento para habilitar la utilización y abastecimiento del gas natural como combustible en vehículos carreteros destinados al transporte de pasajeros o de carga, desde la instancia de su producción en el país hasta los posteriores controles luego de su comercialización inclusive. Por ello, la NAG-452 está orientada a la reglamentación de un nuevo polo […]

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Reducen la carga permitida de petróleo de Vaca Muerta al oleoducto de Oldelval

A partir del viernes pasado hay restricciones de hasta un 15% de producción que no puede puede ingresar al oleoducto que transporta el crudo hasta Puerto Rosales. El sistema de Oldelval está al límite. El impresionante crecimiento de producción que registra la plaza de Vaca Muerta en los últimos tiempos y la demora de obras en estaciones de bombeo ya generan restricciones en la carga de petróleo al sistema de transporte del Oldelval. El martes varias productoras llevaron a cabo una reunión en la Cámara de Empresas de Productoras de Hidrocarburos (CEPH) para tratar el tema. “Hay mucha gente muy […]

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El sindicato petrolero de Claudio Vidal va por los activos de San Antonio en Santa Cruz

El líder del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz, Claudio Vidal, fue uno de los ganadores de las elecciones legislativas del domingo pasado. Como primer candidato a diputado nacional del frente Somos Energía para Renovar (SER), se quedó con el segundo lugar en los comicios, por lo que el 10 de diciembre asumirá una banca en el Congreso. Desplazó a un inesperado tercer lugar a Gustavo ‘Kaky’ González, candidato del Frente de Todos, lo que significó un duro golpe para los armadores del kirchnerismo que estuvieron a cargo de la campaña.

En esa lista figura el presidente de YPF, Pablo González, que aspira a posicionarse como candidato a gobernador del oficialismo en 2023 y fue uno de los que impulsó la candidatura de ‘Kaky’ González, intendente de Puerto Deseado, quien terminó perdiendo incluso en la localidad que conduce.

Envalentonado por los resultados electorales, Vidal dejó traslucir que busca quedarse con el control de los equipos torre de la empresa San Antonio para garantizar el empleo de los trabajadores que hoy están sin actividad. Todavía no está resuelto cuál sería el vehículo elegido para concretar la operación. Fuentes del mercado consultadas por EconoJournal ubican a Quintana entre los posibles compradores. También a una compañía con accionistas locales del Golfo San Jorge.  San Antonio cuenta con unos 10 equipos torrre contabilizando los equipos de perforación, workover y pulling.

San Antonio Internacional es una compañía emblemática dentro del segmento de servicios petroleros. Es el mayor referente en el negocio de equipos torre (perforación, workover y pulling) de la Argentina. Hoy está controlada por el fondo Lone Star, que en el país está representado por Sebastián Caputo y Luis María Blaquier. La firma atraviesa una dura crisis económico-financiera tras defaultear en 2020 una deuda de US$ 105 millones con un pool de bancos locales.

Claudio Vidal salió segundo en las elecciones legislativas, desplazando al tercer lugar al candidato del kirchnerismo.

Escenario complejo

Antes que se desate la pandemia del coronavirus, la empresa ya registraba a unos 500 operarios sin asignación de tareas como resultado de la fuerte merma de la actividad desde que el ex presidente Mauricio Macri decretó el congelamiento de los precios dictado en agosto de 2019. La emergencia sanitaria no hizo más que agudizar, a toda velocidad, esa fragilidad. A comienzos de 2020, la compañía tenía 86 equipos en actividad, de los cuales hoy están en operación unos 60.

También mantiene una deuda millonaria con la AFIP. De hecho, en una nota enviada al Ministerio de Trabajo de la Nación solicitó al organismo recaudador que le otorgue un plan de facilidades de pagos de 84 cuotas para refinanciar el saldo remanente de planes de pago con vencimientos en el corto plazo en concepto de impuestos y cargas sociales, por un total de 2.835.091.853 pesos.

Consultados por este medio desde San Antonio prefirieron no hacer declaraciones, pero allegados a la compañía confirmaron que se está evaluando vender los activos de Santa Cruz.

La apuesta de Pereyra

A su vez, la empresa lanzó un plan de manejo de liquidez para atravesar el desafiante contexto financiero que atraviesa, que consiste en vender uno 20 activos inmobiliarios en cuatro provincias del país valuados en 32 millones de dólares. Nueve de ellos están emplazados en Neuquén. Allegados al sindicato de petroleros privados que conducen Marcelo Rucci y Guillermo Pereyra indicaron estar al tanto del proceso.

Cerca de San Antonio confirmaron que también podrían desprenderse de los activos como parte de una estrategia destinada a mejorar la eficiencia en la gestión de la compañía para maximizar los recursos en un contexto económico del país complejo, pero aclararon que la empresa no está pensando retirarse de Neuquén. Por lo tanto, si los activos se venden la intención es alquilárselos al nuevo comprador para seguir operando. Las mismas fuentes aclararon que el sindicato aparece entre los interesados, pero que la operación no está cerrada.

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Plan de negocios: la petrolera de Eurnekian destina u$s 150 millones para aumentar su producción

Utilizará el dinero para ampliar las operaciones en áreas de la provincia de Santa Cruz que sumó con la compra de los activos del grupo chino Sinopec Tras haber comprado los activos locales de Sinopec, ahora Compañía General de Combustibles (CGC), comenzará a implementar un plan de negocios para incrementar la producción de las zonas que pertenecieron al holding de origen chino. La petrolera que es mayoritariamente controlada por Eduardo Eurnekian destinará u$s150 millones para llevar a cabo ese proceso durante los próximos 10 años, con foco exclusivo en la Cuenca del Golfo de San Jorge, ubicada en Santa Cruz. […]

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Una Estación de Servicio requiere 310.000 litros para cubrir sus costos operativos

El volumen a despachar para alcanzar el punto de equilibrio resulta cada vez más grande. Para colmo el congelamiento a nivel nacional no ayuda para nada. Paso a paso las Estaciones de Servicio van saliendo de la profunda crisis que provocó la pandemia. Luego de un año y medio desde que se decretó el aislamiento obligatorio, recién en septiembre el sector recuperó el nivel de ventas previo a la crisis sanitaria, aunque con un escenario bastante diferente al de marzo de 2020. Los precios de los combustibles, desde hace ya 6 meses, se mantienen sin variaciones, a contramano de lo […]

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Exportaciones totales de petróleo de arabia saudita caen a 7,84 millones de bpd en septiembre: jodi

Las exportaciones de crudo y productos petrolíferos totales de Arabia Saudí en septiembre cayeron a 7,84 millones de barriles diarios (bpd) desde los 7,90 millones de bpd de agosto, según mostraron el jueves los datos oficiales. Riad y otros miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) proporcionan las cifras mensuales de exportación a la Iniciativa de Datos de Organizaciones Conjuntas (JODI), que las publica en su sitio web. Fuente: Reuters

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Surge campaña global para “Hacer que Amazon pague” con huelgas y protestas en 20 países

Sindicatos, organizaciones sociales, ONG, ecologistas y militantes políticos de todo el mundo organizan una jornada de reclamos contra Amazon. Son ocho las locaciones del mundo elegidas para visibilizar la protesta. En América Latina ocuparán una refinería. Más de 350 ONG’s, asociaciones gremiales, organizaciones sociales y agrupaciones políticas de 20 países lanzaron la campaña global “Make Amazon Pay” (“Haz que Amazon pague”) para reclamar que la compañía abone salarios de forma justa a sus trabajadores, respete su derecho a afiliarse a sindicatos, pague impuestos acordes y se comprometa a una verdadera sostenibilidad medioambiental. El llamado Black Friday del 26 de noviembre […]

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Y-TEC se alía para construir un electrolizador nacional de 1 MW en Argentina

Las empresas siguen apostando por ampliar sus estrategias energéticas hacia medidas y soluciones más limpias y renovables. Y desde Y-TEC reconocieron que lanzaron un proyecto para llevar a cabo un generador de hidrógeno nacional. 

“Tenaris, la planta de fabricación de tubos de acero sin costura que se ubica en Campana, está encarando la siderurgia verde y vino a Y-TEC a pedir ayuda sobre dicho tema. Ante ello, nuestra propuesta fue hacer un electrolizador local, el cual sería el primero del país. Nos pusimos de acuerdo y lanzamos este proyecto, que también involucra a INVAP y al CONICET”, manifestó Eduardo Dvorkin, director de Y-TEC.

Y explicó que será de 1 MW de potencia y que incorporaron al CONICET dado que posee grupos de investigación que ya desarrollaron electrolizadores de 10 kW; en tanto que INVAP realizará la ingeniería e Y-TEC coordinará la iniciativa. 

“Tenaris firmará un contrato con las empresas distribuidoras de electricidad para recibir energía eléctrica verde. Y si bien no recibirá los mismos electrones, sí consumirá la energía que se produce en la central renovable”, agregó. 

Además, el especialista reconoció que con este proyecto no se busca “dar vuelta la industria nacional”, sino que se plantea mostrar que existe la posibilidad tecnológica de llevar a cabo este tipo de iniciativas y que se puede “atravesar el umbral tecnológico”.

“Debemos considerar la transición energética como una oportunidad de desarrollo autónomo de tecnología y de creación local de valor. No es solamente industrializarse. Y esto significa que una gran cantidad de componentes de las cadenas productivas se localizarán en el país”, expresó el especialista.

Este esquema va en concordancia a los desarrollos de I+D relacionados con hidrógeno en los que comenzaron desde la compañía de investigación y desarrollo para la industria energética. 

Incluso, meses atrás habían destacado proyectos con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), Trenes Argentinos y con el Instituto de Tecnologías del Hidrógeno y Energía Sostenible de la Universidad de Buenos Aires.

“Tenemos todo para estar adelante, tenemos la oportunidad enorme de ser un gran productor y exportador de hidrógeno, y sólo nos falta empezar. Esa es la misión de Y-TEC, lograr que se dispare”, había dicho Alejandra Calvo, líder del Programa Combustible y Energías de Transición en YPF Tecnología.

Y a ello se le debe sumar que Y-TEC es uno de los socios de la construcción de una planta de desarrollo de baterías de litio que se ubicará en La Plata. 

Este trabajo es en conjunto con la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), CONICET, la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), CITEDEF, a la par que tiene apoyo del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, el Ministerio de Defensa y el gobierno de la provincia de Buenos Aires.

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Generación Distribuida: ACOSOL solicitará a las autoridades reglas claras en las exigencias de los Operadores de Red

A fines de octubre pasado, durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá, Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), destacó que la Generación Distribuida en ese país está creciendo, pero advirtió una problemática que ralentiza la expansión de esa actividad.

“Muchos operadores de red a nivel nacional interpretan la norma CREG 030 de múltiples formas, y no la cumplen a cabalidad. En muchos casos solicitan requisitos que no están en la norma, como demoras en el tema de cambios de medidores, o en los recibos de los proyectos, en la liquidación, o liquidaciones mal hechas”, indicó.

El dirigente señaló que esta situación genera que muchas veces un proyecto de autogeneración a través de fuentes renovables quede en los papeles y cueste concretarlo.

Hernández adelantó que próximamente harán una serie de solicitudes ante la UPME y la CREG para que, finalmente, se brinden soluciones a estos problemas.

Futuro promisorio

Actualmente la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) cuenta con 147 empresas; entre ellas 104 instaladores ubicados en todo el territorio colombiano; 4 empresas certificadoras; 13 fabricantes de inversores y paneles solares fotovoltaicos, muchas de ellas internacionales; además de empresas consultoras, capacitadoras y proveedores de materiales.

“Logramos involucrar en un mismo sitio a toda la cadena de valor de lo que es la autogeneración a pequeña escala, Generación Distribuida, y proyectos de zonas no interconectadas; es decir, todo lo que es referente a la energía solar en nuestro país”, resaltó Hernández.

Asimismo, el presidente de la entidad anticipó que, ante la expansión de la Generación Distribuida en Colombia y el creciente interés de las empresas en sumarse a ACOSOL se abrirá “próximamente” una nueva convocatoria para asociados.

Hernández confió que ya hay 30 empresas dispuestas a ingresar. La meta de la asociación es llegar a 170 asociados, número que se supone que será superado con creces.

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COP26: Brasil impulsará regulaciones para fomentar la energía eólica off-shore

El plan de expansión de generación en Brasil señala que las energías renovables cubrirán el 86% de la potencia instalada en el Sistema Interconectado Nacional hacia 2030. Esto implicaría un crecimiento del 6% de las hidroeléctricas, un 88% de la eólica y 167% de la solar. 

De acuerdo con cifras compartidas por el Ministerio de Minas y Energía entre 2021 y 2030 se pronostica una adición de 27.3 GW solares, 16,1 GW eólicos y 6,4 GW de hidroeléctricas. 

Ahora bien, la eólica podría tomar un nuevo impulso en los próximos años visto el gran potencial que se identifica en las costas para ubicar aerogeneradores off-shore. 

Cabe recordar que la potencia eólica instalada en territorio brasileño alcanza los 19716 MW en 726 plantas de dicha tecnología, además de otros 4 GW de proyectos en construcción que permitirían que Brasil alcance los 20 GW de capacidad operativa para fin de año y sume nueva potencia en 2022. 

Vistos aquellos números, desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) revelan un número superior de iniciativas con tecnología eólica off-shore en carpeta. Elbia Gannoum, presidente ejecutiva de ABEEólica aseguró que “actualmente, hay 46 GW de proyectos offshore en desarrollo en Brasil y eso representa cerca de un tercio de la capacidad instalada total”. 

Aquello generaría un buen panorama que sería propicio para subastas. De allí que desde la asociación eólica local trabajan para una eventual subasta de eólica off-shore con vistas al año próximo (ver detalle). 

Sin embargo, desde el gobierno aún no se pronuncian sobre una convocatoria pública destinada a esta tecnología de generación.

En exclusiva para Energía Estratégica, Bento Albuquerque, ministro de Minas y Energía de Brasil, remarcó: 

“Todavía no estamos previendo ninguna subasta de energía off-shore para el año 2022”. 

Por lo pronto, lo que sí estaría trabajando el gobierno es en las bases para que las tecnologías de generación que pudieran ubicarse en costas brasileñas compitan en el mercado.

“La energía off-shore está entrando en nuestra planificación de escenarios de energía y participará de las subastas como las otras fuentes cuando se convierta en competitiva para esto”. 

“Primero, estamos estableciendo las condiciones legales y regulatorias para que esa fuente de energía pueda participar de la expansión de nuestro sector eléctrico”, subrayó el ministro. 

COP26: Brasil adelantaría el cumplimiento de sus NDC impulsando más renovables

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Costa Rica trabaja en una ley de promoción del hidrógeno verde

Costa Rica sigue impulsando las energías renovables y ya puso la mirada en darle impulso al hidrógeno verde en el país. Días atrás, por medio del Decreto Ejecutivo Nº 43095-MINAE-H publicado en el Diario Oficial La Gaceta, el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), consideró como bienes inexorables a los equipos para la producción de dicho vector energético. 

Y ahora, Jorge Vargas, asesor técnico del MINAE, reconoció durante la Semana de la Energía (organizada por OLADE) que están trabajando en la planificación, puntualmente en una “ley de promoción del hidrógeno verde”.

Dicho proyecto es impulsado por la Alianza por el Hidrógeno y tiene el objetivo de crear incentivos y beneficios para atraer empresas hacia la industria del H2V, la cual cada vez tiene mayor crecimiento no sólo en el país, sino también a nivel regional. 

A ello, se le debe agregar que están a la espera de los resultados de un estudio económico donde, según palabras del especialista, “se busca identificar fortalezas, oportunidades, la capacidad de producción de H2 que tiene el país y algunos escenarios que podrían ser ventajosos, incluso con alianzas a nivel latinoamericano”. 

¿Cuándo estará disponible? El asesor técnico del Ministerio de Ambiente y Energía de Costa Rica señaló que esperan compartir los resultados a finales de año. 

“Nuestro enfoque estará en el sector transporte, pues es nuestra principal fuente de emisiones de carbono, empezando por el transporte de carga, para el cual tenemos varias ideas para hacer pruebas con camiones”.

“Posteriormente, un segundo paso sería tratar de incursionar en procesos de la industria difíciles de descarbonizar, como la metalmecánica. Y también prevemos la incursión en combustibles sintéticos y nos permitiría tener mayor independencia energética, con la cadena de producción propiamente desarrollada y arraigada”, explicó. 

Por otro lado, Jorge Vargas continuó las buenas noticias en materia de hidrógeno para el país y comunicó que durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2021 (COP26), fueron seleccionados, junto a otros tres países, para la fase final de una propuesta. 

Esto se debe a que tiempo atrás el país presentó un proyecto que permitirá investigar e invertir más en el desarrollo de la cadena de la economía del H2, siguiendo en línea con lo que plantean tanto en la ley como en el estudio que se está llevando a cabo.

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Chile alcanza los 27,5 MW en Generación Distribuida y lanza convocatoria para financiar nuevos proyectos

En el marco de la Ley de Net Billing (Generación Distribuida), N°21.118, donde el Estado de Chile autoriza a clientes regulados, sean residenciales, industriales o comerciales, a autogenerar su propia energía eléctrica mediante fuentes de energías renovables, ya se han conectado 2.111 proyectos por 27.436 kW, desde enero a octubre de este año.

Así lo detalla el último informe publicado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que releva datos hasta octubre pasado.

Allí se indica que los primeros 10 meses de este año ya han superado ampliamente la cantidad de conexiones respecto a todo el 2020: 570 instalaciones más.

No obstante, la temporada pasada sigue ostentando el record de potencia instalada en Generación Distribuida: 31.479 kW.

¿Podrá este 2021 superar la marca del 2020? Parece difícil, ya que durante noviembre y diciembre deberían instalarse por lo menos 4.043 kW.

Cabe destacar que, por ley, cada una de estas instalaciones deben tener una potencia instalada no mayor a 300 kW.

Incentivar al sector

Para promover aún más la actividad, el Ministerio de Energía, junto a la Agencia de Sostenibilidad Energética, está desarrollando el programa Casa Solar, que brinda recursos a la ciudadanía para la instalación de paneles fotovoltaicos conectados a la red (sin baterías).

En ese sentido, se acaba de abrir una nueva postulación hasta el 9 de diciembre, o hasta agotar los 400 cupos, disponibles para la región de Valparaíso. Las familias podrán acceder a sistemas de 1kWp o 2kWp con un ahorro estimado de $150.000 o $300.000 anuales respectivamente.

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

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

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

La primera versión de Casa Solar adjudicó 3.040 sistemas fotovoltaicos en 24 comunas, en el caso de la región de Valparaíso se adjudicaron 350 en las comunas de Villa Alemana y Quilpué.

Esta nueva convocatoria permitirá que puedan ser seleccionadas viviendas de todas aquellas comunas que cuenten con al menos 100 postulaciones viables en su territorio.

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COP26: Qué implica ser un High-Level Climate Champion

Hace una semana, finalizó la 26° Conferencia de las Partes (COP, por sus siglas en inglés), la cumbre que realizó este año la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

Mucho se hizo pero poco se escuchó acerca del detrás de escena logístico y humano de los protagonistas de la COP26 que tuvieron que correr por mucho más tiempo que las dos semanas de duración del evento. Un detalle no menor es que esta conferencia debió efectuarse en 2020, pero fue trasladada al 2021 por motivos sanitarios.

Permisos migratorios excepcionales, test diarios de covid y mucho alcohol en gel fueron algunas de las particularidades de esta edición -además de, por supuesto, los tapabocas que también estuvieron presentes aunque no hayan sido obligatorios para toda la ciudad de Glasgow-.

Poniendo la lupa sobre el Scottish Event Campus (SEC) más precisamente sobre la Zona Azul, el lugar donde las negociaciones y los plenarios se llevaban a cabo, Naciones Unidas prestó especial atención a muchos detalles, y eso incluyó desde la señalética y seguridad preventiva, puntos de hidratación y extrema limpieza hasta cubrir el transporte eléctrico con un pase libre para todos los asistentes -de modo que al menos la movilidad no se vea opacada con los altos precios que manejó la ciudad-.

Si nos ubicamos en el lado humano para destacar la vocación y entrega de las personas detrás de los roles más relevantes de la Conferencia de las Partes desde el Acuerdo de París, podemos mencionar a los High-Level Climate Champion o Campeones Climáticos de Alto Nivel.

En esta COP26, ese título lo abanderó Nigel Topping (Escocia), acompañado de Gonzalo Muñoz (Chile) con trayectoria cubriendo ese rol desde la COP25.

Ahora bien, ¿qué significa ser un Champion? En el sector se resume como la figura que acerca a los actores no estatales a la acción climática. Pero implicaría mucho más.

La CMNUCC rememora en su sitio oficial que este rol que se llamó a implementar a partir de la COP21 (París), sirve para “conectar el trabajo de los gobiernos con las numerosas acciones voluntarias y colaborativas llevadas a cabo por ciudades, regiones, empresas e inversores”. Y completa la definición detallando que el trabajo de los campeones se centra en dos áreas cruciales:

1-Comprometerse con las Partes interesadas y las partes interesadas que no son Partes: este trabajo se basa en iniciativas existentes y respalda iniciativas nuevas y más diversas geográficamente. Se centra la atención en conectar iniciativas y coaliciones con planes de acción nacionales, como las contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC) al Acuerdo de París. Esto ayuda a brindar más transparencia, con seguimiento de resultados y otorga credibilidad demostrable a la acción climática.

2-Los aportes de los campeones para movilizar acciones ayudan a la secretaría a organizar reuniones de expertos técnicos y, en colaboración con el Secretario Ejecutivo y los Presidentes actual y entrante de la Conferencia de las Partes, coordinar eventos anuales de alto nivel para estimular aún más la ambición y la acción.

Aquello implica muchas tareas qué llevar a cabo dentro y fuera de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. Más aún cuando en esta edición se propusieron alianzas estratégicas desde distintos sectores productivos y se impulsaron aún más las campañas RaceToZero y RaceToResilience para poder movilizar al mundo en pos de la regeneración que necesita el planeta.

Por eso, ser un champion como rutina diaria implica cientos de videollamadas y encuentros presenciales para delinear una estrategia con Naciones Unidas, reunirse con empresarios, autoridades de gobiernos subnacionales, el sector financiero, la academia y otros champios, además de acceder a ofrecer entrevistas a los medios y brindar conferencias. Por ende: trabajar mucho y dormir poco.

“Me siento cansado. Estoy un poco agotado después de dos semanas de trabajo muy emocional y duro”, dijo Nigel Topping, Campeón Climático de Alto Nivel, cuando fue abordado por Energía Estratégica durante la COP26 para conocer sus primeras sensaciones.

Con la mirada lánguida pero manteniendo una sonrisa, accedió a seguir hablando con este medio el hombre que no tuvo respiro en esta COP26, al que se vio todos los días caminando a un paso acelerado para llegar a todos los compromisos mientras mantenía una presencia impecable con finos trajes acompañados de medias y corbatas de colores.

“También estoy entusiasmado porque creo que podemos tener un fuerte acuerdo”, agregó sobre el acontecer de la conferencia en esos momentos.

De allí, este escoces nacido en Glasgow se antepuso a las consideraciones que visibilizaron a las negociaciones desde la perspectiva de un vaso medio vacío y resaltó el gran trabajo que realizaron diversidad de actores -entre los que destacó la participación activa de potencias tales como Reino Unido, Estados Unidos y China- para construir consensos antes y durante la COP26.

Pero, por supuesto, la carrera hacia las cero emisiones y la resiliencia no se acaba. Por eso, tras una bocanada profunda de aire frío que le devolvió el aliento en el cierre de su testimonio, Nigel Topping concluyó su declaración para este medio diciendo que, antes de volver a trabajar pensando en la COP27, su forma de celebrar los acuerdos anunciados esa misma noche sería con “una ligera bebida y comida” junto a su esposa y equipo, en una muestra de gratitud por el apoyo y trabajo en conjunto.

Más sobre Nigel Topping

“Nigel Topping fue el CEO de We Mean Business hasta diciembre de 2019, donde impulsó una colaboración radical para la acción climática entre las ONG que trabajan con las empresas más influyentes del mundo. Esta coalición jugó un papel clave al llevar la voz constructiva de las empresas en apoyo del Acuerdo de París y, bajo el liderazgo de Nigel, ha continuado impulsando la ambición y la acción para acelerar la transición a una economía de carbono cero.

Anteriormente, Nigel fue Director Ejecutivo de CDP, lanzando nuevos programas y asociaciones que incluyen la cadena de suministro, el agua, los bosques y las ciudades. Nigel tiene 18 años de experiencia en el sector privado, incluso como miembro del consejo de administración del mayor fabricante mundial de pastillas de freno, TMD Friction.

Nigel es comisionado de la Comisión de Transiciones Energéticas y ha sido fundamental en el lanzamiento de muchas iniciativas de colaboración como Science Based Targets, Business for Nature y Global Commons Alliance.

Tiene una maestría en matemáticas de la Universidad de Cambridge, Cambridge, Reino Unido y una maestría en ciencias holísticas de Schumacher College, Devon, Reino Unido” (CMNUCC, 2021).

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Representantes de la ONU y de las provincias respaldaron en Buenos Aires el desarrollo de la minería

Las exportaciones mineras argentinas registraron, en los primeros nueve meses del 2021, un monto acumulado de US$ 2.191,8 millones. Por su parte, Chile apuntó un intercambio comercial de US$ 64.732,4 millones durante los primeros cinco meses del año. La distancia entre los países que comparten cordillera es muy significativa y se explica porque la actividad minera en nuestro país continúa atravesada por la escasez de consenso con una parte de la sociedad que se opone a su desarrollo.

Con el objetivo de encauzar la discusión respecto de la licencia social, es decir la aprobación necesaria que debe otorgar la comunidad para llevar adelante la minería, representantes de la ONU, autoridades provinciales y directivos empresariales participaron este miércoles del “Foro MOMENTUM: hacia una minería impulsora del desarrollo sostenible” en el Hotel Intercontinental, en pleno centro porteño.

La petición del secretario general de las Naciones Unidas, Antonio Guterrez, en la que incita a transformar a las industrias extractivas en impulsoras de los objetivos de sostenibilidad, funcionó como el principal disparador de los distintos paneles.

Sobre este punto, el coordinador de la ONU en Argentina, Roberto Valent, expresó: “El progreso económico debe vincularse con el medioambiente y con el respeto a las comunidades aledañas. Es necesario evitar potenciales conflictos, sobre todo porque las empresas extractivas han jugado un papel clave en la definición de la agenda de desarrollo sostenible”.

En la misma línea, Valent aseguró que “las empresas, la sociedad civil y el Estado deben cumplir un rol de monitoreo para que los recursos que generen las industrias extractivas se gestionen de manera sostenible, inclusiva y equitativa y que dejen de beneficiar solamente a las élites”.

José Kirby, Rodolfo Tarraubella y Roberto Valent

La visión de las provincias

“Cuando llega la minería, también llega el desarrollo”, dijo Carlos Astudillo, secretario de Minería de San Juan, y agregó: “En la provincia pensamos cómo generar una mejor distribución de la riqueza a partir del beneficio impositivo minero y el porcentaje de regalías. Se trata de desarrollar obras de infraestructura necesarias para la comunidad local a partir de la actividad minera”.

La herramienta del fideicomiso que consta de un acuerdo para que las empresas otorguen un porcentaje de su producción a la provincia (el 1,5% en el caso de San Juan) permite construir, por ejemplo, nuevos hospitales y escuelas. En sintonía, Astudillo señaló: “la minería llevó la electricidad a las comunidades”.

Para describir otros beneficios de la actividad extractiva en el país, —discurso que funcionó como denominador común durante toda la jornada—, el director provincial de Minería de Neuquén, Carlos Portilla, resaltó que “Neuquén no tiene una minería de gran escala y se caracteriza por el aprovechamiento de sustancias de segunda y tercera categoría conforme a la clasificación del Código Nacional de Minería. No obstante, estos minerales constituyen el soporte para cada una de las fundaciones sobre las que se asienta la industria hidrocarburífera sobre todo en Vaca Muerta”.

Desde Santa Cruz, la ministra de Producción, Silvina Córdoba, afirmó que “la provincia es la primera exportadora de oro y plata de Argentina. Es una actividad sumamente importante, (a modo de ejemplo, el distrito patagónico generó US$ 117 millones por la compra de productos en empresas radicadas en la provincia)”. Y añadió: “veo posibilidades de crecimiento en un marco de desarrollo sostenible, pero ese objetivo se hará realidad solo si tenemos licencia social de las comunidades para avanzar en armonía y no desestabilizar las inversiones”.

La licencia social

Al cierre del evento, la abogada y mediadora judicial comunitaria, Andrea Polizzotto, sostuvo que “la comunicación es lo único que hará posible la inclusión entre la minería y la sociedad. Además, no hay que dejar de lado a los grupos de interés que van por el mundo sembrando incertidumbre y desconocimiento. Hay que traerlos a la mesa, escucharlos y construir un camino”.

“Hay muchos minerales estratégicos que no se pueden desarrollar porque no tenemos licencia social. Hablamos de la agenda 2030 y no nos estamos preocupando por la licencia social y sin licencia social no vamos a tener transición energética”, advirtió Polizzotto y remarcó que “las energías renovables son caras y necesitan del cobre y del litio”.

“Europa se dio cuenta que las renovables encarecieron la energía. Alemania se desnuclearizó y tuvo que volver a quemar carbón. 1 centímetro cúbico de energía nuclear son 250 camiones con 100 acoplados de carbón. ¿Eso es descarbonizarnos?”, se preguntó la especialista y concluyó: “Mendoza no tiene licencia social y el proyecto más grande de plata en Chubut, tampoco. Entonces, primero produzcamos los minerales que tenemos. Primero, busquemos la licencia social”.

Andrea Vítori, María Marta Nicolini, Franco Mignacco, José Ignacio Costa y Natalia Giménez

La visión de las empresas

El presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Franco Mignacco, indicó que “la inversión social en minería dio un salto muy significativo pasando de 406 millones de pesos en 2009 a 1800 millones en 2018 que se refleja en un incremento de más del 340%”, y apuntó que “somos el primer país en Sudamérica en implementar el programa de validación de proyectos HMS”.

Desde la óptica corporativa, el director legal de la empresa de litio LIVENT, José Ignacio Costa, puso en valor la existencia de los recursos naturales en la región: “América Latina tiene el 65% de las reservas mundiales de metales y minerales y es una fuente muy importante de ingresos fiscales. Bolivia, Chile y Argentina, el famoso triángulo del litio, contienen las reservas más grandes de litio cuya demanda crecerá en un 40% para el año 2040”.  

En paralelo, Andrea Vítori, gerenta de Sostenibilidad de la minera Mansfield —que pertenece al grupo canadiense Fortuna —, destacó el diferencial del proyecto de la firma en Salta, que entró en operación en 2020. “La sostenibilidad se insertó desde el comienzo de la operación y forma parte de nuestro ADN. Nos posicionamos con una filosofía distinta, entendiendo la sustentabilidad como la creación de valor económico, social y ambiental a largo plazo. Y eso es muy importante para la comunidad y para toda la cadena de valor”, concluyó la licenciada.  

José Kirby, el presidente del Centro Internacional de Formación para Autoridades y Líderes (CIFAL), organismo que depende de las Naciones Unidas para la Formación Profesional e Investigaciones; y el director de CIFAL Argentina, Rodolfo Tarraubella, fueron los anfitriones desde el inicio hasta el fin de la jornada.

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Paolo Rocca: “La industria no puede soportar los costos de la transición energética”

El presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, habló sobre la salida de la pandemia y la transición energética en el mundo. Remarcó que los industriales “no podemos soportar los costos de la transición energética, ni los estados a través de subsidios puedan absorber este costo. En definitiva, se va a transferir en términos de impuestos a los consumidores”. Lo dijo en el evento anual de la Asociación Latinoamericana del Acero (ALACERO), que se realiza culminó hoy. El ejecutivo destacó la competitividad y el rol que puede tener Latinoamérica en la transición.

 El empresario, a cargo de uno de los grupos industriales más grandes de la región, indicó que“la salida de la pandemia está siendo muy fuerte y está generando trastornos en toda la cadena de valor de la logística, la energía y la industrial”. Y explicó que otrofactor que afectó a la cadena de valor en plena pandemia fue la aceleración de la transición. “No hay dudas de que la transición ha entrado con fuerza en todas las compañías. Pero también entró en la redefinición de la cadena de abastecimiento a nivel mundial”, añadió.

Costos de la transición

El ejecutivo del grupo, a cargo de la empresa Ternium, fabricante de productos de acero, disertó de manera virtual en el evento anual ALACERO, entidad que agrupa al sector del acero de Latinoamérica. Allí, también preguntó “cómo va a ser la distribución del costo de la transición energética sobre las sociedades en todo el mundo. Hoy se está discutiendo esto, lo que surgió en la COP 26. Energía se asocia estrictamente al nivel de ingreso. La discusión entre India, países emergentes y países desarrollados sobre cómo reducir los consumos energéticos y quién paga la transición. En qué medida el costo de la transición puede ser soportado por los consumidores. Este es un debate que está empezando recién ahora, cuando los costos de la transición empiezan a aparecer”.

El titular de Techint, que en total disertó durante 40 minutos, también se preguntó “¿cuáles son los costos reales de la transición, es posible minimizarlos? Dentro de ciertos límites, sí.En una reducción de la energía dentro de nuestro sistema industrial, sí. Pero cuando tenemos que modificar las matrices energéticas de nuestras compañías incluyendo mayor participación de las renovables o llegar hasta el hidrógeno para determinados procesos de reducción de carbono, ahí los costos crecen”.

Además, comentó que “no está claro en qué medida nuestra cadena está dispuesta a absorberlo y, en definitiva, trasladarlo al consumidor. Nosotros (los industriales) no tenemos espacio para hacernos cargo en la reducción de nuestros márgenes en esto. Lo que podemos hacer es ejecutar con la mayor profesionalidad y calidad de ingeniería posible los proyectos. Pero nosotros no podemos soportar los costos de la transición, ni los estados, a través de subsidios, puedan absorber este costo. En definitiva, se va a transferir en términos de impuestos a los consumidores”.

Velocidad de la transición

Ante empresarios de toda la región, el líder del grupo Techint también señaló: “parece muy difícil prever la velocidad con la cual va a progresar la transferencia al consumidor de los costos de la transición.Lo que sí sabemos es que como industria tenemos que tomar todas las iniciativas que se necesiten para minimizar los costos de esa transición”. Y explicó que “en principio, vamos a necesitar energía renovable para todos los procesos del acero y, en algún momento, el hidrógeno”.

Carbon tax

Paolo Rocca explicó que “la única forma que el mundo puede encarar el desafío de una descarbonización en la transición es con una negociación de un carbon tax global, un precio del carbon a nivel global donde participen todos los países de todas las regiones. Esta es la única forma de tener un level playing field (equidad), sin entrar en conflictos interregionales o entre países”.

Además, mencionó que “Europa camina en la dirección del Carbon Border Adjustment Mechanism (un mecanismo para reducir la emisión de gases de efecto invernadero que podría entrar en vigor en 2022) con una complejidad extraordinaria, porque se trata de medir el contenido del carbón, el costo del carbón en país de origen de cada insumo para definir una tarifa de ingreso en Europa. Esto penaliza obviamente las exportaciones europeas porque después hay que definir cuál es la reducción del costo del carbón para los productos que Europa exporta. Creo que la complejidad de implementar mecanismos de defensa de mercado y mecanismos de ecualización de exportación es muy grande. Los tiempos van a ser muy largos. Me imagino que si este es el mecanismo que eligen en Europa, el resto de los países van a tener que adecuar sus decisiones”.

“En Estados Unidos, México y América Latina deberíamos abrir un debate sobre cómo ecualizar el costo del carbón,por lo menos dentro de nuestro espacio, así como Europa ya lo está haciendo”, concluyó Rocca.

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Primeras Jornadas del Hidrógeno en el CAI

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) realizará las Primeras Jornadas de Hidrógeno organizadas en el país con el objetivo de analizar y presentar experiencias globales y oportunidades de inversión en el país en energía verde.

El encuentro será con inscripción libre y gratuita y con transmisión online los días 23, 24 y 25 de noviembre de 9 a 13 horas. La apertura de las jornadas será desde Casa de Gobierno y estará a cargo de Pablo Bereciartua, Presidente del Centro Argentino de Ingenieros, y Gustavo Béliz, Secretario de Asuntos Estratégicos de la Nación.

Pablo Bereciartua, Presidente del CAI, destacó que “Argentina tiene un enorme potencial para liderar el hidrógeno en la región y convertirse en un actor global importante. La descarbonización y la necesidad de reemplazar combustibles fósiles nos abre esta ventana de oportunidad”.

En uno de los paneles se abordará la experiencia internacional en este tipo de energía con la presencia de los embajadores del país en Australia, Alemania, Japón y Corea y la moderación de Carola Ramón, Subsecretaria de Negociaciones Económicas. También se presentará la situación normativa en Argentina en la presencia de diputados, miembros de ONGs y funcionarios nacionales.

Además habrá mesas para presentar “Posibilidades de desarrollo local y reformulación de las ciudades y las economías”. El cierre de las Primeras Jornadas de Hidrógeno contará con Pablo Bereciartua y Santiago Sacerdote, Gerente General de YTEC.

Más información e inscripción en http://cai.org.ar/primeras-jornadas-de-hidrogeno/.

El Centro Argentino de Ingenieros es una asociación civil sin fines de lucro con más de 125 años de historia que reúne a estudiantes, profesionales, empresas, entidades y organizaciones interesadas en resaltar la importancia estratégica de la ingeniería en la sociedad y de impulsar acciones para el desarrollo sustentable del país.

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Leve baja del precio del barril de crudo

El precio del barril de crudo Brent, de referencia para Europa, llegaba a cotizar este jueves por debajo del umbral de los 80 dólares, situándose en niveles de principios de octubre y lejos de los máximos de 7 años por encima de 86 dólares de finales del pasado mes, después de que China haya abierto la puerta a liberar parte de sus reservas estratégicas.

En concreto, el precio del barril de petróleo Brent llegaba a caer este jueves hasta los 79,27 dólares, su menor precio desde los primeros días de octubre, después de haber llegado a rebasar la cota de los 86 dólares en la última semana del mes pasado.

De su lado, el barril de crudo West Texas Intermediate (WTI) cotizaba este jueves en los 77,93 dólares, frente a los 78,36 dólares del cierre del miércoles.

El descenso de los precios del crudo obedece al reconocimiento por parte de las autoridades chinas de que el país habría aceptado liberar parte de sus reservas estratégicas de petróleo, después de la petición en este sentido planteada por el presidente de Estados Unidos, Joe Biden.

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ENARGAS reglamentó uso de gas natural en vehículos de transporte de producción nacional

 El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó, mediante la Resolución 432/2021, la NAG-452 para la habilitación de vehículos destinados al transporte, producidos en el Territorio Nacional, propulsados mediante el uso de gas natural.  

La norma establece el procedimiento para habilitar la utilización y abastecimiento del gas natural como combustible en vehículos carreteros destinados al transporte de pasajeros o de carga, desde la instancia de su producción en el país hasta los posteriores controles luego de su comercialización inclusive.

La Resolución establece que todo Fabricante de Vehículos Propulsados mediante el uso de Gas Natural como combustible (FVPGN), deberá inscribirse como tal en el Registro de Matrículas Habilitantes (RMH), cumpliendo con todos los requerimientos ya establecidos para esa figura. También determina que todo FVPGN deberá presentar y mantener vigentes las certificaciones que correspondan expedidas por un Organismo de Certificación reconocido por el ENARGAS, en carácter de Organismo de Certificación interviniente.

La NAG-452 está orientada a la reglamentación de un nuevo polo de demanda de gas natural, que traerá aparejado el desarrollo de tecnologías de alto valor agregado y la generación de nuevas fuentes de trabajo con empleo de mano de obra calificada. 

El organismo regulador puntualizó que la nueva norma tiene el propósito de “promover y facilitar políticas para mejorar la calidad y eficiencia del servicio de transporte público terrestre de pasajeros o de carga, en términos de una movilidad más saludable por la reducción de emisiones gaseosas y sonoras contaminantes, particularmente valorable en zonas de alta concentración urbana y por la disminución de costos de logística, con la utilización de un combustible de menor precio relativo”. 

Además, indicó, procura promover “un uso seguro y racional de la energía, tomando en cuenta la utilización de tecnologías certificadas a través de reglamentaciones nacionales, de normas internacionales, regionales y de países de reconocida trayectoria en la materia”. 

El ENARGAS refirió que “contar con un marco reglamentario para habilitar el uso del gas natural como combustible de vehículos carreteros, desde su producción en terminales automotrices y controles posteriores a su comercialización, también podría favorecer el desarrollo de una industria nacional de alto valor agregado, con potencial exportador, generadora de nuevas fuentes de trabajo y actividades industriales colaterales”.

Dicho esquema rescata la posibilidad de incentivar un recurso competitivo y a escala, como resulta la producción de gas natural de la cuenca neuquina y austral, ahora impulsada por las inversiones en áreas geológicas no convencionales. El desarrollo de este tipo de vehículos constituye una tendencia mundial en lo que respecta al uso de combustibles cuya utilización genere un menor impacto ambiental en términos de emisiones gaseosas y sonoras, sostuvo el Ente. 

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YPF y Equinor invertirán 117 millones de dólares en Vaca Muerta

Nuevo proyecto piloto en las zonas norte y centro de la actual área Bajo del Toro YPF y Equinor invertirán 117 millones de dólares aproximadamente en un nuevo proyecto piloto en las zonas norte y centro de la actual área Bajo del Toro. Esta nueva etapa busca determinar el potencial de Vaca Muerta en esta zona de la Cuenca Neuquina a través de la perforación de 14 pozos horizontales y el desarrollo de instalaciones asociadas. Además, ambas compañías aportarán casi 3 millones de dólares en concepto de Responsabilidad Social Empresaria, que serán destinados a la repavimentación de un tramo de […]

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La capacidad instalada de la industria anotó el mejor septiembre en 5 años y rozó el 67%

El índice muestra una suba interanual de 5,9 puntos porcentuales, acumulando siete subas consecutivas. Se trata del máximo nivel para un septiembre desde el inicio de la serie en 2016, quedando apenas 2,5 puntos porcentuales. por debajo del máximo de la serie de nov-17 (69,2%) La capacidad instalada de la industria anotó el mejor septiembre en 5 años y rozó el 67% NA La capacidad instalada de la industria anotó su mejor septiembre en 5 años, al rozar el 67%, informó este miércoles el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC). De esta manera, registró un avance de casi seis […]

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Según analista, ya pasó el momento para la explotación de petróleo en las islas Malvinas

Una experta de Global Data advirtió que la industria petrolera le escapa a los reservorios remotos, como el del archipiélago. Y que ya no serán necesarios en el futuro. Una analista de la consultora Global Data aseguró que ya pasó el momento para la explotación de petróleo en las islas Malvinas. El portal especializado Offshore consignó que Effuah Alleyne, analista senior de petróleo y gas upstream, es decir, especializada en la exploración y producción de petróleo y gas, dijo: “Con la tendencia de la industria hacia la transición energética y los proyectos con bajas emisiones de carbono, será un desafío […]

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Invertirán $406 millones para mejorar la provisión de gas natural en el interior

El gobernador Osvaldo Jaldo firmó ayer un acuerdo por la instalación de gas de media tensión en Choromoro, Benjamín Paz, La Cocha y San Andrés. Como cada semana, este miércoles se reunieron los miembros del Gabinete del Poder Ejecutivo de la Provincia para debatir los temas prioritarios para la gestión. En el encuentro realizado en el Salón Comedor, se comunicaron los tres convenios firmados por el gobernador Osvaldo Jaldo junto al presidente, Alberto Fernández; el jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez. La reunión de hoy estuvo encabezada por el vicegobernador Sergio […]

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Manzur se reunió con productores de Bioetanol por la gran incertidumbre por la corrida cambiaria de dólares

El jefe de gabinete estuvo presente en Córdoba donde visitó las plantas de BIO4, AcaBio y ProMaíz. Los productores de biocombustible le exigen un porcentaje mínimo de precios de barril y un mayor control del mecanismo. En la reunión Manzur propuso convocar una reunión para concretar el aumento de cortes en biocombustibles de nafta y gasoil con el argumento de reducir la huella de carbono. En dicha reunión podrían participar. Asociación de Fabricantes de Automotores (Adefa) junto con la Secretaría de Energía. Los productores buscan que haya una mayor previsibilidad en los precios ante la volatilidad que se presentó en […]

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CEAMSE líder de América Latina en conversión del metano de la basura en energía

La tecnología incorporada cobra importancia después de los llamamientos de la COP26 para redoblar los esfuerzos contra el gas. La nueva planta elimina una pluma de gas visible desde el espacio. El metano que se filtra de la basura es convertido en energía. Norte III, un sitio de unas 500 hectáreas cuyas montañas de basura no puede ignorarse cada vez que se transita el “Camino del Buen Ayre” en el oeste del Gran Buenos Aires, recientemente activó una nueva central eléctrica que funciona con gas que fluye desde el subsuelo de la colina a través de tuberías del grosor de […]

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El Gobernador Melella recibió a empresarios y dialogaron sobre inversiones en la provincia que posibiliten la generación de empleo

El Gobernador Gustavo Melella recibió a un grupo de empresarios que tienen deseos e intenciones de invertir en la Provincia. Del encuentro participó la ministra de Producción y Ambiente, Sonia Castiglione; la ministra de Obras y Servicios Públicos, Gabriela Castillo y el secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre. Durante la mesa de trabajo, el Mandatario Provincial les comentó sobre los ejes de ampliación de la matriz productiva y cuáles son los nichos de inversión e interés de la Provincia. En ese sentido, Melella destacó que “fue un encuentro fructífero donde les hicimos saber que nuestra prioridad es llevar adelante políticas públicas […]

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OPEP prevé que el mercado petrolero tendrá superávit en diciembre

Ante este nuevo escenario, la organización y sus socios continuarán resistiendo la presión de Estados Unidos para bombear más rápido. La OPEP dijo que el mercado mundial del petróleo pasará de la escasez al superávit el próximo mes a medida que se debilita el repunte económico de la pandemia de coronavirus. Esa perspectiva significa que se justifica que la OPEP solo aumente la producción gradualmente, según el secretario general, Mohammad Barkindo. Los comentarios son otra señal de que la OPEP y sus socios continuarán resistiendo la presión de Estados Unidos para bombear más rápido y mantendrán su estrategia en su […]

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Bahía Blanca: Profertil es uno de los colosos del polo petroquímico de la ciudad

Con su instalación en una plaza donde también se encuentran otros gigantes, como Dow y Mega, tuvo tres razones sobresaliente: el gas, el puerto y los recursos humanos. La compañía perteneciente en partes iguales a la petrolera de mayoría estatal YPF y la proveedora de insumos para el agro canadiense Nutrien es el único fabricante argentino de urea granulada y uno de los colosos del polo petroquímico de Bahía Blanca, en el sur de la provincia de Buenos Aires. El proyecto, que nació en 1996 y se inauguró hace 20 años, vino a suplir una demanda creciente que hasta entonces […]

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Jornada de Datos y Transparencia del Ministerio de Desarrollo Productivo: EITI y la transparencia en el sector extractivo

El miércoles 10 de noviembre de 2021, en el salón auditorio del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, se realizó la Jornada de Datos y Transparencia organizada por el Ministerio donde se presentaron las principales acciones del organismo en materia de datos, transparencia y gobierno abierto. Pamela Morales, directora nacional de Mejora de la Gestión Productiva y Coordinadora Nacional de la Secretaría Técnica de EITI, estuvo a cargo de la organización del evento junto al director del Centro de Estudios para la Producción (CEP XXI), Daniel Schteingart. La Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas estuvo presente en […]

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Colombia: El 1 de diciembre se conocerán nuevos contratos para proyectos de hidrocarburos

En la IV Cumbre del Petróleo y Gas, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, anunció que el próximo primero de diciembre se realizará la ronda Colombia. Se ofertaron 28 áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y 25 más por empresas. El funcionario afirmó:  “estamos en la recta final de ronda Colombia 2021. Se ofertaron 28 áreas, por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y de esas 28 recibimos adicionalmente nominaciones propuestas por la industria para 25 áreas más. Esas vienen con una garantía financiera importante, lo cual nos indica que seguramente vamos a […]

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YPF y Equinor invertirán US$ 117 millones en Vaca Muerta

YPF y Equinor (ex Statoil) invertirán 117 millones de dólares en un nuevo proyecto piloto en las zonas norte y centro de la actual área no convencional Bajo del Toro. Esta nueva etapa busca determinar el potencial de la formación Vaca Muerta en esta zona de la Cuenca Neuquina a través de la perforación de 14 pozos horizontales y el desarrollo de instalaciones asociadas. Además, ambas compañías aportarán casi 3 millones de dólares en concepto de Responsabilidad Social Empresaria, que serán destinados a la repavimentación de un tramo de la ruta provincial 5.

“Un hito muy importante. Bajo del Toro es el activo que permitió la llegada de Equinor al país. Poder avanzar a la etapa de desarrollo muestra que tenemos un activo de clase mundial que nos va a permitir generar la energía que el país necesita en forma eficiente y con bajas emisiones”, destacó Nidia Alvarez, country manager de Equinor en Argentina.

Por su parte, el CEO de YPF Sergio Affronti destacó que hoy es “un día muy especial por esta nueva concesión en sociedad con Equinor que marca el inicio de un desarrollo dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta en el norte de la provincia y un nuevo polo productivo en esa zona”.

Ambos directivos destacaron la importancia del trabajo conjunto y la relación con la provincia. “Tenemos que acelerar el desarrollo de Vaca Muerta en base a los grandes progresos en eficiencia que logramos este año que nos permitirá ser competitivos a nivel mundial”, concluyó Sergio Afftonti.

Zona norte

Este avance en las inversiones contempla la división del actual bloque en dos áreas. Por un lado, Bajo del Toro Norte (113,8 Km2), donde se realizará el piloto mencionado, y sobre la cual ambas compañías solicitaron a la provincia del Neuquén una Concesión de Explotación No Convencional por 35 años.

Por el otro, Bajo del Toro, con un remanente de 43 kilómetros cuadrados en la zona sur, sobre la cual se ha solicitado un segundo período exploratorio de 4 años que contempla la perforación de un pozo vertical e inversiones estimadas en 3 millones de dólares.

En caso de que el piloto en el área Bajo del Toro Norte muestre resultados positivos, ambas compañías contemplarían avanzar con el desarrollo masivo del área invirtiendo en pozos e instalaciones asociadas.

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Tras comprar Sinopec, CGC extiende sus concesiones hidrocarburíferas en Santa Cruz

La gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, firmó ayer el acuerdo mediante el cual el gobierno provincial prorroga las concesiones de la empresa CGC (controlante de Sinopec Argentina). En enero, la petrolera comenzará a perforar pozos nuevos en la provincia. La primera mandataria recibió al titular de CGC, Hugo Eurnekian, junto a los ministros de Economía, Ignacio Perincioli, y de la Producción, Silvina Córdoba, y el presidente del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus.

Acompañaron, además, el Fiscal de Estado de Santa Cruz, Fernando Tanarro; el secretario Legal y Técnica, Sergio Sepúlveda; y el Secretario de Ambiente Mariano Bertinat, según publicó ADNSUR.

Nuevas inversiones

Kalmus indicó que “este acuerdo implica nuevas inversiones a partir del año que viene una vez que se apruebe el acuerdo en la Cámara de Diputados, lo cual va a generar nuevas oportunidades de trabajo, levantamiento de equipos de perforación, workover, pulling y todo lo que ello conlleva en la actividad petrolera de Zona Norte”.

El titular del IESC marcó que “fue un trabajo articulado con todas las áreas de gobierno, sumamente técnico y profesional, cuidando los intereses de Santa Cruz y aplicando todo lo aprendido con la anterior operadora que era Sinopec (cuyo paquete accionario fue adquirido por CGC en su totalidad)”. Por lo cual, continuó, “en base a esa experiencia se fue trabajando en este nuevo acuerdo que tiene muchos conceptos innovadores y que nos va a permitir controlar mejor la actividad petrolera en las áreas de CGC”.

Por su parte, el presidente de CGC, Hugo Eurnekian, señaló que dicho acuerdo es “sumamente importante porque esto lo que permite es tener un horizonte temporal que habilita las posibilidades para hacer un montón de inversiones”.

Eurnekian indicó que es, básicamente, “dejar de caer la producción para empezar a subirla” y significa “más trabajo, más regalías para la provincia, más producción para el país, con lo cual es beneficioso para todas las partes”. Para concluir, sostuvo que “es un trabajo muy fuerte e intenso para llegar hasta acá y marca el inicio de una nueva etapa”.

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Un grupo local inició gestiones en Italia para adquirir la participación mayoritaria de Edesur

Casi seis meses después de que se aprobara formalmente el cambio de manos en Edenor —en junio el gobierno validó el ingreso del grupo Vila-Manzano-Filiberti en lugar de Pampa Energía—, un grupo empresario local inició gestiones con la intención de adquirir el paquete mayoritario de Edesur, la otra gran distribuidora eléctrica del país, que está en mano de la Italiana Enel. Se trata de la empresa Enercana, que tiene como CEO a Osvaldo Sortino, un empresario con experiencia en el negocio petrolero: tiene presencia en el segmento de servicios petroleros en Sudamérica y también de operación de campos petrolíferos y fue socio del ex banquero Raúl Moneta en algunos proyectos en el upstream de hidrocarburos en Neuquén.  

Sortino lideró las primeras gestiones en Milán en representación de un consorcio integrado también por otros empresarios argentinos. Consultado por EconoJournal, Sortino confirmó las conversaciones con  en Italia, pero evitó precisar el nombre de sus socios en el proyecto.

Sortinó indicó que Enercana, que en rigor es una subsidiaria de Enercana Capital Corp, una compañía creada en Calgary (Canadá), el corazón petrolero de ese país, contrató en octubre el servicio de una consultora internacional con sede en Milán a fin de consolidar el interés por la compra del paquete accionario de Enel en Edesur, que opera una red con más de 2,5 millones de usuarios en la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano.

Sortino ya entabló un primer contacto con el equipo que lidera Alberto Di Paoli, CFO de Enel a nivel global, para evaluar la voluntad de la empresa italiana de evaluar una desinversión en Edesur, que también tiene accionistas locales (el empresario Nicolás Caputo y socios de Central Puerto como Guillermo Reca y Enrique Escasany, entre otros). Consultados por este medio, voceros de la distribuidora que brinda el servicio eléctrico en la zona sur del AMBA indicaron que no estaban al tanto de las operaciones y evitaron realizar mayores comentarios.

Respaldo político

Fuentes al tanto de la operación señalaron que el gobierno de Alberto Fernández está informado sobre las gestiones. Incluso agregaron que el tema surgió de manera lateral durante el encuentro que el Presidente tuvo en Roma a fines de octubre con su par italiano Mario Draghi. Fue en la primera parada de la gira presidencial en Europa para participar de G20 y de la COP26 en Glasgow (Escocia). Aún así, admitieron que las gestiones en Italia son incipientes y que aún no existe ninguna carta oferta presentada.

No es la primera vez que un grupo local tiene intenciones de quedarse con Edesur. Y al igual que en el pasado, no será sencillo que las negociaciones prosperen. Las constantes devaluaciones de la moneda y la alta inflación jaquean el negocio de las empresas reguladas de servicios. Por eso, es complejo que compradores y vendedores se pongan de acuerdo en un valor de transacción.

Negocio en rojo

Con tarifas prácticamente congeladas (en los dos últimos años sólo aumentaron un 9% contra una inflación superior al 80% en el período), Edesur atraviesa una situación económica delicada que quedó reflejada en el balance trimestral que la compañía presentó a fines de octubre.

En la los primeros nueve meses del año, Edesur acumuló una perdida neta de $14.836 millones, lo cual representa un incremento del 180% contra los $ 5.326 millones que perdió en igual período del 2020. Es decir, entre enero y septiembre pasado, Edesur registró un rojo mensual de $ 1.648 millones.

La empresa debe además financiar costos de obras y mantenimiento que no dejan de aumentar, así como los gastos de materiales, contratos con terceros y las subas salariales pactadas con el gremio del sector.

En este marco, los ingresos de Edesur durante los primeros nueve meses del 2021 cayeron un 20%, pasando de los $ 70.000 millones del año pasado a lo $ 55.776 millones del actual período. “El panorama es similar para todas las empresas reguladas de servicios de gas y electricidad. Edesur no es la excepción. Edenor también tiene números en rojo”, analizó un consultor del sector.  

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Alto Valle Holding prepara el pliego para del Parque Solar Neuquén para abril 2022

Días atrás Energía Estratégica informó que Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan brindará asesoramiento, ingeniería básica y pliegos particulares de licitación para el Parque Solar Neuquén, de 50 MW de potencia.

Y ahora, este portal de noticias se contactó con la ingeniera Sofía Nicola, Project Manager en Alto Valle Holding (AVH), para conocer más detalles de este proyecto fotovoltaico en la capital neuquina. 

“La idea surgió por el interés de Alto Valle Holding en incursionar en la generación de energía a través de fuentes renovables. En principio se estudiaron diferentes alternativas y se descubrió una gran oportunidad respecto al aprovechamiento de la energía solar”. 

“Al mismo tiempo, el municipio de Neuquén, está interesado en apostar a este tipo de proyectos e informó a AVH que podía aportar la tierra donde emplazar el futuro parque”, explicó. Y aclaró que dicha planta fotovoltaica se ubicará en la periferia de la ciudad de Neuquén, en un predio de aproximadamente 100 hectáreas.

Además, ante la pregunta de si ya prevén plazos para el llamado a licitación, la especialista afirmó que “se estima que la presentación de los pliegos se realizará a fines de abril del año que viene”. 

Y siguiendo esta misma línea, reconoció que aún restan definir detalles técnicos que repercutirán la inversión total del proyecto, por lo que momentáneamente todavía no se ha definido un monto concreto, pero el esquema se establecerá en los próximos meses y a medida que se avance el trabajo en conjunto con EPSE. 

“Por el momento Alto Valle Holding aportará el estudio de factibilidad y Proyecto Ejecutivo del parque, mientras que la Municipalidad de Neuquén brindará el terreno”, sostuvo Sofía Nicola.

Por último, frente a la pregunta de cuáles son las expectativas de cara a la central solar de 50 MW, la ingeniera y project manager comentó que “son grandes en cuanto a su ejecución”, a la par que dejó una puerta abierta para nuevos desarrollos de energías verdes. 

“Seguramente, en un futuro cercano, se siga apostando al desarrollo de la generación a través de fuentes de energía renovable, acompañando al proceso de descarbonización de la matriz energética de Argentina”, concluyó.

Es preciso recordar que Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) también se encuentra colaborando con otro parque fotovoltaico en Neuquén, precisamente en el Municipio de Cutral Có, el cual ultima detalles para licitar la construcción de la planta de 3 MW y se espera que prontamente se abra la convocatoria. 

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Interconexión Chile-Asia: Proponen pasos intermedios sobre el mega anuncio de Piñera

El mega anuncio (ver nota) del presidente de Chile, Sebastián Piñera, sobre el proyecto ‘Antípodas’ ha generado mucho revuelo en el sector energético.

Especialistas del sector público y privado coinciden en dos cosas. Por un lado, que este emprendimiento, que pretende exportar entre 200 a 600 GW de energías renovables (principalmente solar fotovoltaico) a Asia, no es impracticable por los recursos que tiene Chile.

De acuerdo a proyecciones (ver) realizadas en 2015 por el Ministerio de Energía de ese país, el potencial chileno es de “más de 1.865.000 MW de energía eólica, solar e hidroeléctrica”.

En diálogo con Energía Estratégica, César Vásquez, Gerente Comercial de Aela, indica que es importante que Chile empiece a pensar en estrategias de expansión.

“El desarrollo de las renovables está limitado por la demanda local. Nos falta consumo y es muy importante para la industria energética nacional buscarlo en otros países”.

La interconexión intercontinental futura es una estrategia que se está analizando en el mundo, teniendo en cuenta diferencias horarias que podrían hacer que las energías renovables que se generan en un sitio puedan ser consumidas en otro, lejano. Y así descarbonizar matrices muy complejas por su presencia fósil, como la de Asia”.

Sin embargo, expertos como Vásquez opinan que anunciar el proyecto Antípodas, que supone tender una línea de transmisión de altísimo voltaje suboceánica con una extensión de 20 mil kilómetros uniendo Chile con Asia requiere una enorme cantidad de estudios técnico/económicos preliminares, teniendo en cuenta el desarrollo tecnológico actual.

“Ya es un desafío mitigar pérdidas por la longitud que tiene Chile, hacerlo cruzando los océanos es algo que llevará muchísimo tiempo”, ilustra el Gerente Comercial de Aela.

Por su parte, Andrés Romero, exsecretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (2014-2018), propuso un análisis económico para demostrar la inviabilidad del proyecto Antípodas para los próximos años, en una columna que publicó La Tercera (ver).

Allí sugirió que el emprendimiento costaría unos 10 billones de dólares. “El costo de un cable submarino para transmitir 4.000 MW es de unos 10 millones dólares el km., por lo que un tendido para solo 4.000 MW tendría un costo aproximado de US$ 200 mil millones. Dado que son 200.000 MW, deberíamos considerar ese costo por 50”, calculó.

En efecto, para diferentes especialistas Antípodas hoy es inviable, pero hacia el largo plazo, con la caída de costos y el desarrollo de tecnologías, será un proyecto más que interesante para la industria, sobre todo la renovable.

En ese sentido, Vásquez manifiesta que sería oportuno que Chile, desde este momento, empiece a analizar los cimientos de un emprendimiento así y, para ello, que se lleven a cabo pasos intermedios de interconexión con países más cercanos.

Explica que la posibilidad de interconexión con otros países podría sortear las grandes crisis energéticas, importando y exportando energía cuando se requiera. Y recuerda que la Ley de Transmisión Ley N° 20.936, aprobada en 2016, le brinda la facultad al Coordinador de planificar líneas internacionales.

Preguntas para ir analizando el proyecto Antípodas

Más allá de la complejidad financiera y tecnológica del proyecto anunciado por Piñera, Vásquez abre algunos interrogantes que son interesantes para tener en cuenta.

“Habrá que ver si se puede pensar en una línea de interconexión como un sistema completamente dedicado; es decir, si será un nuevo SEN, con plantas dedicadas a la exportación de energía que pueden funcionar en paralelo, sin interferir con las operaciones del mercado local”.

“O si será una línea que va a operar simultáneamente con nuestros activos actuales de transmisión, donde las centrales que inyectan energía puedan participar con algún mecanismo en transferencias internacionales como locales. Eso la daría la opción a los incumbentes de participar en la misma línea la lateralidad”, analiza Vásquez.

Y propone otro interrogante: Cómo se va a estructurar esto tarifariamente. “Porque si ambos sistemas están conectados con esquemas tarifarios distintos, cómo hacemos la armonización entre mercados mayoristas. Hay modelos a nivel internacional y este proyecto recién es un anuncio (por Antípodas), pero sería interesante que este tema ya se vaya discutiendo, sobre todo considerando el potencial renovable de Chile”, indica Vásquez.

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Resolución clave: Derivex espera un «boom» en su plataforma de mercado de energía con adaptaciones para renovables

En el marco del evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, conversó con Energía Estratégica y destacó la oportunidad que se abrirá para el mercado energético colombiano una vez que la CREG apruebe la propuesta que presentó la compañía en 2018.

Se trata del “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos”, que permite a los comercializadores que atienden a la demanda regulada la posibilidad de trasladar precios de las compras que realicen a través del mecanismo de subastas que lleva a cabo la propia empresa.

Para ello, la CREG lanzó a consulta pública un proyecto de resolución que, según Tellez, esperan que se apruebe a principios del 2022.

Para el directivo, una vez que esta medida quede en firme habrá mucha más liquidez en el mercado de Derivex, lo que permitirá que surjan precios de energía cada vez más bajos.

De hecho, señaló que, si se comparan los últimos precios de la subasta estatal de energías renovables, que cerró a precios promedio de 155,81 pesos por kWh, respecto a los ofertados en las ruedas de Derivex, éstos últimos son más competitivos.

“Si el Gobierno está diciendo que los precios de la (última) subasta son un 15% promedio por debajo del mercado, esto básicamente está diciendo que el precio del mercado ronda los 250 pesos el kWh (sumado el CERE). Si tu miras los precios en Derivex de ayer (por la subasta que la empresa realizó en octubre), tuvimos ofertas para el año 2025 a 236 pesos por kWh. Es mucho más competitivo”, resaltó Tellez.

Oportunidad para las renovables

Por otra parte, el Gerente General de Derivex adelantó que próximamente permitirán en su plataforma la compraventa de energía a través de bloques horarios intradiarios, utilizando el esquema que el Gobierno usó en la subasta:

Bloque No. 1: Comprende el período horario entre las 00:00 horas y las 07:00 horas.

Bloque No. 2: Comprende el período horario entre las 07:00 horas y las 17:00 horas.

Bloque No. 3: Comprende el período horario entre las 17:00 horas y las 00:00 horas.

“Esto básicamente va a promover la negociación de fuentes renovables no convencionales”, destacó Tellez, indicando que proyectos eólicos o solares fotovoltaicos podrán hacer ofertas acorde a su capacidad de generación de energía eléctrica de acuerdo al recurso; por ejemplo, los proyectos solares ofertarán durante las horas del día

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COP26: Fuerte apuesta de Chile para sumar almacenamiento en baterías e hidrógeno verde

Las energías renovables siguen ganando terreno en Chile. A pesar de que las térmicas siguen capitalizando la mayor porción de la matriz energética chilena (43,2%) con 13174 MW, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) avanzan con 10965 MW representando un 36% de la potencia instalada, superando a la energía hidráulica convencional que posee el 20% de participación con 6277 MW de capacidad a octubre del 2021.

El 0,2% restante corresponde a 64 MW de almacenamiento. Energía Estratégica consultó a Juan Carlos Jobet, biministro de Energía y Minería de Chile, sobre esta tecnología.

¿Qué proyecciones realiza sobre el almacenamiento? De acuerdo con el biministro estas adquirirán un rol central en los próximos años para transicionar de tecnologías contaminantes a otras sostenibles.

“El almacenamiento es esencial para dejar atrás la generación fósil y acompañar el desarrollo de las renovables como la solar y la eólica”, indicó Jobet a este medio.

Durante la CO26 realizada en Glasgow, el referente de gobierno chileno explicó que para poder atender la demanda 24/7 es necesario preservar toda la energía limpia posible de generar a partir del sol y el viento para entregársela al sistema. Ese sería el rol esencial para las baterías.

“Nos van a permitir guardar la electricidad limpia cuando la generamos, para tenerla disponible cuando la necesitemos y eso nos va a permitir acelerar la salida de las centrales a base de combustible fósiles que cumplen hoy día el rol que en el futuro esperamos cubrir con baterías”, detalló.

No se trata de una lucha entre renovables y fósiles. Desde el concepto de sostenibilidad con impacto social, económico y ambiental, las energías como eólica y solar se impondrían en el corto y largo plazo, por lo que el almacenamiento con baterías sería un complemento perfecto.

«Esta tecnología está avanzando de manera muy rápida, los costos están cayendo aceleradamente. Yo creo que antes del final de esta década vamos a poder ver una penetración muy acelerada y muy masiva de almacenamiento para jugar este rol central de acompañar a las renovables”.

Junto a las baterías, Jobet se detuvo unos minutos para comentar sus pronósticos para la producción de hidrógeno verde y sus derivados.

«El hidrógeno va a jugar un rol muy importante en varios sentidos. El primero, nos va a permitir aprovechar el enorme potencial de generación de energía renovable que tenemos en Chile y otros países de la región”.

“Como segundo, lo vamos a ocupar en muchos sectores de la economía para limpiar las emisiones. Lo va a usar el transporte en vez de petróleo, lo van a usar los hogares en vez de gas natural para calefacción; entre otros, como la minería, el acero y el cemento”.

“Además, el hidrógeno va a ser muy importante en algunos transportes como el marítimo y aviación que son grandes generadores de emisiones”.

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COP26: GWEC convocó a líderes políticos y empresarios para hablar de eólica off-shore e hidrógeno

Durante las dos semanas de la conferencia de Naciones Unidas más de 30 referentes del sector energético mundial se dieron cita en el pabellón del Global Wind Energy Council (GWEC) para debatir sobre el futuro de la energía eólica.

“Estamos aquí representando a la industria eólica porque en los escenarios al 2050 de todas las entidades de energía, los vientos junto con el sol juegan un papel muy importante en la descarbonización del sistema energético”, señaló Ben Backwell, CEO del GWEC, desde la Zona Azul de el Scottish Event Campus (SEC) durante la COP26.

Sostenibilidad, financiamiento e innovación estuvieron en el centro del debate entre paneles conformados por autoridades de gobierno, referentes de asociaciones renovables y empresarios eólicos.

Ahora bien, el hidrógeno verde y la eólica off-shore resaltaron como las tecnologías que más pronósticos favorables obtuvieron. Fundamentalmente, cuando se conversó sobre el océano como solución para albergar energía limpia.

De acuerdo con el GWEC, las sinergias para el uso de la energía eólica marina para la producción de hidrógeno no han pasado desapercibidas.

“Con muchos desarrollos eólicos marinos a gran escala en marcha, los costos de la energía eólica marina en constante disminución, políticas prometedoras y la perspectiva inminente de precios del carbono más estrictos, nunca ha habido un mejor momento para considerar esta colaboración”, indicaron desde el Consejo Eólico.

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En tal sentido, se planteó una “Hoja de ruta para integrar la energía renovable marina en un plan espacial marino climáticamente inteligente”. Este fue lanzado durante la primera semana de la COP26 bajo el Pacto Mundial de las Naciones Unidas, el Consejo Mundial de Energía Eólica y la Comisión Oceanográfica Intergubernamental de la UNESCO (COI-UNESCO).

También se presentaron otras iniciativas adicionales como la Alianza Global para la Energía Sostenible, cuyos socios fundadores presentes en el pabellón del GWEC compartieron sus posiciones sobre cómo garantizar que tanto el sector de las energías renovables como la cadena de suministro puedan ser totalmente sostenibles.

Desde el sector público de América Latina y el Caribe participaron los ministros que lideran las carteras energéticas de mercados importantes como Bento Albuquerque (Brasil), Juan Carlos Jobet (Chile) y Diego Mesa (Colombia).

Mientras que desde asociaciones civiles y empresarias asistieron Ramón Fiestas Hummler, director para Latinoamérica del Global Wind Energy Council; Gianni Chianetta, director ejecutivo del Global Solar Council; Brendan Oviedo Doyle, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR); Elbia Gannoum, directora ejecutiva de la Asociación Eólica de Brasil (ABEEOLICA); Gustavo Castagnino, vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA).

Así como también, representantes de empresas como Enel Green Power, RenewPower, Siemens Gamesa, Vestas, Ørsted, GE Renewable Energy, Mainstream Renewable Power y muchos más.

Puede revivir los videos de todos los paneles en el canal de YouTube del Global Wind Energy Council.

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OLADE y el BID pusieron en marcha la VI edición de la Semana de la Energía

Inició la VI edición de la Semana de la Energía, evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el cual funciona como espacio de intercambio de experiencias y conocimiento del sector energético, a través de la generación de oportunidades de negocio y financiamiento de proyectos.

Las primeras palabras de la inauguración estuvieron a cargo de Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de OLADE, y Ariel Yepez, gerente del sector de Infraestructura y Energía del BID, quienes coincidieron en la importancia de la transición e integración energética a nivel regional. 

“Debemos trabajar en el fortalecimiento de las políticas públicas, la planificación a largo plazo, modernización del sector energético, así como de ajustar los aspectos regulatorios para un modelo que cada vez es más dinámico e incorpora nuevos factores a considerar”, manifestó Blanco Bonilla.

“Si queremos tener un sector energético lo más desarrollado posible, tenemos que incorporar la integración en la agenda”, agregó.

Mientras que el representante del BID sostuvo que desde la entidad poseen cinco áreas prioritarias como parte de la visión 2025: integración regional, apoyo a las PyMEs “para fortalecer el aparato productivo regional”, la transformación digital (particularmente en el sector energético), la igualdad de género y acciones contra el cambio climático.

“El BID ha priorizado su financiamiento en programas de eficiencia energética, energía renovable, diversificación de la matriz energética, desarrollo de nuevas tecnologías como el hidrógeno verde y la descarbonización de otros sectores de la economía como la electromovilidad”, explicó.

Posteriormente dieron comienzo los diversas mesas de debate del día – la Semana de la Energía continuará hasta el 24 de noviembre -, donde se trataron temas relacionados a la digitalización e innovación en el sector energético, tales como transporte sustentable, bioenergías y biocombustibles, ciudades sostenibles y la integración de las nuevas tecnologías en el panorama actual en la región de Latinoamérica y el Caribe. 

Los mismos seguirán disponibles en los siguientes enlaces:

VI Semana de la Energía – 17/11 – MAÑANA – Panel I: Innovación en el Sector Energético

VI Semana de la Energía – 17/11 – TARDE – Panel I: Innovación en el Sector Energético

Además, los interesados todavía están a tiempo para inscribirse y presenciar las demás mesas debate que se llevarán a cabo en la Semana de la Energía. 

A continuación, algunas de las frases más destacadas de la jornada:

Guadalupe González, directora de Electricidad de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá: “Estamos desarrollando una estrategia de generación distribuida, porque vemos una alta relación que hay con la movilidad eléctrica y la instalación de techos solares en las casas para hacer ese balance”. 

“Para introducir las nuevas tecnologías se necesita que múltiples actores estén participando. La política energética es el primer paso de la base para darle la conducción al tema, pero necesitamos el apoyo de todos”. 

Luiz Horta, profesor en la Universidad Federal de Itajubá (UNIFEI): “Los países de Latinoamérica poseen condiciones particularmente interesantes de producir un vector energético de la energía solar, altamente eficiente en la mitigación de las emisiones, que hoy en día puede implementarse, como es el hidrógeno verde”. 

Alexandra Arias, experta del Centro Regional de Energía Renovable y Eficiencia Energética y  representante de la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER): La próxima semana se presentará un informe regional donde se tiene la información de cuáles son las cuestiones regulatorias, normativas y más que hay en cada uno de los países.   

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Energe fue reconocida por AmCham Argentina en la 23° Edición del Premio Ciudadanía Empresaria

Con una larga trayectoria, el Premio Ciudadanía Empresaria es uno de los reconocimientos más prestigiosos dentro del ámbito empresarial y está destinado a empresas de todo el país que orientan y gestionan su modelo de negocios hacia las economías del siglo XXI, galardonando los modelos de negocios de triple impacto en una economía que busca un futuro más participativo y colaborativo.

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) promueve el Premio Ciudadanía Empresaria que hace más de 22 años trabaja impulsando la sustentabilidad en la Argentina, reflejando las últimas tendencias y considerando el compromiso de la actividad económica en las comunidades, el medio ambiente y el bienestar de las personas.

Las empresas ganadoras fueron seleccionadas entre más de 145 empresas participantes que incluyó PyMEs y grandes empresas de todo el país.

Además, se otorgaron 3 menciones especiales, una de ellas la entregada a Christian Rizzo (Responsable de ENERGE en la plaza Buenos Aires) en reconocimiento a la dedicación y esfuerzos de la firma destinados a la producción nacional de sistemas para el aprovechamiento de energía solar.

Ganadores 2021:

Ganador Nuevo Paradigma Empresario: Las Quinas

Eje Gobierno Corporativo:
Valores de Responsabilidad Socio-ambiental: Plaza Logística
Transparencia y Rendición responsable de Cuentas: Grupo Sancor Seguros
Involucramiento de las Partes Interesadas: Toyota
Categoría especial – Igualdad de Género: ManpowerGroup

Eje Ambiente:
Uso de Energía: Mastellone
Uso de Agua: Volkswagen Group
Huella de Carbono: Torneos
Mención especial: Natura
Categoría especial – Producción y Productos Sustentables: Syngenta
Mención especial
Toyota
Energe

Eje Sociedad:
Colaboradores Internos: Limpiolux
Comunidades: Newsan
Proveedores: Unilever de Argentina
Categoría especial – Contribuciones a la Salud y Bienestar: Newmont
Nueva categoría especial – Contribuciones para una Educación de Calidad: Tenaris

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¡S-5! Expande el negocio nombrando nuevo especialista técnico en terreno para América Latina

¡S-5! identificó una necesidad en el mercado de soluciones prudentes de conexión solar y la oportunidad de escalar dentro del mercado latinoamericano. La empresa se complace en dar la bienvenida a Alex Fuentes a su equipo.

Fuentes ocupará el puesto recién creado de S-5! de Especialista Técnico en Terreno para Latinoamerica. Será responsable de brindar soporte técnico en el sitio y desarrollar relaciones de la industria con Instaladores y Distribuidores para aumentar la presencia de mercado dentro de latinoamerica.

Con 15 años de experiencia en la industria, Fuentes tiene un profundo conocimiento de todos los aspectos de la industria, habiendo dirigido su propio taller de metal especializado en acero y aluminio en España.

Además, se desempeñó como gerente de proyectos supervisando las instalaciones de productos arquitectónicos técnicos en el area de distribución en Chile.

Aporta una variedad de habilidades técnicas, que incluyen procesos de construcción, herrería, instalaciones de techos de metal y conocimiento de la industria del aluminio.

Alex Fuentes, Especialista Técnico en Terreno para Latinoamerica en ¡S5!

Originario de Chile, Fuentes asistió a la Universidad Duoc UC, donde obtuvo su título en Ingeniería de la Construcción. Antes de eso, estudió arquitectura en la Universidad Nacional Andrés Bello de Chile.

¡Tecnología probada S-5! tiene una cartera global de más de 3,5 gigavatios de paneles solares sobre cubiertas en algunos de los edificios más notables del mundo, incluidos muchos edificios Fed-Ex y Walmart; unas 700 tiendas Costco en ocho países; muchos aeropuertos; y la sede corporativa de Google, IBM, NATO, NREL y Apple, incluido un sistema solar sobre cubierta metálica de 7,4 MW, además más de 15.000 instalaciones solares residenciales en más de 40 países, desde Australia hasta Zimbabwe.

“¡Como S-5! continúa creciendo y expandiéndose, seguimos pensando en el futuro enfocados en el desarrollo y el crecimiento constantes,” dice S-5! CEO y fundador, Rob Haddock. “¡Estamos muy emocionados de darle la bienvenida a Alex a la familia S-5! El profundo conocimiento y experiencia que aporta a nuestra empresa y nuestros clientes es clave para nuestro éxito y crecimiento continuo en América Latina.”

¡Sobre S-5!

Desde su primera solicitud de patente en 1991, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación en techos de metal. Las abrazaderas de cero penetración de S-5! Fijan elementos auxiliares a las juntas alzadas o engargolados y techos metálicos fijación expuesta, al tiempo que mantienen la integridad y las garantías del techo.

Las soluciones S-5! están diseñadas para una variedad de aplicaciones instaladas en el techo y ahora están instaladas en más de 2 millones de techos de metal en todo el mundo, brindando una resistencia y una longevidad nunca antes vistas. Para obtener más información, visite www.S-5.com.

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YPF y Equinor invertirán US$ 117 millones en Bajo del Toro (Vaca Muerta)

Las energéticas YPF y Equinor invertirán 117 millones de dólares aproximadamente en un nuevo proyecto piloto en las zonas norte y centro de la actual área Bajo del Toro buscando determinar el potencial de Vaca Muerta en esta zona de la Cuenca Neuquina a través de la perforación de 14 pozos horizontales y el desarrollo de instalaciones asociadas.

Se informó además que ambas compañías aportarán casi 3 millones de dólares en concepto de Responsabilidad Social Empresaria, que serán destinados a la repavimentación de un tramo de la ruta provincial 5.

Este avance en las inversiones contempla la división del actual bloque en dos áreas. Por un lado, Bajo del Toro Norte (113,8 Km2), donde se realizará el piloto mencionado, y sobre la cual ambas compañías solicitaron a la provincia del Neuquén una Concesión de Explotación No Convencional por 35 años.

Por el otro, Bajo del Toro, con un remanente de 43 kilómetros cuadrados en la zona sur, sobre la cual se ha solicitado un segundo período exploratorio de 4 años que contempla la perforación de un pozo vertical e inversiones estimadas en 3 millones de dólares.

En caso de que el piloto en el área Bajo del Toro Norte muestre resultados positivos, ambas compañías contemplarían avanzar con el desarrollo masivo del área invirtiendo en pozos e instalaciones asociadas.

“Bajo del Toro es el activo que permitió la llegada de Equinor a la Argentina. Poder avanzar a la etapa de desarrollo muestra que tenemos un activo de clase mundial que nos va a permitir generar la energía que el país necesita en forma eficiente y con bajas emisiones”, destacó Nidia Alvarez, country manager de Equinor.

Por su parte, el CEO de YPF Sergio Affronti destacó que hoy es “un día muy especial por esta nueva concesión en sociedad con Equinor que marca el inicio de un desarrollo dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta en el norte de la provincia y un nuevo polo productivo en esa zona”. Ambos directivos destacaron la importancia del trabajo conjunto y la relación con la provincia.

Affronti puntualizó que “tenemos que acelerar el desarrollo de Vaca Muerta en base a los grandes progresos en eficiencia que logramos este año, que nos permitirá ser competitivos a nivel mundial”.

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YPF firmó acuerdo con la Oficina Anticorrupción

En el marco de la iniciativa Integridad, Pablo González, presidente de YPF y Félix Crous, titular de la Oficina Anticorrupción, junto a María Archimbal, Chief Compliance Office de la compañía, rubricaron un acuerdo de cooperación con el objetivo de fortalecer la sinergia y el intercambio de experiencias entre el sector público y el privado que favorezcan el intercambio de buenas prácticas, la transparencia de gestión y la tolerancia cero a la corrupción.

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Eletrobras reduce 65,7% su beneficio en el tercer trimestre, hasta los 186 millones

La compañía brasileña Eletrobras registró un beneficio neto de US$ 186 millones en el tercer trimestre del año, un 65,7% menos que las ganancias contabilizadas en el mismo periodo del año anterior, según consta en el informe de cuentas trimestrales de la empresa.

La caída del beneficio de la mayor empresa eléctrica de Latinoamérica se explica principalmente por el aumento del 366% en las contingencias operativas, que se situaron en US$ 1.800 millones.

La cifra bruta de negocio alcanzó más de US$ 2.200 millones, un 42,09% más que en el mismo trimestre del año anterior. Los ingresos del negocio de generación fueron de mas de US$ 1.200 millones, un 24,7% más; mientras que el área de transmisión creció un 76,7%, hasta los US$ 940 millones.
Por otra parte, el resultado operativo del grupo se situó en más de US$ 1.900 millones un 50,2% más; mientras que el resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en más de US$ 1.000 millones, un 4% más.
Actualmente, la compañía se encuentra en vías de privatización, después de que en junio de este año la Cámara de Diputados de Brasil aprobara el proyecto para que el Gobierno vendiera parte de su participación en la empresa. Con esta medida, la participación del Gobierno brasileño pasará de un 60% hasta el 45%.

En lo que va de año, la cifra de negocio del grupo creció un 29%, hasta los US$ 5.900 millones; mientras que el beneficio neto se impulsó un 13%, hasta US$ 980 millones

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Ecopetrol obtuvo ganancias por US$ 982 millones

La petrolera estatal colombiana Ecopetrol tuvo una utilidad neta de US$ 982 millones en el tercer trimestre de 2021, que muestran la recuperación de la empresa tras la crisis por la pandemia, según informó este martes el presidente de la compañía, Felipe Bayón.

«Es la utilidad más alta para un tercer trimestre en los últimos 10 años», precisó Bayón en una conferencia de prensa y agregó que esta es la primera vez que los resultados incluyen a la compañía Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), de la cual Ecopetrol adquirió en agosto el 51,4 % de los títulos en circulación.

Bayón precisó que «después de un año tan difícil como fue el 2020 con la destrucción de demanda, de caída de precios de las commodities (materias primas)», se ha visto «una recuperación» en lo que va corrido de este año de US$ 2.688 millones, mientras que los ingresos se situaron en US$ 6.024 millones
«Estos resultados en muchos aspectos demuestran una recuperación, que efectivamente venimos en una senda muy importante de reactivación y en muchos sentidos también son retos», añadió Bayón y valoró que «son récord de este nuevo grupo Ecopetrol con la inclusión de ISA en septiembre».

RESULTADOS ACUMULADOS DE 2021

En los primeros nueve meses del año, la petrolera tuvo un beneficio neto de US$ 2.740 millones .

Por otra parte, el Ebitda entre enero y septiembre fue de US$ 7.239 millones, un aumento del 123,8 % frente al mismo periodo del año anterior.

Por otra parte, las ventas en los primeros nueve meses del año fueron de US$15.515 millones , que representaron un crecimiento del 67,4 %.

PRODUCCIÓN Y EXPLORACIÓN

La producción promedio de Ecopetrol fue de 684.000 barriles de petróleo equivalente por día (bped) en el tercer trimestre de 2021, un crecimiento del 3,5 % frente al segundo.

En esa línea, la compañía destacó en un comunicado que el resultado de producción estuvo impulsado por la «estabilización completa» en Castilla (en el centro de Colombia y el mayor campo del país), «la normalización en la producción previamente impactada por bloqueos» durante las manifestaciones de mayo y junio, y «el aporte de los nuevos descubrimientos comerciales Flamencos-1 y Boranda».

En la producción de gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) hubo un incremento del 3,5 % «frente al mismo periodo del año anterior, como resultado de mayores volúmenes de ventas de Ecopetrol, Hocol y Permian, asociados a la recuperación de la demanda».

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Naturgy reconocida en los premios APSAL 2021

La distribuidora de gas por redes Naturgy fue reconocida en los Premios APSAL 2021, distinción que anualmente entrega la Asociación de Profesionales de Salud y Alimentos. Los premios correspondieron a las categorías Sustentabilidad, por el programa de “Cuidemos Nuestros Recursos”, en Inclusión Social por el programa “Energía del Sabor” y en Acciones Solidarias por el programa “Día Solidario”.

Los Premios APSAL reconocen a la excelencia en productos y servicios a lo largo de la cadena agroalimentaria. Así, distinguen a las iniciativas orientadas a la solidaridad, la responsabilidad social y la sustentabilidad.

“Cuidemos Nuestros Recursos” tiene como finalidad, a través de juegos lúdicos y didácticos, concientizar sobre el uso eficiente de los recursos naturales. El programa cuenta con distintos abordajes, ya sea enfocado en jóvenes, docentes o población en general. “Energía del Sabor”, en tanto, tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando capacitaciones en el oficio gastronómico, que les posibilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.

“Día Solidario”, en tanto, es la iniciativa a nivel global de los empleados de Naturgy Energy Group, se encuentra desarrollando en nuestro país diversos programas de responsabilidad social con foco en la educación y en la inclusión.

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

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El 14 y 15 de diciembre, Panorama Minero cierra el año con “Argentina: Oro, Plata y Cobre 2021” y la Noche de las Distinciones

El medio especializado y organizador de eventos para minería, Panorama Minero, anunció que celebrará su último encuentro del año de manera presencial en la Ciudad de Buenos Aires. Se trata del Seminario Internacional: Argentina, Oro, Plata y Cobre, a realizarse el 14 y 15 de diciembre en el Goldencenter Eventos, en CABA. En la jornada del 14 de diciembre también tendrá lugar la clásica Noche de las Distinciones, la cena anual de la minería argentina donde se distingue el desempeño de los distintos actores mineros.

El encuentro contará con conferencias especializadas durante ambas jornadas, rondas de negocios y espacios de intercambio para sponsors y representantes mineros dentro del predio del Goldencenter Eventos, ubicado en la costanera porteña. 

Se abordarán temáticas relacionadas a la actualidad del sector aurífero y argentífero, con un tratamiento especial enfocado en la auspiciosa actualidad del cobre, un sector crucial para el futuro de la minería argentina y también para satisfacer las metas globales ligadas a la electrificación.

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Se dispara un 20% el precio del gas en Europa por la decisión de Alemania de suspender un gasoducto estratégico

El regulador energético de Alemania suspendió temporalmente el proceso de certificación de la compañía operadora del gasoducto Nord Stream 2. La Agencia Federal de Redes (BNetzA) determinó que la empresa operadora del tramo alemán del nuevo gasoducto que transportará gas desde Rusia debe cumplir con ciertos requisitos para obtener la certificación. Los futuros en el mercado europeo del gas reaccionaron al alza frente a la perspectiva de que Europa no pueda contar con el gasoducto el próximo invierno.

Nord Stream 2 AG, el consorcio de empresas detrás del nuevo gasoducto, había iniciado en septiembre el trámite de solicitud de la licencia para operar. Pero la agencia alemana, que tiene tiempo hasta el 8 de enero de 2022 para tomar una decisión sobre la certificación, suspendió ayer temporalmente el proceso. “Tras un examen minucioso de la documentación, el Bundesnetzagentur llegó a la conclusión de que solo sería posible certificar a un operador del gasoducto Nord Stream 2 si dicho operador estuviera organizado en forma legal con arreglo a la legislación alemana”, comunicó BNetzA.

El anuncio del regulador alemán generó una nueva escalada en los precios del gas. Los futuros al mes de diciembre en el Dutch TTF, principal hub de comercio virtual del continente, treparon el martes hasta los € 95 por MWh, una suba del 18%. En el Reino Unido, los contratos para el mismo mes en el hub NBP treparon un 17%. La escalada continúa en la jornada de hoy, con precios que ya superan los € 100/MWh, un aumento del 25% en las últimas 24 horas. Estos precios representan más de 30 dólares por MMBTU.

Las fuertes alzas llegan luego de algunas semanas de relativa tranquilidad en los precios debido a la llegada de más gas desde Rusia. Gazprom anunció la semana pasada que comenzó a inyectar gas en cinco almacenes subterráneos europeos. De todas formas, persisten las dudas en Europa por la provisión de gas durante el invierno debido a los bajos niveles de gas en almacén de cara al invierno.

Requisitos legales

BNetzA suspendió el procedimiento de certificación de Nord Stream 2 AG como operador de transmisión independiente hasta que su empresa subsidiaria se ajuste a los requisitos de la ley alemana.

El comunicado de la agencia señala que Nord Stream 2 AG, que tiene su sede en Zug (Suiza), creó una empresa subsidiaria en Alemania solo para operar el gasoducto pero sin haber transferido los activos y recursos humanos, requisitos que exige la Ley de la Industria Energética Alemana. “El procedimiento de certificación permanecerá suspendido hasta que los principales activos y recursos humanos hayan sido transferidos a la filial y el Bundesnetzagentur pueda comprobar si la documentación reenviada por la filial, como nuevo solicitante, está completa”, dijo la agencia.

Una vez presentados los papeles con los requisitos demandados, BNetzA “podrá reanudar su examen en el resto del período de cuatro meses previsto en la ley, elaborar un proyecto de decisión y entregarlo a la Comisión Europea para su dictamen, según lo previsto en el Legislación de la Unión Europea sobre mercado interior”. Es decir, tomará una determinación el 8 de enero o antes.

Presiones en contra

La suspensión temporaria del proceso de certificación llega en un contexto de presiones en Europa para evitar que el gasoducto entre en operación, además de un creciente conflicto entre la Unión Europea y Rusia por la crisis migratoria en la frontera entre Polonia y Bielorrusia. Alemania habilitó a Polonia y Ucrania a participar en el proceso, dos países que se oponen al proyecto.

La empresa estatal de gas y petróleo de Polonia, PGNiG, y su empresa subsidiaria en Alemania fueron habilitadas en septiembre a participar del proceso. “PGNiG y PST opinan que Nord Stream 2 AG no cumple con los requisitos formales y sustantivos para la certificación”, había afirmado PGNiG en ese momento. “Además, ambas empresas argumentan que una decisión positiva de la BNetzA pondría en riesgo la seguridad del suministro de la UE y los estados miembros”, agregó. Polonia es de los principales países en utilizar las importaciones de GNL como alternativa para reducir la necesidad de importar gas de Rusia, habiendo reducido las importaciones de gas desde ese país de un 90% en 2015 a un 60% en 2020.

Ucrania, otro de los principales opositores al proyecto, consiguió este lunes que el regulador energético alemán habilitara también la participación de las compañías ucranianas Naftogaz y GTSOU. “Nord Stream 2 está diseñado para aumentar la dependencia de Europa del gas ruso y debilitar la seguridad energética europea y los mercados competitivos del gas”, advirtió el CEO de Naftogaz, Yuriy Vitrenko. Naftogaz estima que Ucrania perdería alrededor de U$S 2000 millones por año si Nord Stream 2 entrara en línea, lo que equivale a un 1,5% de su PBI.

Más críticas

Polonia y Ucrania consideran que el gasoducto gemelo de Nord Stream 1 no incrementará los envíos de gas, sino que será utilizado por Rusia como nueva ruta para regularlos en función de sus intereses políticos. “La crisis energética en toda Europa, que ha amenazado la recuperación pospandémica, está directamente relacionada con Nord Stream 2, que es un gasoducto de desvío que no traerá gas nuevo a Europa”, afirmó Sergiy Makogon, director general de GTSOU.

Reino Unido se sumó esta semana a las críticas al gasoducto. “Esperamos que nuestros amigos reconozcan que pronto se presentará una elección entre mantener cada vez más hidrocarburos rusos en nuevos gasoductos gigantes y defender a Ucrania y la causa de la paz y la estabilidad, permítanme decirlo de esa manera”, dijo el primer ministro Boris Johnson.

De todas formas, las empresas invitadas a participar en el proceso de certificación no tienen poder de decisión sobre un proyecto que cuenta con el respaldo político del gobierno alemán. El camino a la concreción del gasoducto fue despejado en julio, luego de un acuerdo entre Estados Unidos y Alemania. En caso de “utilizar la energía como arma o cometer nuevos actos agresivos contra Ucrania, Alemania tomará medidas a nivel nacional y presionará para que se adopten medidas eficaces a nivel europeo, incluidas sanciones, para limitar las capacidades de exportación rusas a Europa en el sector energético”, dice el acuerdo entre las representaciones diplomáticas.

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¿Qué se puede esperar de la política energética en 2022 frente a los límites que impone la crisis macroeconómica?

Marina Dal Poggetto (Eco Go) y Nicolás Arceo (Economía y Energía) analizaron este miércoles en el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal los límites que le impondrá la macroeconomía a la política energética en 2022. ¿Cuál es el margen real que tendrá el gobierno para aumentar tarifas? ¿Qué impacto tendrá en los precios locales la suba de los combustibles importados? ¿Cómo evolucionarán los subsidios a lo largo del próximo año? ¿Cuáles podrían ser las consecuencias a nivel de inversión si se insiste con el congelamiento o con una recomposición que quede muy por detrás de la inflación?   

-El gobierno tomó la decisión de pisar las tarifas en el Área Metropolitana de Buenos Aires y también pisó el precio de los combustibles. Sin embargo, la inflación está arriba de un 50% anualizada. Recuerdo que cuando se discutía la política económica de Mauricio Macri había muchos economistas que decían que la inflación era consecuencia de la recomposición agresiva de las tarifas, pero el punto de llegada con las tarifas pisadas terminó siendo más o menos el mismo.   

Marina Dal Poggetto: El punto de llegada no es el mismo. El atraso tarifario hoy es menor al de fines de 2015. Obviamente hay una doble vía de las tarifas sobre la inflación. Una tiene que ver con el impacto directo en el índice y otra con el tema fiscal. Hoy el atraso tarifario tiene una incidencia sobre los subsidios y un esquema de financiamiento monetario que convalida una tasa de inflación más alta, con lo cual paradójicamente para ir a un esquema de estabilización se necesita una combinación de shock cambiario tarifario con retenciones y en simultaneo se requiere que esos aumentos vayan fundamentalmente a cerrar la brecha fiscal y a achicar el financiamiento monetario. Es bastante complejo porque hay una dinámica de precios con una inflación al ritmo del 50% anualizado y precios literalmente congelados, tarifas cuasicongeladas y precios de los combustibles que no estuvieron congelados, pero estuvieron quietos en los últimos meses.

-¿Cuánto le preocupa el atraso de las tarifas? Usted dice que no es tanto el atraso, pero lo que pagan los usuarios cubre un 40% del costo y si se devalúa ese nivel va a ser todavía más bajo.

Marina Dal Poggetto: Preocupada estoy, pero en 2015 la tarifa eléctrica era el 10% del costo y hoy es una tercera parte del costo. El aumento que se requiere es menor. El problema es que se requiere un aumento menor montado sobre una inercia inflacionaria que es mucho más alta. En 2015 el dólar se movía al 1% mensual, la inflación al 1,5% mensual y las tarifas casi no se movían. Hoy el dólar oficial se mueve al 1% mensual, la inflación al 3,5% mensual y las tarifas están prácticamente congeladas. La distorsión de precios se combina con una brecha cambiaria más alta y con una dispersión de precios relativos bastante más agresiva. No tanto por los atrasos tarifarios sino fundamentalmente por los adelantos en los precios de algunos bienes que están incorporando la dinámica de la brecha cambiaria. A su vez, en 2015 el atraso cambiario y tarifario había permitido mejorar los ingresos, mientras que hoy el atraso cambiario y tarifario es consistente con una caída en los salarios y las jubilaciones que acumulan una baja de más de 20% respecto de 2015.

-En Argentina se registró más de 40% de inflación promedio durante el gobierno de Macri y más o menos la misma inflación promedio durante los primeros 2 años de Alberto Fernández. Sin embargo, con Macri las tarifas aumentaron al 100% anual y con Alberto Fernández solo un 5,8% promedio anual. Pareciera que la cuestión tarifaria no sirve para acomodar la inflación porque en ambos gobiernos la inflación terminó siendo parecida.   

Marina Dal Poggetto: El problema con ese análisis es que los precios relativos son distintos. En promedio es así, pero dentro de ese promedio hay distintos ganadores y perdedores. Ese análisis podría llevar a decir que si las tarifas suben no impactan en la inflación y eso no es cierto. Las tarifas tienen una incidencia directa en la inflación. Esa incidencia directa tiene que ver con cuánto pesa en el índice. Obviamente, si se parte de niveles muy bajos el peso en el índice es bajo, pero los aumentos que se requieren son muy altos. La segunda incidencia tiene que ver con los costos. Una ventaja que se tiene hoy es que los precios mayoristas de la energía están bastante mejor de lo que estaban en 2015.

-¿Eso es así o en los últimos meses a partir del encarecimiento de los productos importados se observa un incremento de los precios mayoristas más alto del que se preveía?

Nicolás Arceo: Vamos por partes siguiendo lo que planteó Marina. Claramente el atraso tarifario que enfrenta la economía argentina a lo largo del año 2022 es mucho más acotado que el atraso vigente, sobre todo en términos de energía eléctrica, durante los años 2014 y 2015. Coincido con Marina en que hay una gran diferencia entre ese período y este en términos de la posibilidad de reducir subsidios, que es centralmente la inercia inflacionaria que enfrenta la economía argentina. La Argentina enfrenta niveles de inflación anualizados muy altos desde 2018 en adelante y claramente esta inercia inflacionaria determina que la posibilidad de lograr una reducción sustantiva de los subsidios en este contexto económico y social durante 2022 es prácticamente imposible. Es prácticamente imposible porque vamos a tener una economía con una inercia inflacionaria muy elevada, similar a la de 2021, porque la economía argentina va a enfrentar una depreciación del tipo cambio nominal a lo largo de 2022 más agresiva que la que se observó en 2021 y en tercer lugar porque todo este proceso se da en un contexto de recomposición de los precios internacionales como no se veía desde hace varios años. Un Brent en torno a los 80 y 85 dólares por barril y un precio del gas natural en el mercado internacional a futuro para el invierno del año que viene en torno a los 15 y 18 dólares por millón de BTU. Claramente esto le mete una presión a los subsidios durante 2022 y solo el no aumento nominal de los subsidios durante 2022 evaluados en dólares requeriría una recomposición bastante significativa de las tarifas medias tanto de electricidad como de gas natural durante 2022 en un contexto de una contracción significativa en el ingreso disponible de los hogares a lo largo de los últimos dos años.  

-¿En cuánto pueden terminar los subsidios totales en 2021?

Nicolás Arceo: El nivel de subsidios va a estar en torno a los 10.000 millones de dólares o levemente por debajo. Ahora bien, el año 2022 a nivel de subsidios tiene un dato positivo y es que si hay una mejora de la hidraulicidad esto se tendría que traducir en una reducción en las importaciones de gasoil y combustibles alternativos, más aún en un contexto donde se están cumpliendo las metas comprometidas en el Plan Gas. La importación de líquidos el año que viene debería ser más reducida en un contexto de precios internacionales claramente al alza, aunque todavía no está claro cuál va a ser el costo de importación, sobre todo del GNL, a lo largo de 2022.

-¿Alcanza la mejora de la hidraulicidad para que los subsidios queden estables en un contexto de suba de precios?

Nicolás Arceo: No va a quedar el mismo nivel de subsidios ni de balance del sector externo. Si uno simula un precio de importación de GNL durante el año que viene en torno a los 15 dólares por millón de BTU y un precio de exportación de petróleo en torno a los 75 dólares el déficit comercial del sector energético se elevaría sustancialmente durante 2022 hasta los 1300 millones de dólares. Esto simulando cantidades similares a las de 2021. ¿Por qué el incremento no es mayor? Centralmente porque, a diferencia de los años 2015, 2016 y 2017, Argentina está exportando un volumen de petróleo y de productos petroquímicos mayor que permitió un salto en las exportaciones de hidrocarburos en la Argentina y esto compensa en parte el aumento de importaciones. Si vemos la información de Indec de los primeros 9 meses de 2021, observamos que las importaciones energéticas aumentaron en 2000 millones de dólares, pero las exportaciones aumentaron en 1000 millones de dólares. Esto significa que aún en un escenario de precios ácido para 2022 el déficit externo del sector energético no se ubicaría en los niveles críticos de 2010-2011 y 2016-2017.

-Sin embargo, la debilidad de la macroeconomía seguramente es más pronunciada que en esos años.  ¿Hay margen de afrontar un nivel de subsidios de 10.000 o 10.500 millones de dólares en 2022 en el caso de que quieras recomponer tarifas de una manera agresiva en torno al 40/50%?? ¿Y se puede alcanzar un acuerdo con el FMI con un nivel de subsidios tan elevado como el actual?

Marina Dal Poggetto: Es distinta la situación con respecto a 2015. La principal diferencia es que en 2015 tenías la posibilidad de apelar al crédito y no tenías al FMI adentro y la segunda gran diferencia es que tenías que hacer un ajuste del salario real. El atraso tarifario y cambiario en 2015 era la contracara de alta capacidad de compra de los salarios y alto costo en dólares de los salarios. Hoy la situación es distinta. No hay crédito y hay una concentración de vencimientos con el FMI que arrancaron en septiembre, en diciembre hay un nuevo vencimiento, una concentración violenta en marzo y vencimientos por 18.000 millones de dólares en todo el año que viene. Por lo tanto, el acuerdo con el Fondo es condición necesaria para evitar entrar en atrasos. Creo que se va a entrar en zona de fricciones con el Fondo y eso genera presión sobre la brecha cambiaria. ¿Cuáles son los síntomas de la situación actual? Uno es el 50% de inflación con ancla cambiaria y tarifaria, otro es la brecha que va del 80% donde el Central interviene al 120% donde el Central no interviene y el tercer síntoma es la dispersión de precios. ¿Cuál es la contracara de eso? Una economía a la que le sobran pesos porque no hay demanda de esos pesos, a la que le faltan dólares en las reservas y donde la tasa de interés en dólares está arriba del 20% anual. El acuerdo con el FMI es condición necesaria y tiene que incluir alguna dinámica de consolidación fiscal. La agresividad del Fondo en torno a lo fiscal no es como en el pasado, pero te mira el esquema de financiamiento de ese déficit fiscal y sin crédito el esquema de financiamiento monetario no cuaja dentro de un acuerdo con el Fondo. Los subsidios son en gran medida la contracara del agujero fiscal. El agujero fiscal va a estar este año en la zona de 3 puntos del PBI y los subsidios también van a estar en torno a los 3 puntos. El problema es que el aumento tarifario que se requiere para cerrar el déficit fiscal genera más inflación y al mismo tiempo la señal que se debería requerir para poder bajar la brecha cambiaria sin un salto discreto del tipo de cambio es una señal que baje la tasa de interés en dólares. Ahora bien, a estos niveles de brecha cambiaria eso no va a ocurrir a menos que se dé una consolidación fiscal agresiva y la consolidación fiscal agresiva requiere, paradójicamente, shockear los precios. Hoy la hoja de ruta se da con un ajuste mayor y la pregunta es quien paga ese ajuste.

-¿Qué puede pasar con el precio de los combustibles en el mercado local durante el año próximo?

Nicolás Arceo: La macroeconomía le va a fijar las bandas de flotación al precio del combustible en el surtidor a lo largo de 2022. En un contexto de una depreciación nominal más acelerada y una inercia inflacionaria en torno al 50%, la posibilidad de recomponer el precio en dólares en el surtidor en 2022 y de esta forma reducir la brecha con el Brent en el mercado internacional yo lo veo con un grado de probabilidad infinitamente bajo. El mejor escenario seria lograr un incremento de los precios en surtidor que permita mantener un crudo local en los valores que se verificaron en el promedio de los primeros diez meses de 2021. No veo un escenario de recomposición en el surtidor en dólares que permita el crudo en el mercado local y reducir la brecha. Me parece que el contexto macroeconómico no lo va a permitir.

-Está planteando que el año que viene en el mejor de los casos se va a mantener el precio del crudo en dólares en el mercado local, ¿se puede lograr sin algún tipo de instrumento regulatorio?

Nicolás Arceo: Claramente, la brecha con el precio internacional le mete presión al esquema de “acuerdos” en el mercado local para la definición del precio del crudo, tensa toda la relación entre productores y refinadores, pero difícilmente quieran la intervención del Estado en términos de la definición o la regulación del precio del crudo en el mercado local. Creo que el surtidor va a marcar el techo y hay dos formas de arreglar esto: en forma privada o a través de distintos instrumentos de regulación estatal en el mercado. Va a depender del sector privado si se llega a un acuerdo para evitar una mayor intervención del Estado en el mercado local.

Marina Dal Poggetto: En un contexto de inflación al 50% no se puede congelar ningún precio. Congelar un precio implica bajarlo en términos de capacidad de compra y congelar un precio de un producto cuya cotización internacional pasó de 55 a 84 dólares es pan para hoy y hambre para mañana. Coincido con Nicolás en que es difícil adelantar un precio sobre el resto. Como es difícil adelantar un precio por sobre el resto, congelarlos es mala praxis. Tendrás que prender una vela para que baje el precio internacional. Los combustibles dentro del índice de precios al consumidor representar cerca del 4%. La incidencia del aumento de los combustibles no es tan significativa, pero es un precio muy visible. Lo ves en el surtidor mientras que en otros bienes tenés una disparidad de precios. Creo que no deberían atrasarlo y cualquier intento de adelantarlo sin tener un intento de ordenamiento de la macro puede ser bastante perverso.

-En ese escenario, no parece haber tantos incentivos para ir a buscar un aumento del capex, la inversión en upstream de las empresas productoras, porque no van a poder capturar el precio del mercado internacional.

Nicolás Arceo: Lo que se puede llegar a mantener el año que viene es la reinversión del flujo de caja de las compañías, más allá de alguna inversión puntual, lo que va a permitir cierta tendencia positiva en la producción de petróleo. El principal desafío que enfrenta el sector hoy es la situación de la macroeconomía argentina y va a depender del reordenamiento macroeconómico la evolución de la inversión en el sector a lo largo del año que viene.

-¿En cuánto deberían corregirse las tarifas de luz y gas en 2022?

Marina Dal Poggetto: El gobierno va a intentar acercarse al acuerdo con el Fondo, pero va a haber fricción en el arranque. No veo el acuerdo con el Fondo demasiado rápido. Marzo es un deadline. La concentración de vencimientos de marzo hace que no se pueda seguir pagando sin un acuerdo. Creo que la dinámica inflacionaria de los próximos meses probablemente sea un poco más alta de la que se está viendo ahora. El último dato de una inflación de 3,5% mensual se puede acelerar. También creo que el gobierno va a intentar correrse de un ancla cambiaria tan rígida y acelerar un poco el tipo de cambio y creo que las tarifas al menos deberían dejar de caer en dólares, deberían ir en promedio con el tipo de cambio. El gobierno habla de segmentación. La segmentación implica que una tarifa sea más alta que la otra. Lo que no puede implicar la segmentación es que una tarifa quede congelada. Hay una cuestión de ilusión monetaria donde la fijación de un precio con inflación del 50% anual implica una caída sistemática de ese precio. Eso lo tenemos que aprender. Salir de los atrasos es complejo. En mi escenario macroeconómico creo que la inflación va a ser más alta que este año. Estoy trabajando con una inflación arriba del 60% anual y con un dólar que primero se mueve con un crowling y en el momento del acuerdo tiene un salto discreto. Ese salto discreto debería ser con retenciones para asegurar que te acercás a un cierre fiscal y a un programa monetario y cambiario. Es un dólar que sube por encima de la inflación. Los salarios funcionan como ancla. Tendrías una caída del salario real, pero no demasiada. Y es un escenario en el que mantengo las tarifas en dólares en promedio.

Nicolás Arceo: No voy a responder lo que creo que se debería hacer sino lo que creo que esta situación política y social puede permitir hacer. Cuando hablamos de incrementos de tarifas al menos en línea con la inflación para mantener o al menos que no se disparen los subsidios, si le metemos la complejidad de la segmentación, los incrementos que tendría que afrontar el 50% de la población serían muy significativos y en este contexto no son viables políticamente. No veo al Frente de Todos aplicándole aumentos por encima de la inflación al 50% más rico de la población. Dado el aumento de precios internacionales lo que se requeriría para mantener niveles de subsidios son incrementos aún más significativos. No veo un contexto políticamente posible para una recomposición significativa de tarifas a lo largo de 2022, pero entre esto y el congelamiento hay un mundo de diferencia. Lograr una recomposición tarifaria del 40% a lo largo de 2022 con una nominalidad del 50% claramente va a terminar con un aumento de subsidios, pero infinitamente menor del que se daría en un contexto de una recomposición tarifaria del 10% con una nominalidad del 50%. El mejor escenario posible es aquel en el que se mantiene el nivel de subsidios.

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El gobierno negocia con Chile un intercambio contraestacional de gas a través de la estatal IEASA

Funcionarios del área energética del gobierno empezaron a explorar con sus pares chileno la alternativa de concretar un intercambio contraestacional de gas que permita que la Argentina exporte gas local hacia el otro lado de la Cordillera en los meses de calor (entre diciembre y abril) y Chile reinyecte ese gas durante los meses de frío desde la terminal de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que está ubicada en Mejillones, según aseguraron a este medio fuentes públicas y privadas al tanto del proyecto. La iniciativa contempla un paso previo que incomoda a algunas petroleras. Para facilitar […]

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Oldelval pone US$50 millones con el fin de transportar más petróleo desde Vaca Muerta

Se busca poder llevar a Buenos Aires hasta 264.000 barriles de petróleo por día a mitad del año que viene. La mayor generación de los desarrollos no convencionales obliga a acelerar las obras. Oldelval elevaría más de 50.000 barriles adicionales por día en la línea que comunica con Puerto Rosales y las principales refinerías del país. Oleoductos del Valle (Oldelval), la operadora del sistema de transporte de la producción de petróleo de la Cuenca Neuquina, pone en marcha su plan de inversiones para hacer frente al salto productivo que generan los desarrollos de Vaca Muerta que ya presionan la capacidad […]

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El futuro de Metrogas ligado a la decisión del Gobierno sobre las tarifas: reduce costos para evitar mayores pérdidas

Metrogas viene aplicando un estricto control de sus gastos para mantener sus operaciones ante la falta de actualización tarifaria Si bien logró achicar considerablemente sus pérdidas durante los primeros nueve meses del año, el futuro de Metrogas sigue ligado a las medidas que el Gobierno adopte o no con relación a las tarifas de la distribución de gas. Una decisión que influye directamente en la capacidad de la empresa para continuar sus operaciones brindando servicios a más de 2,5 millones de clientes dentro de Capital Federal y el conurbano bonaerense. Por lo menos así surge del informe enviado por Metrogas, […]

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Banco Mundial: estiman que habrá acuerdo de la Argentina con el Fondo pero desdramatizan un default

La economista Carmen Reinhart compartió sus definiciones sobre los problemas que enfrenta América Latina y se pronunció sobre el posible acuerdo de Argentina con el Fondo Monetario Internacional. Carmen Reinhart, vicepresidenta y economista jefe del Banco Mundial, compartió sus impresiones sobre las negociaciones de Argentina con el Fondo Monetario Internacional (FMI), advirtió sobre los problemas sociales en Latinoamérica tras la pandemia, y resaltó que no debe confundirse “el repunte con una verdadera recuperación”. Al referirse a las negociaciones de la Argentina con el FMI, deslizó: “Creo que va a haber un acuerdo”. Sin embargo, prefirió evitar decir de qué forma […]

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Corrientes busca producir biocombustibles a través de residuos forestales

Se necesita una inversión de 140 millones de pesos para tratar al menos 500 kilos de desechos. Con un mayor refinamiento se podrá reemplazar la energía derivada del petróleo. Un grupo de investigadores  busca financiamiento para un proyecto para la realización de biocombustibles a través de residuos orgánicos en la provincia y zonas de influencia. En la región se producen más de 850 toneladas diarias de este tipo de desechos. Con este método se podría sustituir a los combustibles que vienen del petróleo y ayudar a reducir la emisión de gases de efecto invernadero que le daría una mejora sustancial […]

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Comodoro Rivadavia: Trescientos estudiantes de escuelas técnicas se capacitaron para instalar y poner en marcha generadores eólicos

Los 5 equipos quedaron funcionando y generando energía en los establecimientos educativos que participaron del curso, que el año próximo tendrá alcance nacional. Fue en colaboración junto a la Fundación Paolo Roca y Elsus. La capacitación se integró a las currículas de Taller que tienen las escuelas técnicas de Comodoro Rivadavia, por lo que participaron las Escuelas 707 de Km8, 749 (ex ENET 1), 60 (ex ENET 2), San José Obrero y Colegio Deán Funes. “El resultado fue tan bueno que la gente de la fundación está pensando ampliar este proyecto a todas las escuelas técnicas del país para el […]

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AOYPF: “LA HOMOLOGACIÓN DE PICOS DE ALTO CAUDAL ES UNA NECESIDAD DE TODO EL SECTOR DE GNC”

Desde la comisión de Gas de la Asociación de Operadores de YPF insisten en que los picos ya están siendo producidos en el país y debería habilitarse en el corto plazo para expandir el mercado. El pasado 12 de noviembre, en el Boletín Oficial se publicó la Resolución 432/2021 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) con motivo de la puesta en consulta pública de la norma NAG-452, que se refiere al procedimiento para la habilitación de vehículos de producción nacional propulsados mediante gas natural. Esta resolución, complemento de la norma NAG-451 que ya habilitaba desde 2019 la importación de […]

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Kulfas destacó el acompañamiento a un modelo de pyme con “empleo y tecnología nacional”

El ministro de Desarrollo Productivo visitó, junto al intendente de Morón Lucas Ghi, visitaron la empresa industrial Mirbla. El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, visitó hoy en la localidad de Haedo una pyme dedicada al equipamiento para la extracción de petróleo, donde destacó el acompañamiento del Gobierno a este tipo de emprendimiento que conjugan “empleo y tecnología nacional”. Se trata de la empresa industrial Mirbla, que se dedica a la producción de equipamiento y tecnología para la extracción de petróleo y tiene inserción en el mercado latinoamericano, en países como Colombia, Bolivia y Ecuador. Kulfas, junto al intendente de […]

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