Comercialización Profesional de Energía

Monthly: mayo 2022

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México busca asociarse con Argentina, Chile y Bolivia para el desarrollo del litio

Según el Servicio Geológico de Estados Unidos, Chile es el segundo productor mundial de litio y Argentina el cuarto, mientras que Bolivia cuenta con las mayores reservas de este mineral fundamental para las baterías de distintos artefactos y de los autos eléctricos. México busca una alianza con Argentina, Chile y Bolivia, para buscar sinergias que permitan desarrollar el negocio del litio, insumo fundamental para la transición energética, según afirmó este martes el presidente de la segunda economía latinoamericana de mayor magnitud, Andrés Manuel López Obrador. El Congreso mexicano aprobó en abril una propuesta del mandatario para reformar la ley minera […]

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Exitoso encuentro en Mar del Plata sobre Energías Marinas

El viernes 22 de abril de 2022 se desarrolló el Encuentro Argentino de Energías Marinas 2022 (ENAEM 2022) en instalaciones del INTEMA (CONICET-UNMDP). El ENAEM 2022 fue co-organizado por el Instituto de Investigaciones Científicas y Tecnológicas en Electrónica (ICYTE), el Instituto de Investigaciones en Ciencia y Tecnología de Materiales (INTEMA), ambos pertenecientes al Consejo Nacional de Investigaciones (CONICET) y a la Universidad Nacional de Mar del Plata (UNMDP), y la Universidad Nacional de Quilmes (UNQ). El evento contó con el patrocinio y apoyo de QM Equipment S.A. La jornada inició con palabras de bienvenida a cargo del director del INTEMA […]

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La provincia de Salta fue la anfitriona de la Mesa de Litio

En la cuarta reunión de la Mesa de Litio, los gobernadores Sáenz de Salta, Jalil de Catamarca y Morales de Jujuy firmaron el Acta Conjunta de la Región Minera del Litio. También participan el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas. Los gobernadores de Salta Gustavo Sáenz, de Catamarca Raúl Jalil y de Jujuy Gerardo Morales celebraron ayer una nueva reunión de la Mesa de Litio. La jornada de trabajo se inicio a las 8:30 en el Centro de Convenciones Salta. De las actividades programadas participaron el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, funcionarios nacionales […]

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Chubut: Lorenzo instó a fijar la potestad del viento respecto de los molinos eólicos

Los ex diputados Carlos Lorenzo y Rolando Iralde fueron los autores del proyecto que en el 2000 buscó que la Provincia fije la potestad sobre el viento como recurso natural propio para poder concesionar, fijar las reglas y obtener beneficios como sucede, por ejemplo, con el petróleo o la pesca. La empresa australiana Fortescue Future Industries (FFI) adquirió al menos 15 campos en el territorio provincial para la instalación de parques eólicos que generarán energía limpia que abastecerá al proyecto en la provincia vecina por unos 8400 millones de dólares. Parte de esa inversión será la instalación en etapas de […]

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Chubut tuvo una recaudación récord por regalías petroleras en el primer trimestre de 2022

Los datos surgen de la última actualización de la Secretaría de Energía de la Nación para los meses de enero, febrero y marzo, en los que la recaudación alcanzó 113,6 millones de dólares. Los datos surgen de la última actualización de la Secretaría de Energía de la Nación para los meses de enero, febrero y marzo, en los que la recaudación alcanzó 113,6 millones de dólares, con un promedio de casi 38 millones de dólares mensuales. El año pasado, en igual período, el aporte había sido de 86,7 millones de dólares, con un promedio de 29 por mes. Los altos […]

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La agonía de la búsqueda de petróleo y gas en España: desidia, burocracia y “desesperación”

El sector rememora unos años llenos de obstáculos hasta la prohibición en 2021. En España ya sólo hay activos dos yacimientos de gas. Hace exactamente un año, el Congreso aprobó la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, que incluía, entre otras cosas, la prohibición de otorgar nuevos permisos de investigación y concesiones de explotación de hidrocarburos en todo el territorio nacional. Era el punto y final de la historia de búsqueda de gas y petróleo en España, que arrancó con un primer pozo en Burgos a principios del siglo pasado y que en los últimos años se ha encontrado […]

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Guzmán analizó con YPF el proyecto del gasoducto de Vaca Muerta y la exportación de GNL

En la continuidad de la agenda energética que encaró tras el cierre del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional, este lunes el ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro con los dos principales directivos de YPF. En la agenda entre la empresa de mayoría estatal y el funcionario apareció el gasoducto de Vaca Muerta, la posibilidad de una nueva ronda de licitación del Plan Gas y la posibilidad de producir gas natural licuado (GNL) para la exportación.

Guzmán recibió en el Palacio de Hacienda al presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti y conversaron sobre “la importancia de fomentar el desarrollo de la infraestructura para apuntalar el desarrollo del sector energético”, según explicaron oficialmente.

“Además, en la reunión se analizó la posibilidad de ampliar o extender el Plan Gas Ar a efectos de garantizar volúmenes adicionales de producción al momento en que estén finalizadas las obras del gasoducto Néstor Kirchner”, mencionaron desde el Ministerio de Economía.

Ya hace algunos días, el secretario de Energía Darío Martínez había anticipado esa posibilidad, lo que implicaría una nueva ronda licitatoria del Plan Gas en el marco de una capacidad de transporte mayor que dará el gasoducto. “Reafirmando el compromiso exportador, en los próximos dias volveremos a compulsar entre los productores las exportaciones del próximo verano”, anticipó hace diez días.

“Asimismo, Guzmán y los representantes de YPF evaluaron los planes del Gobierno nacional para impulsar la producción de GNL en el país, y se trabajó sobre las perspectivas del aumento de producción de fertilizantes en la Argentina”, mencionaron en un comunicado. En ese sentido, Guzmán avizora que las condiciones internacionales serían favorables para que la Argentina pueda exportar, en un futuro, GNL.

“Hemos mantenido encuentros que nos ayudan a posicionar la estrategia que está trazando el Gobierno Argentino para producir Gas Natural licuado. La estrategia incluye una articulación con empresas energéticas nacionales, internacionales, y varios países miembros del G20 a efectos de garantizar la demanda para la producción que Argentina tiene el potencial de generar”, dijo Guzmán en los últimos días.

El ministro de Economía viene prometiendo en las últimas semanas una flexibilización de los controles cambiarios para las inversiones que se hagan en el sector energético. “Acelerar el desarrollo del sector energético, significaría poder contar con un perfil de generación de divisas mucho más sólido y más fuerte para la Argentina”, mencionó la semana pasada en un encuentro de empresarios del sector organizado por IDEA.

El funcionario dijo que el Gobierno buscará “facilitar los flujos de inversión externa directa a la Argentina” para el sector energético. “Para eso hay que hacer un esquema diferente al actual, que es un esquema defensivo que se hizo para lidiar con la corrida cambiaria. Hoy estamos en otra etapa y hay que dar pasos a la normalización de la regularización de los flujos de capital”, mencionó.

Además, aseguró que trabaja con el Banco Central y con las empresas para “articular entendimientos que den lugar a un cambio en los marcos normativos”. “Esperamos en los próximos días estar avanzando en modificaciones en el esquema de regulaciones de capital para la energía”, anticipó, sin mayores detalles.

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2022/05/02/guzman-analizo-con-ypf-el-proyecto-del-gasoducto-de-vaca-muerta-y-la-exportacion-de-gnl/

 

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La Unión Europea quiere trabar un embargo total sobre el petróleo exportado por Rusia

La Unión Europea comenzará a debatir una propuesta para prohibir por completo las importaciones de petróleo y productos refinados desde Rusia. La propuesta forma parte del sexto paquete de sanciones contra Rusia que la Comisión Europea presentó este miércoles. También analizan impedir que empresas europeas puedan dar servicios vinculados con el transporte de petróleo ruso a otros mercados. Esta medida tendría implicaciones significativas para Rusia y todos los países que le compran petróleo.

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, dio a conocer el sexto paquete de sanciones, que incluye una «prohibición total de todo el petróleo ruso» y los productos refinados del mismo en los próximos seis meses, además de nuevas sanciones contra los bancos. “Hoy propondremos prohibir todo el petróleo ruso en Europa”, dijo von der Leyen en el parlamento europeo.

“Esta será una prohibición total sobre la importación de todo el petróleo ruso: marítimo y por oleoducto, crudo y refinado”, agregó.

La posibilidad de aplicar un embargo sobre el petróleo ruso se destrabó luego del visto bueno de Alemania, que importa unos 555.000 barriles diarios desde Rusia. El Ministerio de Economía alemán informó que el país importó de Rusia el 35% de su petróleo crudo en 2021, pero recientemente lo redujo al 12%.

Seis meses para el embargo

La presidenta del poder ejecutivo europeo admitió que el embargo no será fácil de implementar debido a la dependencia del petrólero ruso de muchos países miembros. La comisión propuso un período de adaptación de seis meses antes de aplicar el embargo por completo.

Para minimizar el impacto en la economía y la sociedad, von der Leyen dijo que la eliminación del petróleo ruso se implementaría «de manera ordenada» y que permita asegurar alternativas de suministro.

Los embajadores de los 27 estados miembros de la Unión Europea examinarán la propuesta este miércoles. Necesitará la aprobación unánime de los países miembros antes de que pueda ser aprobada. Esta anunciada una cumbre de líderes de la U.E. en Bruselas entre el 24 y 25 de mayo, donde se espera que se apruebe formalmente el sexto paquete de sanciones. El texto completo de la propuesta se dará a conocer hoy.

Según informó la agencia AFP, la propuesta otorgaría a Hungría y Eslovaquia un plazo mayor de tiempo para hacer cumplir el embargo. Los dos países son casi 100% dependientes del crudo ruso. Eslovaquia dijo que tardaría muchos años en lograr reemplazar las importaciones de crudo ruso por oleoducto.

Bloqueo al transporte

La propuesta también prohibiría la prestación de servicios vinculados con el transporte de petróleo ruso en el resto del mundo. Es una medida que impactaría significativamente sobre las exportaciones de crudo de Rusia pero también sobre los países que compran el producto.

Las empresas navieras y companías europeas no podrán dar servicios vinculados con el transporte de crudo ruso, según un borrador al que accedió la agencia Bloomberg. Entre los servicios figura la prestación de seguros.

La relevancia de la medida radica en que el 95% de las pólizas de responsabilidad civil de los buques tanqueros que se otorgan en el mundo son gestionadas a través de una organización con sede en Londres, que debe respetar la legislación europea.

En el pasado, Estados Unidos y la Unión Europea limitaron a Irán el acceso a las pólizas de seguro, afectando significativamente sus exportaciones de crudo. Es un antecedente que marca el potencial impacto de dicha medida sobre Rusia.

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Quita de subsidios: los criterios que tendrá en cuenta el Gobierno para determinar quién pagará más por la luz y el gas

A través de un informe de la Secretaría de Energía, el Gobierno precisó cuáles serán los criterios que utilizaría para avanzar con la quita de subsidios al consumo de gas y electricidad para los usuarios de mayor capacidad de pago. Como adelantó Infobae, comenzarán a pagar la tarifa plena los titulares del servicio con alto poder adquisitivo: usuarios con ingresos equivalentes a 3,5 canastas básicas totales (son unos $313.915 con los datos de marzo)

También dejarán de recibir subsidios quienes tengan tres o más inmuebles, tres o más vehículos de menos de 5 años de antigüedad o sean propietarios embarcaciones o aeronaves.

En el caso del AMBA, además, se tomarán criterios de ubicación geográfica. La semana próxima —los días 10, 11 y 12 de mayo— se llevarán a cabo las audiencias públicas para la actualización de tarifas y la segmentación de subsidios, según ubicación y capacidad de pago de los usuarios.

En las dos primeras audiencias se tratarán los precios del gas natural a nivel nacional y de la energía eléctrica para el Área Metropolitana de Buenos Aires (donde operan Edenor y Edesur). En la tercera, se presentará un informe técnico con los criterios para reducir el nivel de subsidios.

Según el informe, el mecanismo de segmentación de los subsidios energéticos residenciales permitirá identificar al 10% de los usuarios con mayor capacidad de pago y se utilizará la información relativa al patrimonio y los ingresos disponibles en el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS).

En el caso de los grandes centros urbanos, también se tomará en cuenta la ubicación geográfica, de acuerdo a la segmentación de subsidios elaborada en conjunto por el ENRE y el Conicet de acuerdo a los precios por metro cuadrado de venta para inmuebles en la Ciudad de Buenos Aires y de la valuación fiscal en la provincia de Buenos Aires. Sin embargo, el informe advierte que dentro el criterio geográfico es posible de aplicar en ámbitos como el AMBA, con alta densidad poblacional y “relativa homogeneidad socioeconómica agrupada en polígonos”, pero difícil en el resto del país.

Como resultado del cruce de la información, se estimó que 921.778 titulares, en el caso de la energía eléctrica, y 760.600 titulares, en el caso del gas residencial, se encuentran incluidos dentro de los parámetros definidos para tener una reducción de los subsidios. Más adelante, según el documento, se podría avanzar en otros criterios como el nivel de consumo de energía.

Con todo, también se advierte que hay varias razones por las se puede incurrir en errores para determinar la quita de subsidios: la titularidad del servicio puede no coincidir con las personas usuarias por no haberse realizado el cambio de titularidad, el titular puede haber fallecido o ser inquilinos del inmueble. También las condiciones económicas del titular pueden haber cambiado. Por eso, se prevé que haya algún mecanismo ágil de reclamo a través de un formulario web o una central telefónica.

En tanto, los usuarios que mantendrán sus subsidios son:

– Las personas que vivan dentro de barrios identificados por el Renabap (Registro Nacional de Barrios Populares)

– Jubilados o pensionados o trabajadores en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a dos Salarios Mínimos Vitales y Móviles.

– Monotributistas inscriptos en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en dos veces el Salario Mínimo Vital y Móvil.

– Beneficiarios de pensiones no contributivas que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el Salario Mínimo Vital y Móvil.

– Los titulares de programas sociales, trabajadores inscriptos en el Régimen de Monotributo Social, trabajadores incorporados en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados del Servicio Doméstico, titulares de algún seguro de desempleo, titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur, titulares de certificado de discapacidad.

En este segmento, quedarán excluidos quienes sean propietario de dos o más inmuebles, de un vehículo de hasta diez años de antigüedad (excepto los titulares de algún certificado de discapacidad) y quienes tengan más de un suministro bajo su titularidad.

Los subsidios en 2021

El informe presentado por la Secretaría de Energía detalló el total de subsidios que recibieron los hogares según su ingreso durante el año pasado. De acuerdo a la información, los usuarios con más capacidad de pago —con ingresos por encima de $3,2 millones por año— recibieron subsidios por $49.452 por la electricidad (unos $4.100 mensuales) y de $23.312 (unos $1.900 mensuales) por el gas.

En tanto, el segmento de menores ingresos —con $206.180 por año— recibió el año pasado subsidios por $31.817 para la electricidad (unos $2.600 por mes) y $12.649 (unos $1.000 por mes) para el gas.

¿Cuáles serán los aumentos a partir de junio?

Como parte del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), se determinó un esquema de aumentos escalonado. El 10% de los usuarios identificados como de mayor poder adquisitivo, dejarán de recibir subsidios y deberán afrontar la tarifa plana.

En segmento medio, en tanto, tendrá un aumento anual total en la factura equivalente al 80% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) correspondiente al año anterior. La variación salarial de 2021 fue de 53,4%, por eso, para este año la actualización de las tarifas eléctricas debería ser de 42,7%. Pero a este porcentaje hay que restar la actualización tarifaria de marzo último.

En el caso del gas, el ajuste promedio para la mayoría de los usuarios del país se ubicará en 21,5% (con variaciones según las regiones). Mientras que para la mayoría de los usuarios residenciales de Edenor y Edesur —excepto beneficiarios de tarifa social— las facturas de luz tendrían un aumento promedio de 17 por ciento.

Para los beneficiarios de la tarifa social, el aumento será igual al equivalente al 40% del CVS del año anterior, un 20,5%. Para los usuarios de la red de Edenor y Edesur que están en esa condición el ajuste no superará el 6%. En el caso del gas, no tendrán aumentos.

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2022/05/03/quita-de-subsidios-los-criterios-que-tendra-en-cuenta-el-gobierno-para-determinar-quien-pagara-mas-por-la-luz-y-el-gas/

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Minera canadiense descubre un nuevo yacimiento de cobre y oro en Catamarca

La minera canadiense NGEx Minerals, que pertenece al grupo Lundin, informó el descubrimiento de “un nuevo e importante sistema de pórfidos de cobre y oro” en el proyecto Valle Ancho, ubicado en la cordillera de la provincia de Catamarca. Esta etapa de exploración se realizó sobre seis pozos que juntos acumulan 3.060 metros de perforación.

Valle Ancho es un proyecto de cobre y oro que se encuentra cerca del límite con Chile sobre una zona de alrededor de 1.000 km2 poco explorada del lado argentino (del lado chileno se descubrieron grandes depósitos de oro). Está a cargo de NGEx Minerals, una empresa del grupo Lundin, que en la Argentina opera, entre otros desarrollos, el megaproyecto de cobre Josemaría en la provincia de San Juan, donde planea invertir US$ 4.100 millones en cinco años.

Valle Ancho  

NGEx Minerals realizó mapeos geológicos y estudios geoquímicos para luego perforar hasta el momento ocho pozos. En enero había informado buenos resultados en dos pozos explorando en total 508 metros en el área Blanco Nordin. Ahora, informó del descubrimiento de cobre y oro en las áreas La Quebrada, donde perforó cinco pozos por un total de 2.052 metros, y Anomalía 4, donde completó un pozo de 500 metros.

Wojtek Wodzicki, presidente y director ejecutivo de la minera canadiense, comentó: «estamos satisfechos con los resultados de este primer paso en el programa de exploración en Valle Ancho. Los resultados de cobre y oro en el área La Quebrada siguen los resultados positivos anteriores de Nordin. Los resultados demuestran la presencia de un gran sistema de cobre y oro”.

El comunicado de NGEx Minerals destaca que en esta etapa de exploración también obtuvo “resultados alentadores” en la zona del proyecto Valle Ancho llamada La Austral, que se encuentra a 9 kilómetros al sureste de La Quebrada. Esta área fue descubierta por geólogos de NGEx en 2020. “También nos alientan los resultados de la prospección regional y el trabajo de desarrollo en La Austral, donde se identificó un objetivo de interés para futuras perforaciones”, añadió Wodzicki.

Exploración de la zona

El proyecto se exploró inicialmente en la década de 1990, que obtuvo como resultado la identificación de varios objetivos oro y cobre. A pesar de estos primeros trabajos, el área no estuvo disponible para la exploración durante los últimos 20 años.

NGEx Minerals comenzó esta nueva exploración en el verano de 2019 y 2020, pero los trabajos debieron suspenderse por las medidas de aislamiento dictadas por el gobierno nacional para combatir la pandemia del Covid. Además de las ocho perforaciones, el programa de exploración se centró en la revisión y compilación de datos históricos, análisis de imágenes satelitales, examen de campo, muestreo geoquímico y mapeo de prospectos existentes.

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Petrolera uruguaya anunció que importará gas desde la Argentina

La petrolera estatal uruguaya, ANCAP, anunció que como resultado de un corte de energía en la refinería La Teja, sumado a las protestas sindicales, la empresa se vio obligada a activar una importación de emergencia desde Argentina de 60 camiones de gas para cocinar, además de dos envíos para asegurar el suministro.

El fluido es conocido en Uruguay como “supergas” – o gas licuado de petróleo. El presidente de ANCAP, Alejandro Stipanicic, dijo que “con el fin de brindar tranquilidad, la dirección general de ANCAP está haciendo todo lo posible para superar este incidente”. Los camiones comenzarán a llegar esta semana y los barcos vencen los días 12, 13, 20 y 21 de mayo. Se importará un total de 34 mil metros cúbicos del producto.

Stipanicic admitió que el supergas era el “producto más crítico” en el stock de ANCAP. Es muy probable que ANCAP también necesite comprar gasolinas y diésel ya refinados en el exterior.

El titular de ANCAP también explicó que el problema surgió cuando la tormenta de la semana pasada dañó el suministro eléctrico a la refinería La Teja. ”Eso provocó que se paralizara la operación de todas las unidades de la refinería, pero se restableció la producción en la mayoría de las unidades del proceso (industrial)”, señaló Stipanicic.

Sin embargo, en la unidad de craqueo catalítico esto “no fue posible” y hubo que “abortar” la puesta en marcha del proceso, por lo que se tuvo que desmontar la unidad para detectar su avería, tal y como establece el protocolo.

Según afirmó el Presidente de ANCAP, en promedio en Uruguay se consumen entre 100.000 y 120.000 metros cúbicos de supergas por año, por lo que la importación de 34 mil metros cúbicos logra abastecer al menos la tercera parte.

Además, ANCAP está realizando una serie de reuniones para solucionar conflictos laborales con grupos sindicales. “Lamentablemente, la delegación gremial se retiró antes de la reunión e inmediatamente tomó medidas que afectaron el normal funcionamiento de las áreas de mantenimiento de la refinería”, dijo Stipanicic. Por ello sábado, domingo y lunes el área de mantenimiento “no pudo trabajar” en la unidad de craqueo para su revisión.

”La falta de operación de la refinería en condiciones normales nos obliga a importar combustible y, posiblemente, si no se soluciona el craqueo, decidiremos importar diésel oil”, dijeron autoridades de ANCAP. El reclamo sindical es por el despido de dos trabajadores.

Fuente: https://www.ambito.com/economia/gas/petrolera-uruguaya-anuncio-que-importara-la-argentina-n5431388

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Bertotto Boglione prepara importantes lanzamientos para ExpoRED 2022

Luego de tres años, el 4 y 5 de mayo tendrá lugar la segunda edición de ExpoRED, el encuentro que reúne a toda la cadena de valor de la red de YPF, el mayor entramado de comercialización de combustibles y derivados a nivel nacional.

Orientada a la provisión de soluciones para resolver necesidades relativas al almacenaje de líquidos y sólidos, entre ellas tanques para depósito de combustibles, fertilizantes, agua y productos fitosanitarios hasta estaciones de servicios completas de alto valor agregado, Bertotto Boglione será auspiciante de ExpoRED 2022.

Allí la empresa espera retomar el contacto directo con los estacioneros de YPF, un vínculo que siempre ha sido muy importante para la compañía. Y de cara a esta nueva instancia presencial, las expectativas son muy buenas, esperando igualar e incluso superar los resultados de la primera edición en 2019, previo a la pandemia.

“Presentaremos la nueva línea de tuberías flexibles para conducción eléctrica de nuestra marca PLX Durapipe. Única en el mercado construida en cinco capas para proteger los cables de fugas de combustible y ambientes corrosivos”, anticipó Mauricio Fournier, Ejecutivo de Ventas de Bertotto Boglione.

En relación a los productos de su flota que ya están en el mercado, Fournier destacó que para esta exposición están focalizados en la línea de tanques subterráneos de doble pared acero-fibra, tanques verticales para distribución mayorista, así como “accesorios para lomo de tanque y todo el sistema de tuberías plásticas PLX Durapipe”.

La exposición llega en un momento en que la compañía con sede en Córdoba tiene un buen movimiento de obras, tanto para YPF como para otras petroleras.

Amplio catálogo, con diseño y calidad

Cercana a cumplir 75 años de vida, Bertotto Boglione renueva una vez más sus desafíos, buscando aportar soluciones al mercado, no sólo como proveedor de insumos del sector petrolero, sino también para abastecer al sector agrícola.

Ya en el marco de Expoagro en marzo pasado, la firma presentó alternativas de tanques verticales y horizontales, además de un semirremolque y una batea de 44 m3 de uso cerealero convertible a 28 m3 para áridos. “Es una unidad escalada para llevar 52,2 toneladas en bruto, fabricada bajo los más altos estándares de calidad”, informó entonces la compañía.

A esto hay que agregar la producción de tanques de acero verticales, bombas para tanques y la novedosa implementación del código QR, destinada a eliminar el uso del papel, tanto para la información general de la compañía como para los productos.

Bertotto Boglione cuenta con estándares de calidad utilizados a nivel internacional (normas ISO 9001, certificación de productos UL e INMETRO) e incluso la fabricación bajo licencias mundialmente reconocidas. La firma es miembro del Petroleum Equipment Institute y la Association of Rotational Molders.

Participa también de licitaciones a nivel internacional, atendiendo a empresas trasnacionales comercializadoras de combustibles, industrias químicas, alimenticias y mineras, entre otras.

ExpoRED 2022 es organizada por la Asociación de Operadores de YPF (AOYPF),

un evento que se desarrollará en Arenas Studios, un complejo de exposiciones localizado en La Boca (Av. Pedro de Mendoza 965, CABA).

El objetivo de la expo es facilitar la toma de decisiones de los operadores de YPF a nivel nacional, favoreciendo el contacto con los principales proveedores de cada rubro para que puedan acceder a las propuestas e innovaciones que ofrece cada uno y de esa manera “potenciar y acelerar los negocios”.

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El gobernador de la Provincia de Buenos Aires respaldó la construcción de Atucha III: “es uno de los proyectos más importantes para el Estado argentino”

El Directorio de Nucleoeléctrica Argentina y sus pares de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) recibieron hoy en el Complejo Nuclear Atucha al gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kiciloff, junto al secretario de Energía Darío Martínez, el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo y el Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires Gastón Ghioni.

Los funcionarios participaron de una presentación y recorrida por las instalaciones con el objetivo de conocer los avances del Plan Nuclear Argentino, con especial foco en Atucha III y el proyecto Carem, desarrollado por la CNEA.

Participaron también del encuentro la diputada nacional Carolina Propato, el jefe de gabinete de la subsecretaría de Energía Eléctrica Ignacio Pallia, el intendente de Zárate Osvaldo Cáffaro, la Subsecretaria de Planificación y Coordinación del Ministerio de Transporte de la Nación Micaela Morán y subgerente general de IEASA Gastón Leydet, entre otros funcionarios nacionales y provinciales.

En ese marco, el Gobernador señaló que “la construcción de Atucha III es uno de los proyectos más importantes para el Estado argentino y precisa de mucho financiamiento para llevar adelante una obra que supera los 8.300 millones de dólares”.

“Los contratos se interrumpieron porque hubo un Gobierno que no pensó en el bienestar de la Argentina; ahora tenemos la obligación de consolidar y poner en marcha estos proyectos sin dilaciones”, aseguró Kiciloff, y agregó: “luego de una etapa en la que los únicos proyectos de largo plazo estaban vinculados al endeudamiento, la Argentina necesita darle continuidad a su plan nuclear y, para eso, se requieren políticas de Estado”, expresó Kicillof.

“Para la provincia de Buenos Aires, como principal potencia industrial y agropecuaria de la Argentina, es fundamental desarrollar el sector energético para pensar un futuro mejor”, subrayó Kicillof y explicó: “Nuestro compromiso es el de empujar para que se superen todos los obstáculos y podamos avanzar con proyectos que son esenciales para nuestro pueblo”.

Por su parte, el secretario de Energía Eléctrica, Darío Martínez, señaló que son pocos los países en el mundo que tienen el conocimiento, la capacidad, la tecnología y la mano de obra que tiene la Argentina. “Con Atucha I fuimos la primera Central Nuclear de América Latina, luego vino Atucha II», expresó.

Asimismo, el funcionario destacó el Plan Nuclear Argentino. “Más aún cuando estamos en un proceso de Transición Energética, como nos hemos planteado desde la Secretaría de Energía, cumpliendo el mandato del presidente y la vicepresidenta», señaló.

Martínez concluyó: “No cualquier país puede tomar estos desafíos y nosotros lo estamos haciendo. Lo que hacen nuestros técnicos, nuestros trabajadores, lo que aporta al sistema energético es importantísimo para el sistema y para la Argentina».

Por su parte, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, destacó: “el Estado Nacional apuesta al crecimiento del sector nuclear y a consolidar estos proyectos en curso que aportan energía de base, limpia y segura, a la matriz de generación eléctrica nacional, y que también tienen un impacto muy importante en el desarrollo tecnológico e industrial argentino”.

Durante la presentación, el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, José Luis Antúnez, informó que el proyecto Atucha III va a traer 700 empleos fijos a la región, y va a dejar alrededor de USD 500 millones de insumos comprados a la industria metalmecánica nacional.

Luego del encuentro, Antúnez concluyó: “hacía rato que no teníamos una visita de este tipo, dese la inauguración de Atucha II en 2015. Que hayamos podido recuperar los proyectos, recomenzarlos y tener esta visita es una felicidad enorme”.

Nucleoeléctrica es la empresa a cargo de la operación de las tres centrales nucleares en funcionamiento en el país: Atucha I, Atucha II y Embalse.

También, de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.

Nucleoeléctrica Argentina es una sociedad anónima cuyo capital social accionario se encuentra distribuido entre el Ministerio de Economía de la Nación (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) e Integración Energética Argentina S.A (IEASA).

•             La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1763 MW.

•             La cantidad de trabajadoras y trabajadores directos de la empresa es de 3000.

La empresa tiene un enorme capital humano especializado gracias a la experiencia en la operación de sus plantas, de la construcción y finalización de Atucha II y del Proyecto Extensión de Vida de la Central Nuclear Embalse, entre muchos otros desafíos. Ese conocimiento permitió que Nucleoeléctrica venda servicios de ingeniería y asesoramiento técnico a centrales en China, Canadá y Brasil.

Energía eléctrica limpia

La generación de energía de origen nuclear en el país permitió ahorrar en 2021 la emisión de 4,7 millones de toneladas de CO2 al ambiente.

Las centrales nucleares ocupan un lugar clave en la lucha contra el cambio climático y en el camino hacia la transición energética, porque no generan gases ni partículas causantes del efecto invernadero, uno de los responsables del calentamiento global

Proyectos nucleares

•             Atucha III

El 1 de febrero de 2022, Nucleoeléctrica Argentina y la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) firmaron el contrato para la construcción de Atucha III, un reactor de 1200 MWe y una vida útil inicial de 60 años que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires. El proyecto supone una inversión de USD 8300 millones y permitirá incrementar en más de un 60% la generación eléctrica de origen nuclear.

El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) prevé la provisión de la ingeniería, construcción, adquisición, puesta en marcha y entrega de una central del tipo HPR-1000, que utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador.

Las obras de construcción comenzarán a fines del corriente año y requerirán la creación de más de 7.000 empleos durante el pico de obra, 700 empleos fijos para su operación y una integración aproximada del 40% con los proveedores nacionales.

•             Extensión de vida de Atucha I

La licencia de operación para Atucha I emitida por la Autoridad Regulatoria Nuclear se termina en 2024 marcando el final de su primer ciclo de vida útil. Desde el año 2006 se comenzaron a realizar los estudios necesarios para evaluar el proyecto de extensión de vida y se concluyó que Atucha I podría generar energía limpia y segura por dos décadas más.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de 2 años a realizarse entre 2024 y 2026 e implica una inversión de $450 millones, la creación de 2000 puestos de trabajo directo e indirecto y la generación de oportunidades para proveedores nacionales calificados para las tareas de construcción y fabricación de componentes.

La Central Nuclear Atucha I inició su construcción en junio de 1968 y se convirtió en la primera central nuclear de potencia de América Latina, al ser conectada al Sistema Eléctrico Nacional en marzo de 1974. Si bien es la primera central argentina, todos sus sistemas de seguridad fueron actualizados y cumplen con las exigencias locales e internacionales.

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Nuevas autoridades en la CEA

La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Bernardo Andrews como el nuevo presidente. En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2022-2023, el actual CEO de Genneia fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la Vicepresidencia René Vaca Guzmán, asesor de presidencia en PCR y anterior presidente de la Cámara. 

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2021.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Gastón Guarino, Miembro del Directorio de GRI Calviño Towers Argentina S.A, como Secretario y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero 

El nuevo Presidente, Bernardo Andrews expresó “Es un orgullo para mí asumir la presidencia de la Cámara Eólica Argentina. Me siento honrado de estar acompañado de un gran equipo de profesionales en la Comisión Directiva de la Cámara con los cuales compartimos el objetivo común de concientizar sobre el cambio climático y la transición energética en todos los ámbitos; así como también estimular las oportunidades de crecimiento económico del sector de la energía eólica en relación con el incremento de la capacidad de generación de nuestro país”.

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la elección de autoridades. De este modo, La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera: 

Presidente: Bernardo Andrews (Genneia)

Vicepresidente: René Vaca Guzmán (PCR)

Secretario: Gastón Guarino (Gri Calviño Towers)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Andrés Gismondi (Vestas); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Diego López Cuneo (Hychico); Rubén López (Central Puerto); Iván Duronto (AES)

Vocales Suplentes: Gustavo Castagnino (Genneia); Florencia Fridman (PCR); Antonio Barbosa (Gri Calviño Towers); Antelo Ángel (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Favio Jeambeaut (PAE); Pilar Delgado (Hychico); Laura Fuentes (Central Puerto); María Florencia Frega Ferrare (AES)

Revisor de Cuentas Titular: Pablo Jauck (Siemens)

Revisor de Cuentas Suplente: Mehdi Hadbi (Siemens)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA. 

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TGN nuevamente en el índice de sustentabilidad BYMA

En el tercer rebalanceo del Índice de Sustentabilidad realizado por Bolsas y Mercados Argentinos – BYMA, TGN vuelve a distinguirse junto a otras catorce empresas por su desempeño ESG-D (Ambiental, Social, de Gobierno Corporativo y Desarrollo Sostenible). El Índice evalúa el desempeño de las emisoras listadas en BYMA, en función de la información reportada y disponible al público en general.

Néstor Raffaeli, CFO de la compañía, destacó: “Nos sentimos orgullosos de formar parte de este panel de empresas que integran el Índice de Sustentabilidad de BYMA. Significa un reconocimiento a cada uno de los equipos de TGN, quienes realizan un sostenido esfuerzo para mejorar la calidad de la gestión teniendo como norte los objetivos de triple impacto. Creemos que este Índice no sólo es importante para atraer capitales, sino para motivar y retener colaboradores que contribuyen a nuestro liderazgo regional como único operador que vincula Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay”.

TGN configura alianzas con organizaciones que comparten los valores de la sustentabilidad. Las acciones son diseñadas en consideración de cuatro ejes fundamentales: educación, construcción de ciudadanía, cuidado del medio ambiente, desarrollo local a través de la cadena de valor. La compañía toma en consideración para sus programas e iniciativas los principios que se promueven desde la Red Argentina del Pacto Global: derechos humanos, prácticas laborales, ambiente y anticorrupción.

“Reportamos nuestro desempeño desde 2005 a través del formato Comunicación del Progreso y según normas GRI desde 2009, buscando transparentar nuestra contribución con las comunidades y con el ambiente desde nuestro rol en la cadena de suministro energético a través del transporte de gas por gasoductos de alta presión”, expresó Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de la compañía.

El Índice de Sustentabilidad BYMA fue presentado por primera vez en 2018 y cuenta con el apoyo técnico y knowhow del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Evalúa y distingue el desempeño ESGD de las empresas más líquidas, es decir, aquellas que han sido parte del Índice Merval o S&P Merval en los últimos años.  

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Colombia comenzará a asignar áreas marinas para el montaje de parques eólicos

Ayer, el Gobierno de Colombia presentó formalmente la hoja de ruta eólica costa afuera (ver versión definitiva), donde adelantó que se publicará para comentarios la resolución del proceso competitivo para la primera asignación de áreas marinas dedicadas a este tipo de proyectos en el país.

En total se identificaron 12.000 km cuadrados de áreas con potencial para la energía eólica costa afuera tanto fija, con potencial de cerca de 27GW, como flotante, con cerca de 21GW de potencial.

Desde el Ministerio de Minas y Energía informaron que “se espera que antes de que finalice el Gobierno del Presidente (Iván) Duque el proceso esté abierto para todos aquellos interesados en desarrollar proyectos de generación de energía eólica costa afuera”.

Este fue uno de los hitos que presentó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, para desarrollar esta actividad durante la jornada de ayer.

Según cálculos de la hoja de ruta, se podrían instalar 1 GW al 2030, cerca del 3 GW al 2040 y 9 GW al 2050. “Todo esto podría traducirse en que tengamos cerca del 20% del total de la generación al año 2050 solamente en energía eólica costa afuera”, resaltó el funcionario.

Pero para ello, indicó que deberán resolverse desafíos previos. Colombia tendrá que contar con un “marco regulatorio con reglas claras para los inversionistas”, cuyo primer paso será la puesta en marcha de este “proceso competitivo con asignación de áreas”, sostuvo el funcionario.

Además, se deberán habilitar condiciones específicas para la tramitación y gestiones de estudios de licenciamientos de impacto ambiental. Mesa destacó que, para ello, se aprovechará el aprendizaje que tiene el país en el montaje de proyectos hidrocarburíferos costa afuera.

Asimismo, invitó a entidades bancarias y organismos financieros a participar de esta actividad. “Aquí tenemos que montar al sector financiero para que se involucre en estos proyectos, tanto la banca nacional como la internacional y multilateral”, propuso el ministro.

También se refirió a la infraestructura de transmisión. Indicó que se trabaja con la UPME para que en los próximos planes de expansión de redes se incluyan los puntos de conexión.

“La UPME está trabajando en una línea de HVDC que iría por la costa marina”, indicó, en línea con la información que adelantó Energía Estratégica la semana pasada (ver nota).

Otro hito a tratar será la logística e infraestructura portuaria, que deberá desarrollarse de manera “muy robusta” en áreas como Santa Marta, Cartagena, Barranquilla para llevar adelante los proyectos, ya que es muy desafiante su construcción, advirtió Mesa.

Asimismo, enfatizó sobre el desarrollo de capacidades locales para el desarrollo de estos proyectos, sobre todo de capital humano.

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El PAN propone que se instalen paneles solares de forma gratuita en los techos de México

El Partido Acción Nacional (PAN) insiste con que se impulsen las energías limpias y baratas para que los habitantes de México accedan a electricidad a bajo costo, tanto en las zonas urbanas como rurales. 

A pocas semanas de que la Cámara de Diputados rechazara reforma eléctrica de López Obrador, el PAN, quien fue uno de los partidos que votó por la negativa, se mantiene firme en que haya algún programa para abastecer de paneles solares a “miles de familias humildes del país”. 

Para ello propone destinar un presupuesto inicial de MXN 4,180,000,000  para dotar, de forma gratuita, de módulos fotovoltaicos de última generación, empezando por los hogares más pobres de México bajo la iniciativa “Soberanía eléctrica para tu hogar”. 

Y de ese modo, así como consumen, generen e inyecten energía eléctrica a la red de distribución, lo que permitiría reducir significativamente los márgenes de pago en los recibos de luz. 

“En Acción Nacional defendemos las energías limpias y renovables. Por eso retamos a Morena y a López Obrador, a que acepten nuestra propuesta para que, de forma masiva y universal, todos generemos energías limpias y renovables en nuestros techos”, destacó Marko Cortés Mendoza, presidente nacional del PAN. 

Asimismo, el funcionario realizó un llamado a toda la sociedad para que respalde la iniciativa y evitar apagones, que vale recordar que en reiteradas oportunidades la administración actual ha culpado a las renovables sin un fundamento sólido. 

“Queremos evitar más mega apagones por la falta de abasto eléctrico y queremos que los ingresos de los mexicanos y mexicanas alcancen para más. (…) E invitamos a todos a sumarse a esta propuesta de construir un México sustentable, moderno, humano e innovador”, agrega en un spot que ya circula por las redes sociales. 

Finalmente, Cortés Mendoza se comprometió a que los legisladores del movimiento político que lidera impulsen un presupuesto concreto y un incremento anual correspondiente para la generación a partir de fuentes limpias y renovables. 

Y en caso de aprobarse el proyecto  “Soberanía eléctrica para tu hogar”, podría aumentar la capacidad instalada en generación distribuida en México, que alcanzó máximos históricos en 2021 con la incorporación de 480 MW durante el año, y que ya acumula 2031.25 MW operativos bajo 270,506 acuerdos de interconexión, cifra que supone una inversión de 3,515.22 millones de dólares, según datos oficiales de la Comisión Reguladora de Energía. 

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Buenos Aires creó su Programa Provincial de Energía Limpia

La Ministra de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, Daniela Vilar, aprobó la creación del Programa Provincial de Energía Limpia, que tendrá la finalidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a nivel local, asociadas a la generación y al consumo de la energía en el territorio bonaerense. 

Asimismo tendrá objetivos específicos tales como la promoción del uso cotidiano de tecnologías de mayor eficiencia energética (EE), el fomento a la incorporación de criterios de EE en los procesos productivos y en el consumo de energía provincial y favorecer el acceso a la energía eléctrica y al agua caliente en comunidades vulnerables a partir de fuentes renovables de energía, así como el apoyo a los municipios o dependencias gubernamentales para la generación por renovables. 

A ello se debe agregar la promoción de estrategias de movilidad sustentable, incentivar el compromiso de establecimientos educativos y de Ciencia y Tecnología en la construcción de políticas relacionadas con la transición y la eficiencia energética, además de brindar asesoramiento, capacitaciones e información de concientización y educación del uso adecuado de la energía.

“Las acciones a implementar en el marco del Programa estarán sustentadas en una mirada y abordaje integral del ambiente que contemple las necesidades territoriales y tenga en cuenta sus aspectos naturales, económicos, sociales, culturales, entre otros”. 

“Y se buscará incentivar el compromiso de los distintos estamentos gubernamentales, y de las instituciones del sector de Ciencia y Tecnología en el diseño de políticas que promuevan la eficiencia energética y la adopción de energías renovables como fuente de suministro. Es así que la planificación e implementación de acciones de forma articulada y conjunta, así como también su respectiva retroalimentación, permitirá llevar adelante medidas efectivas”, detalla el documento. 

Este hecho se da pocas semanas después de que el Poder Legislativo de la Provincia de Buenos Aires diera la sanción definitiva de la adhesión parcial a la Ley Nacional de generación distribuida (Ley N° 27424), puntualmente a los beneficios promocionales, impositivos, fiscales y de financiamiento. 

Y si bien el Programa Provincial de Energía Limpia se ve como positivo desde el rubro energético, dentro del mismo no se detallan objetivos cuantificables o concretos sobre los propósitos previamente mencionados ni las metodologías o fondos destinados para su alcance. 

Incluso, el experto en temas energéticos y ex diputado nacional, Juan Carlos Villalonga, remarcó esta situación en sus redes sociales y dejó un mensaje claro: “No hay metas, no hay un indicador, no hay acciones precisas. Es un buen ejemplo de lo rezagado que se encuentra el sector público en materia de transición energética”.

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Hito: Nordex alcanzó 8GW en aerogeneradores instalados en Latinoamérica

Nordex es una compañía fabricante de aerogeneradores alemana con una reciente fusión con la empresa española Axion energía. Como objetivo para lo que se viene en Latinoamérica se propone ser el músculo tecnológico que abastezca los mercados vigentes.
En un contexto donde la perspectiva mundial de energía eólica es positiva y que el aporte latinoamericano llegue al 8%, Nordex encuentra oportunidades. «Tenemos un apetito importante para crecer en la región. El año pasado vendimos 7 GW, en contraste con 3 GW en 2016», destaca Elisa Figueroa Reyes, Sales Manager en México, América Central y el Caribe.
La plataforma tecnológica Delta 4000, es una respuesta lanzada hace 5 años que le otorga un gran potencial en la región. Actualmente, llega a capacidades cercanas a los 7 MW por cada uno de los aerogeneradores.
Esto permite optimizar costos ya que son necesarios menos equipos para sobrellevar retos logísticos. Sobre esto, afirma que la clave es ofrecer gran variedad de productos con diferentes gamas y capacidades que puedan adaptarse a cada sitio.
Tienen proyectos de expansión en varios países. Durante el final del 2021 Nordex cerró contratos en Chile de 110 megavatios, más de 700 MW en diferentes parques brasileños, consolidó órdenes de compra por 550 MW en Colombia y en abril del 2022 firmó en Perú un acuerdo para las primeras turbinas que suman 131 MW. Asimismo, participa en proyectos de México y el Caribe.
“Se requiere de una gran flexibilidad comercial y entender cómo se está dando el dinamismo del mercado. Nosotros sabemos que necesitamos nivelar los costos y aportar desde nuestro lugar a la competitividad”, resalta Figueroa Reyes.
Para la instalación de las infraestructuras sostiene que es indispensable un correcto análisis de factores y la empresa acompaña a cada cliente en ese proceso de obtención de datos para garantizar el éxito.
Durante Latam Future Energy Mexico, Central America & The Caribbean summit 2022, la ejecutiva enumera estos puntos en los que se deberá hacer foco: velocidad promedio relativamente constante, de aproximadamente 6 o 7 metros por segundo. En segundo lugar, una densidad de aire que permita que haya lo más laminar posible.
Asimismo, menciona que las campañas de medición de calidad pueden determinar la veracidad y confiabilidad de los datos para evitar inconvenientes. Nordex cuenta con un equipo de profesionales capacitados para brindar recomendaciones tecnológicas necesarias y optimizar la ubicación y los procesos.

 

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Destacan la posibilidad de armar un polo energético de hidrógeno verde entre Chile y Argentina

La semana pasada se desarrolló el “Seminario argentino-chileno para una agenda de investigación en integración energética en la transición”, organizado por las embajadas de Argentina y Chile, donde participó el ministro de Energía chileno, Claudio Huepe, y su par argentino, Darío Martínez.

Entre las intervenciones, se destacó la del académico de la Universidad de Chile, Rodrigo Palma, quien planteó: “¿Podrían integrarse Argentina y Chile para exportar hidrógeno al mundo?”.

“¿Convendrá que todos tengamos puertos que exporten o que hagamos una interconexión que nos dé robustez, resiliencia y de ahí exportar a algunos puntos del planeta?”, volvió a preguntar.

Para el experto, se debería “al menos explorar sobre esta posibilidad de asociatividad hacia la exportación”, ya que ambas naciones podrían aprovechar mancomunadamente infraestructura, recursos y tecnología.

“Las energías renovables ofrecen tanto para Chile como para Argentina una oportunidad única por volumen, calidad y precio para lograr un desarrollo sostenible”, enfatizó.

Explicó que otras zonas del mundo ya exploran esta posibilidad de interconexiones de redes de hidrógeno para potenciarse. En esa línea, abrió la posibilidad para que una hipotética asociación no se dé solo de manera binacional sino más bien regional.

“Nuestros países requieren de proyectos que no sean pilotos para papers sino demostrativos, antes de los comerciales”, para que la potencialidad del recurso quede bien identificada, consideró Palma.

Según el académico, Chile cuenta con la capacidad tanto en Magallanes, con su potencial eólico, como en el norte, con su recurso solar, de generar uno de los hidrógenos más baratos del mundo, en torno a los dos dólares por kilo.

Esto posibilitaría la exportación de hidrógeno verde de manera directa, o bien la de combustibles sintéticos, como el amoniaco verde. O bien se podrían fabricar materiales, como fertilizantes u otros de alto valor, y luego exportarlos con “huella de carbono muy baja”.

Estrategias

Cabe indicar que, en materia de hidrógeno, Chile está mucho más avanzado que Argentina en una articulación política hacia su desarrollo. A finales del 2020 lanzó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde con objetivos al corto, mediano y largo plazo. Actualmente cuenta con 60 proyectos en distintas fases de desarrollo, alguno de ellos ya en funcionamiento.

Por su parte, si bien Argentina cuenta con profesionales de renombres y empresas que hace años están incorporadas al mundo del hidrógeno verde, carece de una política capaz de aunar los esfuerzos y generar un marco estable para que decenas de proyectos proliferen.

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Empresas apuran al gobierno marco regulatorio que destrabe eólica offshore en Canarias

Uno de cada cuatro MW instalados en España es de generación eólica, tecnología que ha incrementado su presencia en un 2,5% respecto al 2020. La Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Eólica Marina y Energías del Mar recientemente aprobada tiene como objetivo que la eólica flotante aporte hasta 3 GW en 2040 y las Islas Canarias cuentan con características únicas para posicionarse en el mercado.

Las empresas de esta región exigen que el gobierno desarrolle un marco regulatorio que permita acelerar las tramitaciones de los proyectos presentados para invertir en la eólica costa afuera. Preocupa el retraso ya que cuentan con todas las herramientas para iniciar la infraestructura pero falta intervención del Estado para lograr un crecimiento público-privado que potencie la economía de la región.

Generar interconexión de las islas que le brinde estabilidad a la red es una de las propuestas realizadas en la Jornada Eólica Marina en Canarias por parte de Jorge Marijuan, director industrial de ASTICAN. “¿Por qué no tirar un cable que una las islas y ser ambiciosos para darle otra perspectiva al plan 2030 que tiene el gobierno?”.

Regiones líderes en el mundo, como Escocia o Brest en Francia, lograron una participación del 45% de la industria local para el desarrollo de los proyectos. Canarias tiene la oportunidad de alcanzar el 40% aportando su experiencia en plataformas flotantes e importando tecnología como las torres y góndolas o nacelles.

Las ventajas impositivas y fiscales, sus zonas francas y la futura presidencia de la región ultraperiférica en Europa son los principales puntos a tener en cuenta para el vicepresidente de FEDEPORT, Airam Díaz Pastor. “Hoy somos la capital de la industria marina eólica. Es la primera vez que estamos todos los sectores atentos a este desarrollo. Es una oportunidad de poner en valor esta industria para los fondos europeos”.

Granadilla y Las Palmas son dos puertos óptimos para estos desarrollos pero todavía hay que terminar los muelles y dotarlos de capacidad. En este sentido, afirman que la empresa privada no puede acometer esas inversiones solas, sino que dependen del apoyo estatal.

Guillermo Ramos Perez, consejero de Zamakona, destaca: “Debemos volver a que los puertos sean un foco de atracción para la gente joven, recuperar el talento perdido de gente desempleada”. La apuesta en información y capacitación es otro de los requerimientos del sector privado.

Debido a lo innovador del sistema y la dinámica que esto generará una vez iniciado, Díaz Pastor remarca la importancia de generar personal idóneo que se mantenga actualizado de las novedades. Mientras que Ramos Perez cree fundamental adaptar los modos de trabajo con 3 turnos regulados que convierta a este sector en atractivo para los jóvenes.

 

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Empresarios ponen el foco en “minería verde” para desplegar renovables e hidrógeno verde en Perú

Desde el sector minero peruano aseguran estar alineados al impulso de medidas que aceleren la transición energética. Tal es así que Ricardo Arce, gerente de Energía de la Sociedad Minera Cerro Verde, señaló que ya evalúan avanzar en la firma de nuevos PPAs renovables entre privados y exploran aventurarse a soluciones como el hidrógeno verde y sus derivados en el mediano plazo.

Durante su exposición, denominada “Descarbonización de la industria minera: Avances en el mundo” en el marco de un evento de Prensa Grupo, se refirió al interés de Cerro Verde en apostar a un desarrollo sostenible que acelere la transición energética del sector minero a través del uso de energías renovables, sistemas de gestión de energía, sistemas de almacenamiento e integración del hidrógeno.

“La actividad minera consume mucha electricidad. Cerro Verde tiene la mayor demanda eléctrica del país y sabemos la responsabilidad que implica tener este tipo de demanda y toda la envergadura de la infraestructura eléctrica”, introdujo Arce.

De allí, mencionó que si bien, la eficiencia energética y la gestión de activos sería el primer paso para la reducción de CO2 equivalentes, su estrategia climática apuesta a un mayor despliegue de energías renovables e hidrógeno verde que les permita explorar sinergias.

“Nuestra aspiración al Net Zero al 2050 es algo que nos deja con mucha expectativa y mucho trabajo pero estamos seguros de que lo vamos a cumplir”, subrayó.

Enel, una de las empresas líderes del sector energético global, coincide y hace propias también aquellas ambiciones de “minería verde”.

«En Enel tenemos mucha experiencia a nivel mundial realizando no sólo el establecimiento de Hojas de Ruta para que empresas mineras logren su descarbonización sino también pruebas piloto y proyectos concretos», señaló Daniel Camac, Deputy Country Manager del Grupo ENGIE en el Perú.

En tal sentido, el ejecutivo detalló los principales proyectos que Enel tiene en curso, que por su tamaño son los más significativos y que buscarían replicar en el Perú, visto un aumento en el interés de mineras por soluciones de energías renovables e hidrógeno verde.

Entre los proyectos que Enel tiene en marcha, se destaca un Mining Scan para la electrificación de los servicios mineros de Los Bronces (Chile) que permitió un 55% de disminución de las emisiones de CO2 de la flota de servicio.

Otro ejemplo es Mogalakwena en Sudáfrica, que involucra un proyecto de movilidad que inició en 2019 y consiste en desarrollar el primer camión minero a hidrógeno del mundo cuya capacidad en el electrolizador sea de 3,5 MW para la producción de hidrógeno verde, a partir de una planta solar in situ.

Y como último mencionó a HyEx, un proyecto que incluye la construcción de plantas solares y eólicas para suministrar 2,8 GW de energía verde que permita la creación de dos industrias adicionales en Chile: producción de H2 verde y producción de amoníaco verde.

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Recrudece el escenario para el inversor renovable en Honduras

Mayo inició con un ambiente sofocante para el sector empresario de las energías renovables, por cambios de fondo que exonerarían a la estatal de pagos pendientes con generadores privados, renegociación de sus contratos, entre otras medidas.

Por un lado, el gobierno de Honduras celebra desde el 1 de mayo la nueva propuesta de decreto legislativo presentada por Rodolfo Pastor de Maria y Campos, secretario de Estado en el despacho de la Presidencia. Se trata del “Proyecto de Ley Para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social”.  

Aquel ganó adeptos y opositores porque si bien propone una “matriz energética con un 70% de energía renovable para reducir la dependencia de la importación de combustible fósil” al mismo tiempo coarta la participación de la iniciativa privada para que el 60% sea de participación estatal.

El escenario se complica aún más para el inversor de las energías renovables cuando el proyecto de ley propone cambiar las reglas del juego exonerando de pagos pendientes a la empresa eléctrica estatal a pesar de reconocer que la deuda principal en mora de la ENEE con las empresas generadoras de energía térmica y renovable supera los 14 mil millones de lempiras. 

Por otro lado, desde la Secretaría de Energía convocaron a Mesas de Renegociación de Contratos de Energía con Generadoras este 2, 3 y 4 de mayo, señalando que el primer encuentro al que asistieron empresarios del rubro solar fue “productivo”. 

Ahora bien, desde el otro lado de la vereda, los generadores renovables que asistieron entre el lunes y martes aseguran que existe un descontento ante la renegociación, exigen que se retomen los pagos y respecto a la ley que propone el actual gobierno consideran que daña al mercado y lo torna monopólico.  

A aquellos reclamos se suman otros en el plano internacional. Laura Dogu, embajadora de los Estados Unidos ante la República de Honduras, se pronunció en contra de estas medidas, entendiendo que vulneran los derechos y garantías de locales y extranjeros.  

«La reforma energética es crítica para el desarrollo económico. Estamos analizando la propuesta energética y como escrito nos preocupa el efecto que tendrá sobre la inversión extranjera y la independencia de la agencia reguladora», expresó en redes sociales.  

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Se interconectará Ceuta para incorporarle en su matriz un 90% de renovables

Red Eléctrica de España (REE) realizó una jornada a fines del mes pasado para presentar un proyecto de interconexión Península-Ceuta. Éste cruzará el estrecho de Gibraltar, yendo desde la estación Algeciras en San Roque, Andalucía hasta la nueva estación Virgen de África en la ciudad de Ceuta, en el continente africano.

El emprendimiento constará de dos circuitos con una capacidad de transporte de 80 GW cada uno. En total recorrerá 68,9 km, entre tramos submarinos y subterráneos. El proyecto contemplará una inversión de 221 millones de euros.

“Va a permitir dotar a Ceuta de un sistema eléctrico de la misma calidad de la que contamos en la península. Va a tener 4 veces menos de interrupciones de suministro”, destacó Ángel Mahou, director general de transporte de la REE

Indicó que esta interconexión permitirá “utilizar el potencial de la energía renovable que se está desarrollado en España”. “Ayudará a la transición de un modelo 100% de generación de origen fósil en Ceuta a, según estimaciones para el año 2026, otro con 90% de energía no emisora de CO2”, destacó Mahou.

Fuente: Red Eléctrica España

No obstante, el desarrollo de esta línea submarina deberá afrontar periodos de consultas con la población. La búsqueda de consenso será clave ya que hasta ahora vecinos de la ciudad de San Roque y grupos ecologistas, como “Verdemar” o “Puente por su futuro”, se han opuesto a la iniciativa.

“Para que este proyecto tenga éxito, debe buscar el consenso y la aprobación de todas las partes”, advirtió José Pacheco, Subdelegado del Gobierno en Cádiz.

La REE ya comenzó la tramitación requerida para el proyecto, empezando desde abril la apertura de una consulta pública, que durará hasta el mes de octubre.

Según la planificación de los desarrolladores, durante el 2023 conseguirían tener aprobados varias etapas de la tramitación, incluyendo la declaración de impacto ambiental y autorización administrativa previa.

Finalmente esperan para el 2024 ya comenzar con la obra civil terrestre, y ordenar la fabricación de los principales materiales. Y ya en 2025 instalar este circuito y que sea puesto en servicio

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Gobernador Kicillof respaldó la construcción de Atucha III y la continuidad del Plan Nuclear

El Gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, sostuvo que “la construcción de Atucha III es uno de los proyectos más importantes para el Estado argentino y precisa de mucho financiamiento para llevar adelante una obra que supera los 8.300 millones de dólares”.

“Los contratos se interrumpieron porque hubo un Gobierno que no pensó en el bienestar de la Argentina; ahora tenemos la obligación de consolidar y poner en marcha estos proyectos sin dilaciones”, aseguró Kiciloff, y agregó: “luego de una etapa en la que los únicos proyectos de largo plazo estaban vinculados al endeudamiento, la Argentina necesita darle continuidad a su plan nuclear y, para eso, se requieren políticas de Estado”.

Kicillof remarcó que “para la provincia de Buenos Aires, como principal potencia industrial y agropecuaria de la Argentina, es fundamental desarrollar el sector energético para pensar un futuro mejor”,  y explicó que “nuestro compromiso es el de empujar para que se superen todos los obstáculos y podamos avanzar con proyectos que son esenciales para nuestro pueblo”.

El Directorio de Nucleoeléctrica Argentina y sus pares de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) recibieron al gobernador bonaerense en el Complejo Nuclear Atucha junto al Secretario de Energía Darío Martínez, el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo y el Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires Gastón Ghioni.

Los funcionarios participaron de una presentación y recorrida por las instalaciones con el objetivo de conocer los avances del Plan Nuclear Argentino, con especial foco en Atucha III y el proyecto del reactor CAREM, desarrollado por la CNEA.

El 1 de febrero de 2022, Nucleoeléctrica Argentina y la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) firmaron el contrato para la construcción de Atucha III, un reactor de 1.200 MWe y una vida útil inicial de 60 años que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires. El proyecto supone una inversión de US$ 8.300 millones y permitirá incrementar en más de un 60% la generación eléctrica de origen nuclear.

El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) prevé la provisión de la ingeniería, construcción, adquisición, puesta en marcha y entrega de una central del tipo HPR-1000, que utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador.

Las obras de construcción comenzarán a fines del corriente año y requerirán la creación de más de 7.000 empleos durante el pico de obra, 700 empleos fijos para su operación y una integración aproximada del 40% con los proveedores nacionales.

Participaron también del encuentro la diputada nacional Carolina Propato, el jefe de gabinete de la subsecretaría de Energía Eléctrica Ignacio Pallia, el intendente de Zárate Osvaldo Cáffaro, la Subsecretaria de Planificación y Coordinación del Ministerio de Transporte de la Nación Micaela Morán y subgerente general de IEASA Gastón Leydet, entre otros funcionarios nacionales y provinciales.

Por su parte, Darío Martínez, señaló que son pocos los países en el mundo que tienen el conocimiento, la capacidad, la tecnología y la mano de obra que tiene la Argentina. “Con Atucha I fuimos la primera Central Nuclear de América Latina, luego vino Atucha II”, expresó.

Asimismo, el funcionario destacó el Plan Nuclear Argentino. “Más aún cuando estamos en un proceso de Transición Energética, como nos hemos planteado desde la Secretaría de Energía, cumpliendo el mandato del presidente y la vicepresidenta”, señaló.

Martínez concluyó: “No cualquier país puede tomar estos desafíos y nosotros lo estamos haciendo. Lo que hacen nuestros técnicos, nuestros trabajadores, lo que aporta al sistema energético es importantísimo para el sistema y para la Argentina”.

En tanto, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, consideró que “el Estado Nacional apuesta al crecimiento del sector nuclear y a consolidar estos proyectos en curso que aportan energía de base, limpia y segura, a la matriz de generación eléctrica nacional, y que también tienen un impacto muy importante en el desarrollo tecnológico e industrial argentino”.

La visita al Complejo Nuclear y las declaraciones en respaldo de la construcción de Atucha III se producen en momentos en que se aguarda que el presidente Alberto Fernández suscriba la documentación referida al financiamiento por parte de China, en principio del 85 por ciento del monto total, aunque habría gestiones para su financiamiento total, habida cuenta las dificultades que afronta el país.  

Durante la presentación, el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, José Luis Antúnez, informó que el proyecto Atucha III va a traer 700 empleos fijos a la región, y va a dejar alrededor de US$ 500 millones de insumos comprados a la industria metalmecánica nacional.

Luego del encuentro, Antúnez concluyó: “hacía rato que no teníamos una visita de este tipo, dese la inauguración de Atucha II en 2015. Que hayamos podido recuperar los proyectos, recomenzarlos y tener esta visita es una felicidad enorme”.

Nucleoeléctrica es la empresa a cargo de la operación de las tres centrales nucleares en funcionamiento en el país: Atucha I, Atucha II y Embalse.

También, de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.

Nucleoeléctrica Argentina es una sociedad anónima cuyo capital social accionario se encuentra distribuido entre el Ministerio de Economía de la Nación (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) e Integración Energética Argentina S.A (IEASA).

La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1763 MW. Y la  cantidad de trabajadoras y trabajadores directos de la empresa es de 3.000.

La empresa tiene un enorme capital humano especializado gracias a la experiencia en la operación de sus plantas, de la construcción y finalización de Atucha II y del Proyecto Extensión de Vida de la Central Nuclear Embalse. Ese conocimiento permitió que Nucleoeléctrica venda servicios de ingeniería y asesoramiento técnico a centrales en China, Canadá y Brasil.

La generación de energía de origen nuclear en el país permitió ahorrar en 2021 la emisión de 4,7 millones de toneladas de CO2 al ambiente.

Las centrales nucleares ocupan un lugar clave en la lucha contra el cambio climático y en el camino hacia la transición energética, porque no generan gases ni partículas causantes del efecto invernadero, uno de los responsables del calentamiento global.

En cuanto a otros proyectos nucleares NA-SA destacó el de extensión de vida de Atucha I.

La licencia de operación para Atucha I emitida por la Autoridad Regulatoria Nuclear se termina en 2024 marcando el final de su primer ciclo de vida útil. Desde el año 2006 se comenzaron a realizar los estudios necesarios para evaluar el proyecto de extensión de vida y se concluyó que Atucha I podría generar energía limpia y segura por dos décadas más.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de 2 años a realizarse entre 2024 y 2026 e implica una inversión de US$ 450 millones, la creación de 2.000 puestos de trabajo directo e indirecto y la generación de oportunidades para proveedores nacionales calificados para las tareas de construcción y fabricación de componentes.

La Central Nuclear Atucha I inició su construcción en junio de 1968 y se convirtió en la primera central nuclear de potencia de América Latina, al ser conectada al Sistema Eléctrico Nacional en marzo de 1974.

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¿Qué datos se pueden conocer a través del sistema de la actividad minera que creó el Gobierno?

El Gobierno lanzó el Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM) una herramienta que tiene como objetivo visibilizar la situación y los proyectos del sector minero en el país y de ese modo contribuir a un debate sobre cuán conveniente resulta el desarrollo de la actividad a partir de datos cuantitativos que miden el impacto de la minería en cada una de las provincias.

Los funcionarios que están a cargo del proyecto apuntaron a construir un instrumento dinámico que permita encauzar esa discusión que muchas veces está teñida por visiones sobre ideologizadas. De ese modo, ingresando a la página web del sistema www.argentina.gob.ar/produccion/mineria/siacam se puede acceder a los números que representa la actividad minera a nivel nacional:

Comercio exterior (que representa US$ 3.221 millones acumulados en 2021). Las exportaciones de minerales por grupo en dólares, por destino y año. Importaciones realizadas por el país.Empleo formal directo que genera (que llegó a 33.921 puestos de trabajo en diciembre del año pasado).

Los proyectos mineros también se encuentran contemplados en esta herramienta de difusión, con un total de 119 en condición de avanzados en 2021. Al mismo tiempo, permite conocer cuáles son los trabajos que se encuentran en desarrollo, según las provincias y estados y qué tipo de mineral se extraerá de ellos.

También, exhibe el valor bruto de la producción, el cual se ubica en 524.641 millones de pesos corrientes. En esa línea, toma como parámetro la producción minera y su participación total en la economía.

Otros datos

El SIACAM muestra los indicadores del sector, comparando la producción minera mundial y la participación por país. También evalúa el comercio mundial de minerales de acuerdo a las importaciones y exportaciones.

De la misma manera, hace un análisis de la producción nacional y del comercio exterior de Argentina. En la página están presentes los estudios sobre la minería comparada y el pago de los impuestos nacionales de las grandes mineras.

Posee dos sistemas que responden a dar información sobre el estado y ubicación de los proyectos de Argentina y la cuestión geológica ambiental minera (SIGAM).

Iniciativas que contempla el SIACAM

Por otro lado, esta herramienta nuclea a la Mesa Nacional sobre Minería Abierta a la Comunidad (MEMAC) que se alza como un espacio para el diálogo público, constructivo y federal sobre minería. El objetivo de ello es lograr que esta actividad cuide al medioambiente, que genere puestos de trabajo y mejore las comunidades donde se inserta.

En ese sentido, también se encuentra el acceso al EITI, portal de transparencia de las industrias extractivas. Este responde a la iniciativa internacional a fin de mejorar la transparencia y la rendición de cuentas del sector mediante la publicación, verificación y divulgación de información. Argentina forma parte de EITI desde 2019, junto a más de 50 países.

Por último, el SIACAM cuenta con un espacio para realizar preguntas que contiene datos actualizados sobre este sector productivo. Asimismo, posee información sobre el marco legal, la normativa vigente sobre minería e informes de sostenibilidad.  

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Wintershall Dea se unió al Consorcio H2ar liderado por Y-TEC para desarrollar la economía del hidrógeno en el país

La compañía alemana, que se encuentra entre los cinco principales productores de gas en el país, tomó la decisión de formar parte del Consorcio H2ar que administra YPF Tecnología (Y-Tec) a fin de contribuir en la transición energética de Argentina apoyando el establecimiento de una cadena de valor del hidrógeno y la Captura y Almacenamiento de Carbono (CAC).

En base a ello, el Managing Director de Wintershall Dea Argentina, Manfred Boeckmann, argumentó que el hidrógeno, junto con la gestión del carbono, pueden ser pilares importantes para la transición energética de Argentina”.

Desde Wintershall Dea se han propuesto diversos objetivos climáticos. La empresa apunta a ser cero neto- neutra en emisiones- en sus operaciones de upstream, de alcance 1 y 2, operadas y no operadas en base a la participación en el capital para 2030.

Además, indicaron que estas metas deberán cumplirse a través de la optimización de la cartera y la reducción de emisiones mediante una mayor eficiencia energética. A lo que se le suman las inversiones en soluciones de compensación basadas en la naturaleza y en tecnologías futuras como el hidrógeno y la CAC.

En esa línea, Boeckmann expuso que “con el Consorcio H2ar, actores clave de diferentes sectores están uniendo fuerzas para descarbonizar el suministro energético de Argentina”.

Por último,  sumó que  Wintershall Dea contribuirá a la iniciativa con la experiencia y el know-how de sus  proyectos europeos existentes en esta área. Y que con este acuerdo reafirman el “compromiso con el futuro energético de Argentina, y el rol como aliados en este camino”.

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Ecopetrol venderá a Invercolsa un 51,8%

La operación tiene como objetivo la desinversión de un activo no estratégico para los objetivos de crecimiento y transición energética de la compañía
La junta directiva de Ecopetrol decidió la venta de participación del 51,8% de la empresa en Inversiones de Gases de Colombia (Invercolsa), según ha informado en un comunicado.

La decisión,tiene como principales objetivos la desinversión de un activo no estratégico para los objetivos de crecimiento y transición energética de la compañía, así como la reasignación de capital a nuevas oportunidades alineadas con su estrategia a 2040

En marzo la petrolera anunció el lanzamiento del Plan Estratégico de Hidrógeno de bajo carbono, que tendrá proyectos por valor de 2.500 millones de dólares hasta 2040.

El plan estará dotado con una inversión anual promedio cercana a los 140 millones de dólares y tiene como meta la producción de hidrógeno verde, azul y blanco, que aportará entre el 9% y el 11% al objetivo de reducción del 50% de las emisiones de alcance 1,2 y 3 al 2050.

Para ejecutar este programa, la empresa ha trazado una ruta que se desarrollará en tres horizontes. El primero, entre 2022 y 2030, se enfocará en la expansión del hidrógeno en operaciones propias con proyectos a escala industrial e inicio de aplicaciones en movilidad sostenible con automóviles y autobuses.

El segundo, de 2030 a 2040, busca capturar y materializar resultados significativos en la descarbonización de las operaciones, diversificar en movilidad marítima y de aviación con hidrógeno y nuevas oportunidades comerciales en los mercados de Europa y Asia. El tercer horizonte, desde el año 2040 en adelante, está enfocado en la masificación del uso del hidrógeno y la expansión del portafolio.

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Pemex sumó ganancias por US$ 6.126 M

La cifra positiva del trimestre se compara con las pérdidas de unos 1.868,8 millones de dólares del mismo periodo de 2021

La empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) ganó 122.494 millones de pesos (6.126 millones de dólares) en el primer trimestre del año en medio de una subida generalizada de los precios del petróleo en todo el mundo, según informó la petrolera este lunes.

Esta cifra se compara con las pérdidas de 1.869 millones de dólares del mismo periodo de 2021.

Al presentar el informe, el director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, atribuyó los resultados al aumento del precio de la mezcla mexicana del petróleo, el incremento en la producción, la recuperación económica y la adquisición de la refinería Deer Park en Houston (Texas, EEUU).

La compañía señaló que los ingresos totales por ventas y servicios sumaron 25.347 millones de dólares, un 59,6 % más que en el mismo período de 2021.

Dentro de las ventas totales, sobresale el crecimiento de 68,5 % de las exportaciones hasta los 12.551 millones de dólares.

En tanto, las ventas nacionales subieron un 51,3 % hasta los 12.686 millones de dólares.

El beneficio bruto se ubicó en 9.887 millones de dólares, un 35,7 % más frente al mismo periodo del año anterior, mientras que el rendimiento de operación aumentó un 65,6 % al situarse en 9.225 millones de dólares.

La petrolera precisó que el rendimiento antes de impuestos y derechos (ebitda) se incrementó un 1.262,3 % respecto al mismo lapso de 2021, y se situó en unos 11.107 millones de dólares.

El director de Pemex presumió de un aumento del 2,3 % interanual en la producción de crudo, que alcanzó un promedio de 1,755 millones de barriles diarios (mbd) en los primeros tres meses de 2022 frente a la media de 1,715 mbd del primer periodo de 2021.

Por otro lado, la producción de gas natural se redujo un 2,8 % al situarse en 4.637 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd).

Pemex, la petrolera más endeudada del mundo, registró una reducción del 2,5 % este primer trimestre frente al último dato de 2021 en sus pasivos totales, que incluyen deudas de corto y largo plazo, impuestos y derechos, situados ahora en 205.936 millones de dólares.

La deuda financiera total de Pemex también disminuyó un 3,9 % hasta los 108.110 millones de dólares.

Pemex perdió el pasado año 10.900 millones de dólares, cerca de la mitad frente al dato de 2020, cuando reportó la cifra negativa de 24.735 millones de dólares en medio de “la peor crisis de su historia”.

En el primer año del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador, en 2019, Pemex duplicó prácticamente sus pérdidas al reportar 15.497 millones de dólares.

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Con el respaldo del albertismo, se realizó la primera reunión de la Mesa de Minería Abierta

El gobierno realizó la primera reunión de la Mesa Nacional sobre Minería Abierta a la Comunidad (Memac), una instancia que se propone un debate intersectorial para reactivar la minería, sobre todo la metalífera. Estuvo a cargo el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, que hizo de anfitrión junto a la secretaria de Minería, Fernanda Ávila. En una nueva escalada de la interna a cielo abierto del Frente de Todos, la reunión tuvo un fuerte respaldo de altos funcionarios que responden al presidente Alberto Fernández. El evento se realizó en la sede del ministerio productivo de la Ciudad de Buenos Aires y no contó con la presencia de ningún funcionario vinculado a la vicepresidenta Cristian Fernández.

Kulfas remarcó que la mesa servirá para “despejar mitos” sobre la minería y «venimos desde hace mucho tiempo con falta de diálogo en el sector. Necesitamos construir una minería al servicio del desarrollo económico y social de la Argentina». El ministro presentó también el Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (Siacam), “una herramienta inédita de información para un sector productivo en la Argentina”, según difundió la cartera productiva. Participaron funcionarios albertistas de peso como Mercedes Marco del Pon (AFIP), Claudio Moroni (ministro de Trabajo) y Miguel Pesce (BCRA), quienes fueron los principales expositores. Kulfas y Moroni fueron los ministros apuntados por el camporista Andrés Larroque, que en declaraciones en Radio Urbana de este martes los criticó duramente, junto a Martín Guzmán.

Ausencia de Cabandié y respaldo de la UIA

También tuvo un lugar preponderante en la reunión la secretaria de Cambio Climático, Cecilia Nicolini, de extrema confianza del Alberto Fernández, que ocupó el asiento del ministro de Ambiente, Juan Cabandié, vinculado a la vicepresidenta. El titular de la cartera ambiental faltó a la reunión “por problemas de agenda”, según explicó el propio Kulfas. Presentó el Siacam Daniel Schteingart, coordinador del plan Argentina Productiva 2030 y director CEP XXI.

El presidente de la Unión Industrial Argentina (UIA), Daniel Funes de Rioja, participó de la reunión y apoyó a Kulfas y a la política minera. La semana pasada se había juntado en la Casa Rosada con Alberto Fernández para acercarle un plan de desarrollo productivo para el crecimiento de la economía del país. Además, disertó Franco Mignacco de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Manuel Benítez, de la cámara de proveedores mineros y Héctor Laplace de Asociación Obrera Minera Argentina (AOMA).

Gobernadores

De manera virtual también estuvieron los gobernadores de San Juan, Sergio Uñac, y de Catamarca, Raúl Jalil, dos mandatarios que hacen equilibrio entre Alberto Fernández y Cristina Fernández. El sanjuanino señaló: “somos parte de este proyecto nacional y estamos abiertos a modificar lo que sea necesario para consolidar a la minería en mi provincia y que aporte al producto exportable del país. Aplaudimos esta iniciativa”. Mientras que Jalil apoyó abiertamente a Kulfas “en toda la política del gobierno nacional” y que “la minería y los hidrocarburos van a ser los motores encargados de estabilizar la macroeconomía”.  

Además, dieron un breve mensaje Martín Cerdá, ministro de Hidrocarburos de Chubut y presidente del Consejo Federal Minero (Cofemin) y Silvina Córdoba, ministra de Producción e Industria de Santa Cruz. También dieron su visión las organizaciones Eco House y Jóvenes por el Clima. Los próximos encuentros de la Memac se realizarán en junio nuevamente en Buenos Aires, en julio en Catamarca y en agosto en Santa Cruz.

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Gas: las medidas que prepara el Gobierno para asegurar inversiones y producción

La ampliación de la producción de gas depende de que se termine de construir el gasoducto de Vaca Muerta antes del invierno del año que viene. Las empresas preparan sus inversiones. La construcción del gasoducto Néstor Kirchner será fundamental para el país: permitirá evacuar producción de gas natural desde Vaca Muerta y sustituir importaciones por unos 3000 millones de dólares anuales (si se proyectan los actuales precios internacionales al mediano plazo), pero también abrirá la posibilidad de enviar más exportaciones de gas a las industrias, centrales eléctricas y comercializadoras de Chile. Se trata de una importante reversión en la balanza […]

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La Pampa: Refipampa emitirá Obligaciones Negociables (ON) para ampliar su refinería

La empresa mañana hará efectiva la segunda colocación de Obligaciones Negociables en el mercado, esto para seguir avanzando en la obra de ampliación de su planta de refinación de Colonia 25 de mayo, en La Pampa. La oferta pública será por un monto mínimo de $600 millones ampliable a $1.000 millones, y se priorizará la serie UVA a 36 meses y el pago de intereses será trimestral, con una tasa de corte a licitar. Ayer se hizo un roadshow ante inversores para buscar financiamiento de las obras que ofrecerá una nueva unidad de refinación, más parques de tanques y la […]

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El problema y la oportunidad que da la crisis energética global

El Instituto de la Energía de la Academia Nacional de Ingeniería ha trabajado y sacado nuevas conclusiones de la reunión internacional sobre el Futuro de la Energía realizada en Buenos Aires en septiembre del año pasado. La invasión rusa a Ucrania obligó a varios países del viejo continente a mirar para otro lado a la hora de buscar proveedores de combustibles, sobre todo de gas y petróleo. Esto ha acelerado la crisis de abastecimiento de energía que ya venía desarrollándose desde 2021 en un contexto mundial en el que la producción de energía reaccionó a menor velocidad que la demanda. […]

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Se licitó una obra para garantizar la provisión de gas a todo el norte entrerriano

El gobierno provincial licitó la construcción del gasoducto productivo Los Conquistadores-Chajarí, una de las obras más importantes de la región para garantizar la provisión de gas a todo el norte entrerriano. Así lo anunció el gobernador Gustavo Bordet en reunión de gabinete. Este lunes en el Centro Provincial de Convenciones de Paraná, el gobernador Gustavo Bordet, acompañado por la vicegobernadora Laura Stratta, presidió una reunión de gabinete, cuyo tema central fue el llamado a licitación para la contratación de la obra Gasoducto Productivo III del Noreste Entrerriano Los Conquistadores-Chajarí, una de las más importantes de la región que cuenta con […]

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Minería: Gobierno junta a empresarios y ambientalistas para destrabar la actividad

Lanzan un sistema de información para dar transparencia y lograr licencia social; expondrán Kulfas, Pesce, Marcó del Pont y Moroni, junto a empresarios, en medio de tensiones por el impuesto a la renta inesperada; habrá cambio de autoridades en la Secretaría de Minería El Gobierno convocó a mineras y ambientalistas para lograr consensos para que avance la minería, actividad que podría triplicar sus exportaciones debido a la transición energética, pero que se encuentra prohibida en 7 provincias del país. El encuentro se da en medio de tensiones con los empresarios mineros por el impuesto a la renta inesperada y en […]

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Cristiana Carlos Coggiola: “Es el momento propicio para terminar el Ferrocarril Trasandino del Sur”

El diputado provincial neuquino por Democracia habló del proyecto presentado para adherir a la ley nacional 23.253, que dispuso la construcción del Ferrocarril Trasandino del Sur. La medida facultará al ejecutivo de la provincia a hacer convenios para garantizar una infraestructura de conectividad y desarrollo de las regiones de ambos lados de la cordillera de los Andes. Sobre las energías verdes el diputado dijo: “No hay que olvidarse que aunque tenemos muchas reservas, en 20 años el valor de los hidrocarburos va a bajar considerablemente”. El Tren Trasandino tiene persigue el objetivo primordial de unir los puertos del Atlántico y […]

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Martín Guzmán analizó la agenda energética junto a representantes de YPF

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo este lunes un encuentro en el Palacio de Hacienda con representantes y staff de la compañía YPF, con quienes dialogó sobre los planes de la empresa y la agenda energética del gobierno nacional, entre los cuales se destacaron el desarrollo de infraestructura y las oportunidades que ofrece el país para producir GNL. En este marco, el titular de Economía destacó, junto al Presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, sobre la importancia de fomentar el desarrollo de la infraestructura para apuntalar el desarrollo del sector energético. Además, en la reunión […]

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El Galicia se convierte en el primer banco tradicional de la Argentina en permitir operar con criptomonedas

La entidad lanzó la función para que los clientes inviertan en monedas digitales directo desde el home banking. El Galicia se convirtió en el primer banco tradicional en habilitar a sus clientes a operar con criptomonedas a través del home banking. Así, “a raíz de una alta demanda por parte de los clientes”, según explicaron desde la entidad, lanzó una iniciativa para incorporar cuatro criptoactivos. Se trata de Bitcoin, Ethereum, USD Coin y Ripple, aunque no descarta ampliar el abanico de monedas digitales en el futuro. “Más del 90% de las personas manifiestan conocer las criptomonedas e incluso muchas de […]

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Se desplomaron 26,9% las exportaciones de gas ruso de Gazprom a Europa en 4 meses

Las entregas a países de la UE y Turquía se redujeron entre enero y abril de este año respecto al mismo período de 2021. Sin embargo, las efectuadas a China se dispararon Se desplomaron 26,9% las exportaciones de gas ruso de Gazprom a Europa en 4 meses Sputnik Las exportaciones de gas ruso Gazprom cayeron un 26,9% en 4 meses, cayendo a 50 mil 100 millones de metros cúbicos. En el mismo período de tiempo, la empresa disminuyó su producción en un 2,5% respecto al mismo período del año anterior, alcanzando los 175.400 millones de metros cúbicos, informó la agencia […]

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Santa Fe más: Con una inversión de más de $30 millones, la provincia puso en marcha 16 unidades productivas

Participan más de 120 jóvenes de la ciudad de Santa Fe y alrededores, que se capacitaron en oficios y hoy se acercan al mundo laboral a través de esta iniciativa. El Ministerio de Desarrollo Social, a través del programa Santa Fe Más, firmó convenios este lunes para la puesta en marcha de 16 unidades productivas, en las que 120 jóvenes de Santa Fe, Rincón, Arroyo Leyes y Recreo, ofrecen sus productos y servicios. Con una inversión anual de más de $30 millones en becas, insumos y herramientas, el gobierno de la provincia de Santa Fe lleva adelante una política social […]

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Con una polémica decisión, Darío Martínez baja artificialmente el precio del gas para industrias

La presión sobre el secretario de Energía, Darío Martínez, por parte de empresarios industriales del interior del país y de gobernadores peronistas de la zona centro y norte del país logró su cometido y el fin de semana, horas antes de que empiece mayo, la cartera que dirige el funcionario neuquino publicó una resolución que, en los hechos, terminó provocando una baja del precio spot del gas que pagan los grandes usuarios.

Darío Martínez junto a representantes de la UIA.

En las últimas dos semanas, Martínez recibió a representantes de empresas de Córdoba y de la Unión Industrial Argentina (UIA) que lo interpelaron por la suba del precio del gas, que a raíz de algunas cuestiones puntuales (como las paradas programadas en grandes yacimientos como Aguada Pichana y Vega Pléyade) se disparó por encima de los US$ 10 por millón de BTU, tal como publicó EconoJournal.

En rigor, Energía no publicó una normativa, sino tres: una original al mediodía del sábado 30 de abril —con el número 42395370— y dos rectificatorias durante la tarde de ese mismo día. Los tres documentos se publican al final de esta nota. El manejo volvió a evidenciar la desprolijidad que caracteriza al comportamiento del área energética del gobierno.

La premura del Ejecutivo responde a una razón bien concreta: el 1° de mayo empezaban a regir los nuevos contratos de abastecimiento entre productores y comercializadoras de gas con clientes industriales. En los hechos, las resoluciones de la Secretaría de Energía lo que hicieron fue fijar el precio de venta de gas al que la estatal IEASA (ex Enarsa) revenderá a las industrias el gas que importa desde Bolivia y por barco (LNG, por sus siglas inglés). Por esa razón, tenían que entrar en vigencia antes de que comiencen a regir los nuevos contratos.

¿Qué se estableció?

La Secretaría de Energía instruyó a IEASA a venderle el gas a los grandes usuarios a un precio de US$ 6,05 por millón de BTU más el costo de transporte en firme, que en la zona centro del país encarecería el fluido en un 20% (por lo que el precio final llegaría a los 7,20 dólares) y en la región abastecida por las cuencas del Golfo San Jorge y la cuenca Austral, sumaría entre 60 y 80 centavos de dólar más para llegar a un importe total cercano a los 8 dólares.

La Secretaría de Energía de la Nación instruyó a IEASA a venderle gas de la importación de bolivia que compra a 18usd/MMBtu (considerando que los primeros 10MMm3/dia son para demanda prioritaria) a 6usd/MMBtu a los Grandes Usuarios que no pudieron hacer contratos con proveedores

— Guiye (@Guiyermito) May 2, 2022

En términos prácticos, la decisión del gobierno pone un techo a la escalada del precio del gas en el mercado local. ¿Por qué? Porque IEASA funciona como una especie de proveedor de última instancia que está dispuesto a vender el gas a ese precio. ¿Qué sentido tendría para una industria cerrar un contrato de suministro con una comercializadora a un precio más caro? Eso fue, de hecho, lo que terminó pasando.

Una vez que la resolución empezó a circular el sábado por distintos grupos de WhatsApp, varios industriales tiraron para atrás los contratos que habían terminado de negociar con comercializadoras —como Albanesi, Energy Trader, MetroEnergía, Gas Market y Saesa, entre otras— un día antes, el viernes 29. Eso provocó un fuerte malestar por parte de las empresas que habían cerrado contratos de venta a precios más altos que los 6,05 dólares que pasó a valer el gas de IEASA. Varias comercializadoras dedicaron el lunes a atajar a clientes que se engolosinaron con el precio de descuento que fijó el gobierno.

“Al igual que otras veces, lo que hizo el gobierno fue operar con un serrucho. Y lo hizo con un timing malísimo. Porque cambió la reglas del mercado a horas de que entren en vigencia los nuevos contratos”, explicaron desde una petrolera. “En lo inmediato, la medida surtió efecto porque el precio spot, que hasta el viernes rondaba los US$ 8,50 por MMBTU, este lunes (ayer) se conseguía un dólar más barato, a 7,50. Pero como señal no hace más que desincentivar la contractualización del mercado”, explicó el director comercial de una comercializadora. “¿Qué incentivo tiene hacia adelante para una industria contractualizar la compra de gas con algún comercializador o productor cuando sabe que al final el Estado le va a asegurar producto a un precio super subsidiado?”, se preguntó.

Incentivos truncos

¿Qué podría haber hecho la Secretaría de Energía? Establecer un precio de reventa del gas de IEASA un poco más alto, que es lo que esperaban buena parte de las empresas del sector. Si traer el gas desde Bolivia cuesta 11,50 dólares (10 dólares una base de 10 MMm3/día y 18 un incremental de 4 MMm3/día) e importar cargamentos de LNG cuesta 35 dólares, ¿por qué revenderlo a 6 dólares de manera totalmente artificial? ¿Quién absorbe la diferencia entre el precio de venta de IEASA y el costo real? Está claro: el Tesoro a través de los millonarios subsidios que destina al sector.

¿Por qué la Secretaría optó por un precio arbitrariamente tan bajo? Podría pensarse que evitó generar cualquier tipo de contrapunto con gobernadores de provincias del centro (como Córdoba y Santa Fe) y hasta del norte como Tucumán. “En un momento tan endeble de todo el gobierno en general, Darío (Martínez) buscó no provocar ningún conflicto político que pueda transformarlo a él en un fusible. Está claro que la medida no tiene mucha racionalidad económica, porque el Estado está revendiendo a 6 algo que le llega a costar más de 30 dólares”, analizó otro trader de gas.

Si bien IEASA oficiará como proveedor de última instancia de gas para industrias a un precio inferior a la media del mercado, no es seguro que los días de frío cuente con el combustible físico para garantizar el consumo de grandes usuarios. Las notas publicadas por Energía indican que la prioridad del despacho de gas la tendrán los hogares residenciales, después del sector de generación (administrado por Cammesa) y al final, las grandes usuarios. “IEASA ofrece un gas con transporte en firme, pero no está claro que de verdad sea ininterrumpible. Las principales industrias del país —Tenaris, Acindar y las petroquímicas de Bahía Blanca, entre muchas otras— tienen contratos de provisión con productores que no van a cambiar por esta resolución”, explicó el vicepresidente de Gas de una petrolera. “Pero sí hay un grupo de 100 o 200 industrias más chicas de consumo estacional de gas (sólo demandan unos meses del año) que seguramente utilizarán esta regulación para conseguir un precio más bajo por más que, al final de la cadena, eso termine incrementando el quebranto del Estado”, concluyó.

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Salta: El 70% de las personas que viven en el norte provincial vive del Estado

Mario Mimessi, intendente de Tartagal, así lo dijo aclarando que el dato se desprende de estadísticas locales. Adicionalmente subrayó que es de suma necesidad fomentar el desarrollo de otras industrias además de los hidrocarburos. La dependencia de esta gente es de forma directa e indirecta, osea, quienes trabajan en la administración pública y quienes reciben asistencia mediante planes sociales. Mimessi además considero que es un “error”suponer aún que la industria de los hidrocarburos es la única generadora de empleo en el norte de nuestro país. Por eso planteo buscar industrias alternativas, como agregar valor a materias primas como la madera, […]

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El gobierno explicitó los criterios para eliminar subsidios al 10% más rico, pero aún no coordinó su implementación con las empresas

El gobierno explicitó los criterios geográficos y socioeconómicos que tomará en cuenta para eliminarle los subsidios de luz y gas al 10% de los usuarios de mayor poder adquisitivo. Sin embargo, EconoJournal confirmó que todavía no se puso a trabajar con las distribuidoras para ver cómo podría avanzar con la implementación. La propuesta será debatida la semana próxima en las audiencias públicas en medio de una fuerte embestida del cristinismo contra el ministro de Economía, Martín Guzmán.

El plan oficial está detallado en un documento elaborado por el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, el único funcionario de la secretaría de Energía que fue puesto por Guzmán.

Ministro de Economía, Martín Guzmán.

Seis criterios clave

El documento explicita seis criterios que se tomarán en cuenta para quitar los subsidios y aclara que alcanzará con que se cumpla uno de esos requisitos para comenzar a pagar la tarifa plena:

1) Estar ubicado dentro de “polígonos” de alta capacidad de pago identificados por el Ente Nacional Regulación de la Electricidad

2) Registro de barrios cerrados

3) Tener ingresos superiores a 3,5 Canasta Básicas Totales de un hogar tipo 2 del Indec, monto equivalente a 314 mil pesos en marzo

4) Tener 3 o más inmuebles registrados

5) Tener 3 o más vehículos con antigüedad menor a los 5 años

6) Tener aviones o embarcaciones de lujo

Los dos primeros puntos fueron precisados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en un informe que elaboró junto con el Conicet. Allí se explicita que las zonas alcanzadas por la eliminación de los subsidios serán Puerto Madero y gran parte de los barrios de Recoleta, Palermo, Belgrano y Nuñez, una parte de Colegiales, algunas manzanas de Villa Urquiza, Retiro, Saavedra y Devoto y una zona de elevado valor en Caballito. En el Gran Buenos Aires, abarca a una zona específica denominada “el bajo” integrada por los partidos de Vicente López y San Isidro. A ese listado le suman también 466 countries y otras urbanizaciones cerradas.

Lo que hizo el equipo de Guzmán fue sumar el resto de los requisitos socieconómicos para ampliar el universo de los que perderán el subsidio, ya que el recorte del ENRE se limitaba a los usuarios de Edesur y Edenor del Área Metropolitana de Buenos Aires.  

En el documento se afirma que los mecanismos que definen la asignación de los subsidios en función de la ubicación del suministro en un área determinada tienen un buen funcionamiento en áreas de alta concentración poblacional donde se logra identificar conjuntos de población relativamente homogéneos en relación a los ingresos, pero no resultan replicables en otras regiones más heterogéneas. Es por eso que, como complemento de esa metodología, también se tomarán en cuenta variables vinculadas con el ingreso y el patrimonio de los titulares del servicio.

Para ello se combina el análisis de la información relativa al patrimonio y los ingresos disponibles en el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS).

Cuántos perderán el subsidio

La metodología propuesta por el ENRE, que asocia la capacidad de pago al valor inmobiliario de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de la Provincia de Buenos Aires, identificó a 480.359 usuarios residenciales, el 9,95 por ciento del total del AMBA.

A su vez, como resultado del cruce de la información provista por empresas distribuidoras, entes y autoridades regulatorias referida a los servicios de electricidad y gas natural de red residencial con la información disponible en el SINTyS sobre ingresos y patrimonio, Economía aclaró que en total perderán el subsidio 921.778 titulares del servicio energía eléctrica, y 760.600 titulares del servicio de gas residencial.

La implementación

Economía aclara en el informe que “se ha logrado identificar y asignar características al 59,4% de los suministros en el caso de energía eléctrica y el 69% en el caso del gas para el total nacional, habiendo jurisdicciones donde este valor se reduce en la medida que la información suministrada no permite una identificación correcta de los titulares”.

A raíz de ello, se aclara que en la instancia de implementación, “la autoridad de aplicación deberá instar a los organismos competentes a la provisión y adecuación de la titularidad de los suministros para alcanzar un mayor grado de identificación de forma tal de reducir las solicitudes de reconsideraciones”.

No será una tarea sencilla la identificación de los titulares efectivos del servicio y llevará tiempo, sobre todo si se tiene en cuenta que el gobierno todavía no se puso en contacto con las empresas distribuidoras para coordinar la implementación.

Lo más probable es que si se avanza con la quita de subsidios en las actuales condiciones, se multipliquen los reclamos de aquellos usuarios que consideran no formar parte del 10% de mayor poder adquisitivo.

Economía reconoce en el informe que la titularidad del servicio puede no coincidir con las personas usuarias por no haberse realizado el cambio de titularidad, encontrarse fallecido el titular, ser inquilinos del inmueble, etc. También puede ocurrir que no se haya identificado con exactitud las condiciones económicas del titular por diferencias entre la situación actual y la registrada en las bases de datos utilizadas para definir la asignación de segmentos de subsidios.

Si bien se aclara que la actualización de las bases de datos debería ser permanente, en el documento oficial dice que la autoridad de aplicación deberá contar con “un mecanismo ágil de reclamo y solicitud de reconsideración del segmento de subsidios asignado”. Para ello se pondrá a disposición un formulario web, una central telefónica de consultas y atención presencial en organismos que ya participan de otros esquemas de beneficios como lo hace actualmente la Anses con el Programa Hogar. “De esa manera, se le permitirá a todas las personas presentar una solicitud de reconsideración del segmento al que fueron asignadas”, remarca el documento.

La justificación

El documento oficial tiene una primera parte donde justifica la quita de subsidios para aquellos usuarios de mayor poder adquisitivo. El texto comienza diciendo que “si bien el esquema de subsidios energéticos del Estado Nacional puede entenderse como una política de ingresos, ya que su principal objetivo es proteger el poder adquisitivo de los hogares, la naturaleza universal del subsidio al precio mayorista de la energía, sumado a que el consumo de electricidad y gas natural se correlaciona con el ingreso de los hogares, implican que el subsidio es pro-rico y progresivo: las personas de mayor ingreso resultan las más protegidas por la política. Es decir, los hogares de mayores ingresos tienen un mayor consumo energético que los hogares de menores  ingresos y por lo tanto reciben un monto mayor de subsidios”. Tal como puede observarse en el siguiente gráfico:

A su vez, el informe aclara que en el decil de más altos ingresos se destina un 0,9% de los ingresos al consumo de energía eléctrica y un 2,2% al consumo de gas natural, mientras que en el decil de menores ingresos esos porcentajes trepan al 8,9% y 18,5%, respectivamente. “El hecho de que la incidencia del subsidio sobre los deciles superiores sea baja, sugiere la posibilidad de disminuir el monto sin afectar negativamente la capacidad de pago ni el bienestar de estos sectores”, remarca Economía.

El documento remarca también que las señales actuales de precios de la energía fomentan un uso poco eficiente de la misma al provocar, en ciertos segmentos de la población, un consumo por encima de las necesidades. “Las necesidades de abastecimiento energético que no pueden suplirse con la capacidad productiva doméstica, debe proveerse con mayores importaciones. En nuestro caso, esas importaciones se componen por el gas natural de Bolivia, gas natural licuado y otros combustibles líquidos”, agrega el informe.

Luego subraya que esas mayores importaciones deterioran la balanza comercial y reducen la disponibilidad de divisas para el desarrollo de otros sectores estratégicos. Pero además, también producen mayores emisiones de gases efecto invernadero, debido a que las fuentes de energía libre de emisiones no alcanzan a abastecer la totalidad de lo demandado, lo cual atenta no sólo contra el ambiente, sino también contra los compromisos internacionales del país en el marco del Acuerdo de París. “Por ello, es preciso minimizar los consumos ineficientes de la energía”, concluye.

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Bernardo Andrews es el nuevo presidente de la Cámara Eólica Argentina

La Cámara Eólica Argentina (CEA), que agrupa a las principales empresas del sector eólico del país, nombró a Bernardo Andrews como su nuevo presidente. En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2022-2023, el actual CEO de Genneia fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la vicepresidencia René Vaca Guzmán, asesor de presidencia en PCR y anterior presidente de la cámara eólica.

“La designación se realizó durante la asamblea anual ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2021”, indicó la entidad en un comunicado.

Las autoridades de la nueva Comisión Directiva incluyen también a Gastón Guarino, miembro del directorio de GRI Calviño Towers Argentina, como secretario, y a Sebastián Roberto Lanusse, director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

Bernardo Andrews expresó: “es un orgullo para mí asumir la presidencia de la Cámara Eólica Argentina. Me siento honrado de estar acompañado de un gran equipo de profesionales en la Comisión Directiva de la Cámara con los cuales compartimos el objetivo común de concientizar sobre el cambio climático y la transición energética en todos los ámbitos; así como también estimular las oportunidades de crecimiento económico del sector de la energía eólica en relación con el incremento de la capacidad de generación de nuestro país”.

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la elección de autoridades.

La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

Presidente: Bernardo Andrews (Genneia)

Vicepresidente: René Vaca Guzmán (PCR)

Secretario: Gastón Guarino (Gri Calviño Towers)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Andrés Gismondi (Vestas); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Diego López Cuneo (Hychico); Rubén López (Central Puerto); Iván Duronto (AES)

Vocales Suplentes: Gustavo Castagnino (Genneia); Florencia Fridman (PCR); Antonio Barbosa (Gri Calviño Towers); Antelo Ángel (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Favio Jeambeaut (PAE); Pilar Delgado (Hychico); Laura Fuentes (Central Puerto); María Florencia Frega Ferrare (AES)

Revisor de Cuentas Titular: Pablo Jauck (Siemens)

Revisor de Cuentas Suplente: Mehdi Hadbi (Siemens)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

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Este mes cierra la mega licitación de terrenos fiscales para proyectos de renovables

El Ministerio de Bienes Nacionales lanzó en marzo pasado una serie de licitaciones para la concesión de terrenos fiscales capacidad singular para el montaje de centrales de energías renovables variables. En total, se trata de ocho subastas por 10.884,29 hectáreas.

Las Bases de Licitación (disponibles en www.bienesnacionales.cl) indican que la recepción de los documentos de garantía y la entrega de ofertas tendrán lugar desde el lunes 23 al miércoles 25 (hasta las 14.00 horas) de este mes.

Finalmente, las adjudicaciones de las concesiones se ejecutarán paulatinamente “hasta el lunes 25 de julio de 2022”, indican desde Bienes Nacionales.

Los proyectos

Por un lado, se licitan 1934,99 hectáreas en el proyecto Salinitas (ver), ubicado en Taltal, Antofagasta.

“Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Gobierno.

Por otro lado, el terreno Estación Chacance (ver), en María Elena, Tocopilla, Antofagasta, donde se ponen en juego 1948,93 hectáreas.

El emprendimiento cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al igual que en cercanía a líneas de transmisión eléctrica.

Estación Cochrane Lote A y Lote B (ver) es otro de los inmuebles que se concesionarán. Cuenta con 3649,42 hectáreas en Sierra Gorda, Antofagasta.

“El inmueble fiscal que consta de 2 lotes, con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”, indican desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Quillagua Norte (ver) es otro inmueble que se disputa en María Elena, Tocopilla, Antofagasta. Se concesionarán 2.786,01 hectáreas que “cuenta con potencial tanto para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica como de energía eólica” y con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica, indican desde el Gobierno.

Quebrada Chimborazo (ver) de 472,76 hectáreas en Antofagasta, Antofagasta, es un “inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”. “Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, aseguran desde Bienes Nacionales.

Estación Altamira (ver), 29,93 hectáreas en Taltal, Antofagasta. “Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”.

Enlace Dupont (ver) es el nombre de otro terreno a licitarse en Calama, El Loa, Antofagasta.

Allí se disputan 32,34 hectáreas “con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG”. “Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, dicen desde el Gobierno.

Quebrada de Mateo 3 (ver), 29,91 hectáreas, en Antofagasta, Antofagasta. “Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Ministerio.

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Honduras abre oficialmente una Mesa de Renegociación de Contratos con Generadores

Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía, anunció el inicio de una Mesa de Renegociación de Contratos.

Aquello encendió la alerta de muchos participantes del mercado eléctrico hondureño que se enteraron entre la noche del domingo 1º y el lunes 2º de mayo del 2022 de aquella medida que cambiaría el rumbo de los compromisos suscritos y asumidos entre la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y generadores de energía.

El desconcierto se produjo porque con menos de 24 horas de aviso público, la autoridad de la cartera energética de Honduras había convocado a una reunión inaugural a un primer grupo de representantes de empresas generadoras.

El encuentro que debió ser ayer lunes a las 2pm en Casa Presidencial, inclusive debió aplazarse 2 horas a pedido de los participantes para afinar legítimos argumentos en defensa de la medida que estaba dándose a lugar.

Quienes solicitaron esa prórroga fueron generadores solares fotovoltaicos, que por disposición del ejecutivo fueron los primeros en ser citados. Se adelantó que las reuniones iniciales de esta nueva Mesa de Renegociación de Contratos se llevarán a cabo hasta mitad de semana.

«Empezamos con solares. Martes y miércoles (seguiremos) con el resto de tecnologías», expresó el secretario de Energía Erick Tejada en sus redes sociales.

Y si bien no trascendieron detalles de aquella reunión, el secretario Tejada expresó que fue una «productiva sesión»:

Productiva sesión hoy con los generadores solares. Mañana convocamos a generadores hidrícos y eólicos en Casa Presidencial a las 5:00 pm. para continuar jornadas iniciales de renegociación de contratos.

— Erick Tejada SEN (@carbajal_tejada) May 3, 2022

Pese al desconcierto por la medida, no se trata de una sorpresa.  Desde el discurso inicial de la flamante presidenta de Honduras Xiomara Castro durante la toma de posesión se advirtió que la nueva administración de gobierno impulsaría un programa de emergencia energética que incluirá la revisión de contratos con centrales renovables y no renovables, antes de pagar las deudas a las generadoras.

Al respecto, la presidenta Castro acusó: “Se han otorgado decenas de contratos de generación de energía solar, térmica e hidroeléctrica a precios onerosos y lesivos al interés nacional”.

Desde aquella óptica, el daño que identifica la primera mandataria, se considera como el origen de la discontinuidad en la cadena de pago, distorsiones en tarifas y la inestabilidad de las finanzas de la ENEE.

Ahora bien, desde el sector empresario consideran que con esta iniciativa, Honduras sólo estaría poniendo en juego la certeza jurídica que buscan nuevos inversores para apostar en el país y no solucionaría los problemas de fondo del mercado eléctrico.

Agentes generadores plantean un nuevo rumbo para las inversiones renovables en Honduras

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Ecuador firmó contrato para su parque eólico más grande por 110 MW

El acto simbólico se realizó esta tarde, 30 de abril de 2022 desde Loja.

El proyecto eólico Villonaco III, con una inversión aproximada de más de USD 181 millones, se convertirá en la central eólica más grande del país. Y será financiado 100 % con inversión extranjera
directa, con el consorcio Cobra Zero e Villonaco.

Este mecanismo potenciará los beneficios para el Estado ecuatoriano, con reglas claras y seguridad jurídica y financiera. Además, la obra generará 400 empleos directos en la fase de construcción, y otras 115 plazas de trabajo directas e indirectas en la etapa de operación y mantenimiento.

El Jefe de Estado, al iniciar su intervención, expresó: “Esto es extraordinario. Este es el Ecuador del Encuentro que queremos, donde el hombre se encuentra con la naturaleza, pone en juego la
imaginación y la creatividad a través del uso responsable de los recursos naturales”.

Por ello, reafirmó una vez más que con proyectos como este, Ecuador avanza de manera firme hacia la transición ecológica.

De igual manera, Lasso resaltó que Villonaco III será el primer proyecto del sector eléctrico basado en un contrato de concesión por 25 años para producir electricidad a partir de un recurso natural, inagotable y limpio, como lo es el viento. Esto es el reflejo de la obra gubernamental.

“Nuestro gobierno tiene 11 meses y nos preguntan qué hemos hecho. Además de vacunar al 87 % de la población ecuatoriana, de salvar vidas, reactivar la educación y el trabajo presencial, ahora suscribimos simbólicamente este proyecto de energía limpia”, expresó.

Las turbinas eólicas que se usarán en el proyecto son de última tecnología, con mayor potencia por unidad de generación, lo que significa menores impactos ambientales en la zona. El ministro de Energía y Minas, Xavier Vera, explicó que la construcción del proyecto eólico Villonaco III, previsto para el tercer trimestre del 2022, será un instrumento gestionado de manera transparente.

Asimismo, cubrirá con energía eólica al 100 % la demanda de Loja, Zamora Chinchipe, y del cantón Gualaquiza de Morona Santiago. Además, reducirá la emisión de 231.000 toneladas de CO2, que equivale a sacar de circulación 5.000 buses urbanos en funcionamiento de un año.

El presidente de la Junta Parroquia Chuquiribamba, Héctor Guaya, agradeció al Gobierno del Encuentro por suscribir este proyecto, un hito histórico para Loja. En esa línea, el prefecto de Loja, Rafael Dávila, resaltó que la provincia tiene enormes cualidades de producción de energía eólica y solar. Por eso esta buena noticia para el país es posible gracias a la confianza que genera la nueva
administración.

Para finalizar su mensaje, el Mandatario enfatizó en que, con grandes proyectos de inversión, no solo se pueden duplicar la generación de energía, sino que el gran sueño del Ecuador es generar empleo, reactivar el turismo y los sectores productivos.

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ABO Wind confirma su pipeline de proyectos en desarrollo en Argentina

ABO Wind recientemente fue adjudicada con casi 70 MW de prioridad de despacho para el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino, en su debut en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina. 

Tras la baja de otros dos proyectos, la compañía instalada en el país hace más de quince años sumó a su expertise la asignación del 32,4 MW para el parque solar Las Lomas (ubicado en La Rioja), 15 MW para las plantas fotovoltaicas El Manantial y 25 MW para para Armonía, ambas situadas en la provincia de Mendoza. 

Y ante ello, Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó que, como desarrolladora, no son los únicos emprendimientos en los que trabajan, sino que poseen un pipeline de gran magnitud. 

“Tenemos 6 GW en desarrollo, de los cuales 2 GW son de parques eólicos y solares convencionales. Mientras que el resto se reparten entre proyectos de hidrógeno verde de gran escala, que se encuentran en distintos estadíos”, aseguró. 

“Si bien estamos enfocados en centrales de exportación del hidrógeno verde o sus derivados, no descartamos proyectos más pequeños o la reconversión de algunos eólicos que tengamos y de los cuales entendamos que durante un tiempo no tendrán capacidad de conexión a la red”, amplió.

Esto va en línea con lo anunciado en eventos pasados de Latam Future Energy en los que se mencionó que la mirada puesta estaba en “giga parques” y proyectos off-grid para la exportación del mencionado vector energético, objetivo que tienen “casi a la par” en sus prioridades junto con el desarrollo clásico de plantas renovables.

Y a ello se debe añadir que desde la compañía siguen interesados en las adquisiciones greenfield, aunque tratando de ser más selectivos con los sitios elegidos y perfeccionando el modelo de desarrollo. 

Incluso, Lucila Bustos reconoció que, bajo las características actuales del MATER, “se exige que un proyecto deba estar lo más cerrado posible” y que continúan encarando el mercado con la misma seriedad que los caracteriza. 

“Analizamos convocatoria por convocatoria, la disponibilidad que haya en el momento del llamado, pero tenemos los ojos puestos en el MATER ya que es un mercado interesante. Y nuestra idea es seguir presentando proyectos, siempre y cuando estén en una condición de desarrollo seria y tengan reales posibilidades de concreción”, sostuvo.  

Y continuó a modo de cierre: “Ya tenemos alrededor de 70 MW solares adjudicados en el Mercado a Término, con factores de mayor bajos, con lo cual poseen buenas oportunidades de realización. Pero el ser desarrolladores da una flexibilidad enorme ya que permite construir, buscar inversores, estratégicas, seguir asesorando desde afuera o hasta dar servicio”.

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Héctor Beltrán: “Hace falta más regulación detallada sobre el almacenamiento en México”

El sector energético de México insistió en la relevancia de tener un marco regulatorio específico para los sistemas de almacenamiento, teniendo en cuenta que no se habla de ellos dentro de la Ley de la Industria Eléctrica ni en su reglamento correspondiente. 

Incluso, hoy en día los proyectos de esta índole deben lograr las autorizaciones pertinentes como si fueran un proyecto de generación, es decir mediante los permisos de generación de generación de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el de interconexión del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Sin embargo, recientemente se modificaron las disposiciones de permisos de la CRE y desde hace tiempo que hay demoras o rechazos a varios proyectos que involucran a las energías limpias y renovables, por lo que desde el sector energético pidieron por un mecanismo al detalle sobre el storage en el país. 

“Es cierto que tenemos cierto marco que dice cómo se deben tratar este tipo de sistemas, pero hace falta más regulación detallada que establezca cómo se remunera, qué cosas están permitidas y cuáles no, incluso pudiendo llegar a la descripción específica de ciertos servicios conexos”, manifestó Héctor Beltrán, consultor experto en energía y ex integrante de la Comisión Reguladora de Energía. 

“La industria necesita certeza sobre lo que pasará. El gobierno debe abonar la certeza y dar visión del horizonte hacia el que se va”, agregó durante el foro “Almacenamiento como detonador de la transición energética”, teniendo en cuenta que la administración actual prevé la reforma de la ley minera para la explotación del litio, lo que podría modificar el panorama de las baterías en el futuro.  

Asimismo, el especialista mencionó que el reto será tratar de seguir el paso de la industria de esta tecnología, que cada día gana más impulso en el sector eléctrico mexicano por las necesidades de transición energética. 

“Y para lograr tener un sistema de almacenamiento de manera exitosa se necesita la persona que extraiga el litio, sino también quien la venda, instale y opere. Es fundamental el papel de los integradores o buscar alianzas de las empresas con la industria de la energía renovable”, sostuvo Beltrán.

¿Por qué tanta importancia? Según explicó el ex integrante de la CRE, el storage permitirá mejorar el sistema eléctrico “que va encaminado hacia la sustentabilidad”, siendo una pieza “importante” de la misma. “Y allí cabe la integración de grandes bloques de energía provenientes de las fuentes renovables, que son variables”, amplió. 

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Inproca avanza en un nuevo proceso de acreditación en su laboratorio de análisis de aceites para transformadores

Los transformadores de potencia representan un elemento muy importante al cual prestar atención en las instalaciones renovables. El aceite dieléctrico que estos utilizan como fluido aislante puede analizarse para controlar su condición, prevenir un mal rendimiento y garantizar una mayor confiabilidad.

De allí que, empresas dedicadas al diagnóstico y mantenimiento de este tipo de equipos eléctricos tienen un papel central para el correcto funcionamiento de estos elementos constitutivos de generadoras renovables.

Tal es el caso de Inproca, que desde hace más de 18 años trabaja en mejoras para incrementar la confiabilidad de los sistemas eléctricos de modo que se logren suministros de forma continua y eficiente. Su aporte a la industria no es menor y tiene una oferta que lo hace sobresalir frente a otros proveedores del mercado.

En el caso de República Dominicana, es la única empresa con un laboratorio de análisis de aceite dieléctrico dedicado a transformadores de potencia que podemos encontrar en distintas aplicaciones del sector eléctrico.

«El laboratorio viene a cubrir un rol muy importante porque al igual que la sangre en el cuerpo humano se la puede analizar para conocer cualquier condición para garantizar la vida útil del transformador que, implícitamente, garantiza la confiabilidad de toda la instalación», indicó Lenin Diaz, gerente general de Inproca.

Durante una entrevista a Latam Future Energy, adelantó que se encuentran en proceso de acreditación bajo la ISO17025 que como ventajas, ofrece a los clientes garantías de que las mediciones están controlados en términos de exactitud y repetitividad.

Ahora bien, continuando su oferta vinculada a transformadores, también precisó que la empresa trabajaría no sólo los análisis y pruebas eléctricas sino también su ensamble, llenado y tratamiento para ponerlo en marcha. Y aquello no sería todo.

Además, Lenin Diaz se refirió al amplio portafolio de Inproca disponible para la región y que abarca todas las etapas de proyectos renovables. Entre ellos, destacó la implementación de las mejores practicas en la puesta en marcha de nuevos proyectos, como ser servicios de diagnostico, comisionamiento, ensayos eléctricos e inspecciones.

Por otro lado, entre su oferta variada también incluyen cursos de formación profesional en temas específicos que tienen el respaldo de la gran trayectoria y experiencia técnica de sus profesionales.

Este y otros servicios pueden consultarse en su página web oficial: https://www.inproca.com.do/

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Masificación de vehículos eléctricos en Colombia: ¿Vía importación o producción local?

“Hay una ventana de oportunidad para establecer un jugador nacional que aproveche la venta de mercado generada por la falta de oferta especifica y la demanda internacional creciente. Una oferta enfocada en el mercado local con modelos eficientes y ágil micro fabricación sería la única opción local. Alguna de estas iniciativas se ven hoy en emergentes marcas como Arrival y Aptera Motors”.

Con estas palabras, Jorge Barrera, Gerente de Multiplo Colombia y Director Tecnico de Seer Holding (desarrollo experimental de un prototipo de vehículo eléctrico del departamento del Valle del Cauca), finaliza su ensayo que acaba de publicar (ver), el cual compartió a Energía Estratégica.

Para el emprendedor, este es uno de los tres escenarios que existen para la masificación del vehículo eléctrico personal/familiar en Colombia, y corresponde al “vehículo de mediano costo de producción local”

Se trata de “una solución que cueste entre los 100 y 200 millones de pesos debe contar con un rango por encima de los 200 km y hasta 400 km de autonomía. Alcanzar este reto tiene que ver más con costos que desempeño, un buen diseño enfocado en la eficiencia lo puede lograr. En competencias de eficiencia hoy se alcanzan los 300 km con la batería disponible en un modelo de ese precio”.

“Mercedes-Benz acaba de anunciar un prototipo enfocado en diseño eficiente que logró los 1000km de rango en un recorrido real desde Sindelfingen Alemania hasta la Cote d’Azur en una carga. El reto para esta opción es lograr costos bajos a baja escala de producción en corto tiempo. Y no es el único inconveniente, hay retos regulatorios y de percepción de marca”, advierte Barrera.

Para el especialista, existen otros dos escenarios pero que tiene que ver con la importación de rodados, uno de “alto costo” y otro de “bajo costo”.

Respecto al primero, indica que Tesla es la única marca de alto costo con suficiente desempeño para justificar su adquisición. Sin embargo cuenta que las unidades son de apenas 36 contadas a marzo 2022 en Colombia, según la base de datos de Andemos.

“Tesla tiene retos para establecerse como una solución que mueva a Colombia hacia la movilidad cero emisiones. Primero, no tiene representación directa en el país. Aunque los dueños de vehículos Tesla no ven esto como un gran inconveniente y hay forma de remotamente trabajar con la marca y atender los vehículos, esto si representa una distracción para el grueso del público”, indica.

Y agrega: “También afecta la demanda creciente que afecta los tiempos de entrega y precios. El modelo económico Modelo Y está llegando a demorar un año para entrega. En lo corrido del 2022 la oferta de Tesla también ha aumentado de precio, tanto en los vehículos como en el piloto automático. En promedio un +14% entre febrero de 2021 y 2022, y un 4% desde principios del año”.

Aunque señala que “no todo son malas noticias para Tesla en Colombia. Aunque no vemos presencia de la marca en el corto o mediano plazo”.

“La noticia de duplicar la planta de China tiene como objeto aumentar la oferta del mercado internacional. Y en su alianza con CATL los modelos Tesla con su batería de LFP serán más económicos con una pequeña baja en desempeño (~15 km menos de rango) que no creemos sea un gran inconveniente”, resalta.

Respecto al escenario de bajo costo, asegura que “de la lista de vehículos que se ofrecen, Changan parece cumplir los requisitos en el rango de precio bajo, por debajo de los 70 millones y asumiendo que cumpla con los desempeños y calidad estipulados”.

“Su desempeño en ventas no es bueno, a una fracción de las ventas de BYD. Pero a corto plazo con un énfasis en mercadeo y comercialización. Changan u otras marcas chinas con productos en este rango pueden tener un impacto importante”, observa Barrera.

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Análisis cuatrimestral. Las renovables se disparan en Iberia, precios siguen altos y el tope al gas no llega

En España la producción fotovoltaica se incrementó en un 33%, mientras que Portugal fue quién registró el mayor porcentaje positivo con un 74%. Con lo cual el conjunto de la península ibérica experimentó un aumento del 36%, destacó el último reporte de Aleasoft Energy Forecasting, publicado el día de ayer.

El relevamiento expresa datos del primer cuatrimestre de este año, respecto al mismo período del 2021. Y allí se indica que, en ese período, se instalaron en España 661 MW de capacidad solar fotovoltaica, alcanzando un total 15.549 MW.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Por su parte, el reporte de Alesoft destaca también el crecimiento de la eólica en los principales mercados europeos durante el primer cuatrimestre. No obstante, en España la producción cayó un 5%, a pesar de su aumento en capacidad instalada, que fue de 223 MW.

Fuente: Elaborado por AleaSoft Energy Forecasting con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Si bien este crecimiento de las energías renovables tiende a provocar un descenso del pool eléctrico, el documento advierte un sobresalto en los precios respecto al año pasado por los fuertes aumentos del gas.

El Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) fue el que sufrió uno de los mayores incrementos de Europa occidental, alcanzando un 338%.

Cabe recordar que, como paliativos a estos aumentos, los Gobiernos de España y Portugal acordaron con la Comisión Europea incorporar un tope para el precio del gas. Este en un comienzo será de 40 euros por MWh, subiendo hasta 50 euros en el trascurso de 12 meses.

La medida se iba a aplicar apenas comenzado este mes, pero ayer la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, advirtió que su funcionamiento podría aplicarse recién la semana que viene.

“Estamos ultimando detalles, no es fácil que nos dé tiempo a hacerlo mañana, pero estamos acabando de pulir los detalles de la propuesta definitiva”, aseguró la funcionaria.

En diálogo con Energía Estratégica, el consultor independiente sobre gestión de energías y PPA´s, Francisco Del Río Pablo, señaló, a raíz de este escenario, que los procesos de negociación bilateral y las negociaciones de coberturas están “congeladas”, a la espera de determinaciones.

“Esto está afectando a traders, comercializadores, productores renovables que ya tienen activos en operación comercial y, sobre todo, a las tecnologías inframarginales que no reciban subsidios, como lo hará el gas, y que se vea con una baja en los precios”, comentó el especialista.

No obstante a ello, Del Río de Pablo aseguró que el interés por las renovables no están afectadas por este panorama: “En cuanto a fondos de inversión que están desarrollando o están comprando activos en la península ibérica, sigue habiendo bastante interés y procesos de compra y venta”.

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Guzmán analizó “agenda energética” junto a directivos de YPF

.El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro en el Palacio de Hacienda con representantes y staff de la compañía YPF, con quienes dialogó sobre “los planes de la empresa y la agenda energética del gobierno nacional, entre los cuales se destacaron el desarrollo de infraestructura y las oportunidades que ofrece el país para producir GNL”, describió sin mayores detalles un comunicado ministerial.

“Guzmán destacó, junto al Presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, la importancia de fomentar el desarrollo de la infraestructura para apuntalar la producción del sector energético”, agregó el comunicado, (sería en referencia al tendido de gasoductos y oleoductos para aumentar la capacidad de transporte de ambos hidrocarburos hasta los centros de consumo interno y también con vistas a la exportación).

Además, se puntualizó que en la reunión “se analizó la posibilidad de ampliar o extender el Plan Gas Ar a efectos de garantizar volúmenes adicionales de producción al momento en que estén finalizadas las obras del gasoducto Néstor Kirchner”, tema que fue anticipado la semana pasada por el Secretario de Energía, Darío Martínez, quien no estuvo en la reunión.

La primera etapa de construcción de este ducto troncal (Tratayén-Salliqueló) implica unos 600 kilómetros de extensión y su financiamiento corre por cuenta del Estado nacional (unos US$ 1.500 millones).

Se licitó la provisión de caños (adjudicada a SIAT -Tenaris-) y Economía ya liberó partidas específicas. También están activadas otras licitaciones para la provisión de otros materiales y equipamiento.

Mientras, se apura la licitación por parte de IEASA (ex Enarsa) para las obras de tendido (Techint, y Pampa Energía a través de SACDE están interesadas). Se estima que los trabajos se iniciarán en agosto-setiembre, aunque el gobierno pretende tener operativo el ducto en el invierno 2023.

Resta además contar con el financiamiento para licitar la segunda etapa del gasoducto PNK, diseñado para llevar el gas de Vaca Muerta hasta el sur de Santa Fe, para allí conectar con el GNEA, lo cual posibilitaría exportar gas natural a Brasil.

Asimismo, se indicó que “Guzmán y los representantes de YPF evaluaron los planes del Gobierno nacional para impulsar la producción de GNL en el país, y se trabajó sobre las perspectivas del aumento de producción de fertilizantes en la Argentina”.

Se trata de productos muy demandados a nivel internacional como consecuencia de su menor disponibilidad en el contexto de la guerra entre Rusia y Ucrania (con  las sanciones a Rusia promovidas por OTAN-EE.UU).

La semana pasada el ministro afirmó en ámbitos empresarios locales que el gobierno nacional está decidido a impulsar iniciativas de inversión privada en proyectos de producción de GNL.

Al regreso de viajes a los Estados Unidos y luego de participar en reuniones del G-20, Guzmán habló de posibles inversiones por hasta 10 mil millones de dólares en cuatro o cinco años para producir y exportar GNL por valores en torno a los 15 mil millones de dólares hacia 2027. Si bien no hay precisiones, trascendió que están en consideración propuestas con participación de YPF, PAE, TGS, Wintershall, entre otras importantes operadoras.

Participaron también en el encuentro el secretario de Política Económica, Fernando Morra; de Legal y Administrativa, Rita Tanuz; el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio; y la subsecretaría de Hidrocarburos, Maggie Luz Videla Oporto.

Estuvieron además el director de YPF en representación del Estado Nacional, Demian Panigo; el Director del Banco Central, Guillermo Hang; el Vicepresidente de Gas y Energía de YPF, Santiago Martínez Tanoira; el Vicepresidente de Downstream, Mauricio Martín; y el CFO de la compañía Alejandro Daniel Lew.

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Nuevas autoridades en la CEA. Bernardo Andrews Presidente

. La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Bernardo Andrews como el nuevo presidente.

En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2022-2023, el actual CEO de Genneia fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la Vicepresidencia René Vaca Guzmán, asesor de presidencia en PCR y anterior presidente de la Cámara.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2021.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Gastón Guarino, Miembro del
Directorio de GRI Calviño Towers Argentina S.A, como Secretario y a Sebastián Roberto
Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

Bernardo Andrews expresó “Es un orgullo para mí asumir la presidencia de la Cámara Eólica Argentina. Me siento honrado de estar acompañado de un gran equipo de
profesionales en la Comisión Directiva de la Cámara con los cuales compartimos el objetivo común de concientizar sobre el cambio climático y la transición energética en todos los ámbitos; así como también estimular las oportunidades de crecimiento económico del sector de la energía eólica en relación con el incremento de la capacidad de generación de nuestro país”.

La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

esidente: Bernardo Andrews (Genneia)
Vicepresidente: René Vaca Guzmán (PCR)
Secretario: Gastón Guarino (Gri Calviño Towers)
Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)
Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Andrés Gismondi (Vestas); Rodolfo Heriberto
Freyre (PAE); Diego López Cuneo (Hychico); Rubén López (Central Puerto); Iván Duronto (AES).

Vocales Suplentes: Gustavo Castagnino (Genneia); Florencia Fridman (PCR); Antonio Barbosa (Gri Calviño Towers); Antelo Ángel (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Favio Jeambeaut (PAE); Pilar Delgado (Hychico); Laura Fuentes (Central Puerto); María Florencia Frega Ferrare (AES).

Revisor de Cuentas Titular: Pablo Jauck (Siemens) Revisor de Cuentas Suplente: Mehdi Hadbi (Siemens) Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) es una asociación civil que nace con el fin de favorecer
el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica.

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Nuevas autoridades en la CEA

La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Bernardo Andrews como el nuevo presidente. En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2022-2023, el actual CEO de Genneia fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la Vicepresidencia René Vaca Guzmán, asesor de presidencia en PCR y anterior presidente de la Cámara.
La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2021.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Gastón Guarino, Miembro del Directorio de GRI Calviño Towers Argentina S.A, como Secretario y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero

El nuevo Presidente, Bernardo Andrews expresó “Es un orgullo para mí asumir la presidencia de la Cámara Eólica Argentina. Me siento honrado de estar acompañado de un gran equipo de profesionales en la Comisión Directiva de la Cámara con los cuales compartimos el objetivo común de concientizar sobre el cambio climático y la transición energética en todos los ámbitos; así como también estimular las oportunidades de crecimiento económico del sector de la energía eólica en relación con el incremento de la capacidad de generación de nuestro país”.

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la elección de autoridades. De este modo, La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

Presidente: Bernardo Andrews (Genneia)
Vicepresidente: René Vaca Guzmán (PCR)
Secretario: Gastón Guarino (Gri Calviño Towers)
Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)
Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Andrés Gismondi (Vestas); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Diego López Cuneo (Hychico); Rubén López (Central Puerto); Iván Duronto (AES)
Vocales Suplentes: Gustavo Castagnino (Genneia); Florencia Fridman (PCR); Antonio Barbosa (Gri Calviño Towers); Antelo Ángel (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Favio Jeambeaut (PAE); Pilar Delgado (Hychico); Laura Fuentes (Central Puerto); María Florencia Frega Ferrare (AES)
Revisor de Cuentas Titular: Pablo Jauck (Siemens)
Revisor de Cuentas Suplente: Mehdi Hadbi (Siemens)
Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

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CECHA calculó que las estaciones de servicio perdieron el equivalente a 5,5 meses de facturación

En los últimos cuatro años, las estaciones de servicio de todo el país perdieron el equivalente a 5.5 meses de facturación, indicó el último informe de expendio de combustibles elaborado por la cámara de expendedores CECHA, correspondiente a marzo.

“Aunque los números de volumen de venta siguen mostrando leves incrementos mes a mes, no alcanzan para revertir la crítica situación del sector que sobrevive en un contexto de alta inflación, atraso en los precios y paritarias sin techo”, sostuvo la entidad empresaria.

Su presidente, Gabriel Bornoroni, reiteró su advertencia sobre la situación del sector señalando que “desde hace cuatro años estamos operando en modo supervivencia. Primero fue la recesión (2018/19), luego la pandemia y ahora un contexto económico de incertidumbre, marcado por nuevos picos de inflación, el atraso en los precios, la escasez de combustibles y  paritarias que superan la capacidad de pago del sector”.

Desde que comenzó la última recesión en Argentina, a comienzos de 2018, el mercado minorista de combustibles líquidos perdió de manera acumulada ventas por 8.2 millones de m3, lo que representa 5.2 veces el volumen total vendido durante abril de 2018, el mes tomado como referencia.

El atraso de precios de combustibles agravó aún más la situación en un contexto en que el resto de los precios de la economía continúa subiendo. Por ejemplo, mientras el precio de la nafta súper se incrementó 17.5 % desde junio de 2021 hasta marzo de 2022, los precios al consumidor se incrementaron 39.7 %, los precios de alimentos y bebidas se incrementaron 43.8 %, el precio de la leche fresca en sachet se incrementó un 29.1 % y el precio del pan francés se incrementó un 45.4 %, para tomar sólo algunos productos de referencia, todo esto según datos oficiales de INDEC.

Esta evolución de los precios relativos ha provocado un peor desempeño de la facturación total de las estaciones de servicio del país, medidas a precios constantes, es decir, descontando la inflación, que el desempeño de los volúmenes.

Durante marzo de 2022, la facturación total a precios constantes estuvo todavía 7.7 % por debajo del nivel registrado en marzo de 2018, 4 años atrás. En estos 4 años, la pérdida total de facturación equivale a 5.5 meses de facturación, a precios de inicio del periodo, señala el informe.

Según el detalle de expendio elaborado por CECHA, el volumen total de combustibles líquidos vendido en el canal minorista argentino se incrementó durante marzo de 2022 un 5.6 %, con incrementos en 23 de las 24 jurisdicciones provinciales. En comparación con abril de 2018, el total de ventas fue 3.2 % mayor durante marzo último, situación que ocurrió en 12 de las 24 jurisdicciones provinciales, en 5 de las cuales esto se debió exclusivamente al desempeño del gasoil.

“Aunque las estadísticas muestran subas leves en las ventas, no alcanzan para que las estaciones logren una rentabilidad razonable. El punto de equilibrio de una estación de servicio con 2 operarios de playa por turno, 1 cubrefrancos, 1 encargado de turno y 1 empleado administrativo, fue de 305.000 litros, volumen mensual que no alcanza el 52.8 % de las estaciones de servicio del país”, explicó el dirigente.

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Intiman a distribuidoras de gas a presentar un plan de pagos para regularizar una deuda millonaria con el Estado

Directivos de la empresa IEASA (ex Enarsa) se reunieron a fines de la semana pasada con los máximos directivos de las distribuidoras de gas para reclamarles el pago de la deuda de 15.000 millones de pesos que acumularon con la firma estatal. Del encuentro participaron Antonio Pronsato, ex titular del Enargsa y actual asesor de IEASA en temas regulatorios, en tanto que Agustín Gerez, gerente general de la firma, siguió la convocatoria vía streaming.

Las autoridades de la compañía pública de energía dieron un plazo de una semana para que acerquen una propuesta de pagos antes de iniciar acciones judiciales. El interventor del ente regulador, Federico Bernal, no fue parte de la reunión. Habrá que ver si la presión de IEASA surte efecto sobre las empresas privadas. Por lo pronto, EcoGas, el holding local que es propiedad de Guillermo Reca y las familias Escasany y Caputo, entre otros, que controla las distribuidoras Gas del Centro y Cuyana, ya saldó completamente lo que adeudaba, según indicaron a este medio fuentes al tanto de las negociaciones.

Incumplimientos cruzados

Las distribuidoras le compran la mayoría del gas a las productoras petroleras, pero en los picos de consumo IEASA aporta un porcentaje relevante ya que es la encargada de comercializar el gas proveniente de Bolivia y el importado por barco (LNG, por sus siglas en inglés).

Las empresas gasíferas argumentan que los aumentos tarifarios que ha venido autorizando el Estado Nacionalen los últimos tres años son insuficientes para afrontar los costos crecientes y las inversiones que deben afrontar para garantizar la prestación del servicio. A raíz de ello, muchas firmas decidieron dejar de pagarle el gas a IEASA. La especulación es que en el futuro tendrán que sentarse a negociar con el Estado por los sucesivos incumplimientos cruzados y la deuda con IEASA formará parte de ese paquete.

Gas, Flamme, Gasflamme, Erdgas, Energie, Herd, blau, Küche, kochen

En IEASA son conscientes de esa situación, pero presionan para que las compañías más rebeldes empiecen a pagar al menos una parte de su deuda. En la reunión, echaron en cara a los privados que no puede ser que mantengan regularizados sus pagos con las petroleras (YPF, PAE, TotalEnergies, Tecpetrol, Wintershall Dea, Pluspetrol y CGC, entre otras) y solo incumplan con el Estado.

El rojo empresario

La deuda de las distribuidoras suma 14.974 millones de pesos. El mayor deudor es Metrogas, distribuidora propiedad de YPF que a su vez es controlada por el Estado Nacional. La compañía que opera en el Área Metropolitana de Buenos Aires le debe a IEASA 5.269 millones de pesos, monto equivalente al 150% de lo que IEASA le facturó a lo largo del año pasado.

En segundo lugar se ubica Camuzzi Gas del Sur con una deuda de 5258 millones de pesos, aunque en este caso representa solo el 33% de lo que IEASA le facturó en 2021. El rojo acumulado por Metrogas y Camuzzi Gas del Sur equivale al 70% de todo lo que las distribuidoras le deben a IEASA.

El tercer lugar en el ranking de deudores lo ocupa Naturgy con 1742 millones, cifra equivalente al 37% de lo que le facturó IEASA en 2021. Luego sigue Distrigas con 1314 millones (el 160% de lo que le facturó IEASA el año pasado) y Camuzzi Gas Pampeana con 1058 millones, apenas el 21% de lo que le facturó IEASA.

Las cinco distribuidoras mencionadas acumulan el 97,7% de lo que se le debe a IEASA.

Dinámica

El interventor de Enargas, Federico Bernal, no asistió a la reunión, porque IEASA convocó a las distribuidoras en su carácter de deudoras y no de licenciatarias. EconoJournal informó el 21 de abril que Gerez le envió una carta a Bernal, fechada el 30 de marzo, donde deja entrever que las distribuidoras pudieron financiarse incumpliendo los compromisos con IEASA en parte porque el Enargas no realizó de la mejor manera sus tareas de contralor.  

En otras palabras, el ente regulador se preocupó más porque las gasíferas mantengan la cadena de pagos con las petroleras —YPF, PAE, Total, Wintershall Dea y Tecpetrol, entre otras— que por cumplir con las obligaciones con la empresa estatal. Para Gerez, eso es un problema porque las deudas de las distribuidoras con IEASA más que se duplicaron en los últimos 10 meses: pasaron de $ 6.715 millones en junio de 2021 a $14.974 millones al 31 de marzo. De continuar con esa tendencia, el rojo superará los $ 30.000 millones a junio de 2023. En el plano administrativo, la conducción de la empresa estatal tiene la obligación de realizar las acciones para evitar que esa deuda se descontrole.

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Exploración costa afuera: una política para el autoabastecimiento y la soberanía

La producción de hidrocarburos en el mar argentino es una actividad que cuenta con antecedentes en el país, pero aún tiene un enorme potencial por desarrollar. Las tareas de exploración que YPF y otras empresas encabezarán en aguas profundas, a la altura de la provincia de Buenos Aires son el primer paso para que la industria pueda multiplicar en miles de millones de dólares la producción actual de hidrocarburos y sostener el proceso de soberanía energética y económica de la Argentina. Nuestro país cuenta con una de las fronteras exploratorias más extensas del mundo. La exploración de hidrocarburos offshore (costa […]

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Autorizan el primer anticipo económico para que Tenaris comience a fabricar los caños del gasoducto a Vaca Muerta

La estatal IEASA emitió el dictamen de aceptación de la propuesta realizada por Tenaris, que estará a cargo de la fabricación de los caños del gasoducto Néstor Kirchner. La semana que viene se concretaría la transferencia bancaria por hasta un 30% del monto ofertado por la empresa del grupo Techint, que utilizará ese dinero para importar chapa desde Brasil que no se fabrica en el país. La empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA) emitió el dictamen de la Licitación Pública GPNK 01-2022 para la adquisición de la cañería para el gasoducto Néstor Kirchner, una obra clave para ampliar la capacidad […]

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Se reunió la Mesa Regional de Petróleo y Gas convencional

Con sede en la ciudad de Comodoro Rivadavia (Chubut), la cuatripartita incluyó a la Subcomisión de Riesgo Eléctrico. Se presentaron fichas técnicas y se subrayó la importancia de las paradas preventivas por tareas riesgosas. Enmarcada en la XIX Semana de la Salud y la Seguridad en el Trabajo y con siete años de actividad continua, se produjo la reunión mensual de la Mesa Cuatripartita Regional de Petróleo y Gas en la modalidad de extracción convencional, que tiene sede habitual en la ciudad petrolera de Comodoro Rivadavia, en las cercanías del yacimiento de Cerro Dragón. Sesionaron allí la Comisión General y […]

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Alivio: 9 cargamentos de GNL a mejores precios

Argentina compra más GNL en buques para afrontar el invierno, esta vez a mejores precios. Ya son 17 buques en 2022 y es probable que lleguen a 50. El valor del gas cayó a nivel mundial tras el pico del comienzo de la guerra entre Rusia vs. Ucrania, de esta manera el gobierno compró 9 nuevos cargamentos de GNL en buques y pagará cerca de US$ 657 millones, a un precio promedio US$ 29 por millón de BTU, un 27,6% menos que en la anterior licitación, cuando por la carga de 8 buques se pagó en promedio US$ 40 el […]

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El Gobierno impulsará proyectos de producción local de Gas Natural Licuado

El Gobierno nacional impulsa la industria del Gas Natural Licuado (GNL) como proyecto de exportación, a través de una estrategia de articulación con empresas nacionales, extranjeras y países miembros del G20 que permita asegurar una demanda que justifique embarcarse en el desarrollo de la infraestructura vinculada al potencial gasífero de Vaca Muerta. Fuentes oficiales aseguraron que las conversaciones fueron llevadas adelante por el ministro de Economía, Martín Guzmán, durante las últimas semanas, en el marco del encuentro de la Agencia Internacional de Energía (IEA), en París, y reuniones con ministros de distintos países del G20 celebrados en Washington, en medio […]

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Shell adquirirá del grupo Sprng Energy, una de las principales plataformas de energía renovable de la India

Shell Overseas Investment B.V., una subsidiaria de propiedad absoluta de Shell plc (Shell), firmó el jueves pasado un acuerdo con Actis Solenergi Limited (Actis) para adquirir el 100 % de Solenergi Power Private Limited por $1550 millones y, con ello, el grupo de empresas Sprng Energy. Sprng Energy suministra energía solar y eólica a empresas de distribución de electricidad en India. Su cartera consta de 2,9 gigavatios en el pico1 (GWp) de activos (2,1 GWp operativos y 0,8 GWp contratados) con otros 7,5 GWp de proyectos de energía renovable en preparación. “Este acuerdo posiciona a Shell como uno de los […]

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Petróleo offshore: la secretaría de Energía e YPF expusieron en Bahía la secretaría de Energía

Dieron detalles del proyecto que buscan concretar en el Mar Argentino Norte y hablaron de una oportunidad histórica para el país. Aún no hay nada decidido ni se trata de un proceso a corto plazo. Tampoco hasta ahora la Justicia ha dado luz verde ni se sabe efectivamente si en la Cuenca Norte del Mar Argentino hay crudo suficiente como para ser comercializado. Sin embargo, Bahía Blanca ya se prepara para participar de la explotación petrolera offshore. Días atrás estuvieron en el Consorcio de Gestión del Puerto representantes de la secretaría de Energía de la Nación y de YPF brindando […]

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Chevron anuncia los resultados del primer trimestre de 2022

Ganancias reportadas de $6.3 mil millones; ganancias ajustadas de $ 6.5 mil millones Flujo de caja de operaciones de $8.1 mil millones; flujo de efectivo libre de $ 6.1 mil millones Récord de producción no convencional en la Cuenca Pérmica Chevron Corporation (NYSE: CVX) informó el jueves ganancias de $ 6.3 mil millones ($ 3.22 por acción – diluido) para el primer trimestre de 2022, en comparación con $ 1.4 mil millones ($0.72 por acción – diluido) en el primer trimestre de 2021. En el trimestre actual se incluyeron costos de liquidación de pensiones de $66 millones. Los efectos de […]

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Edelap: Continúan los trabajos de mejora en la Subestación City Bell

Como fuera anunciado días atrás, continúan los trabajos de mejora programados en la Subestación City Bell. En dicho contexto, y en coordinación con el Municipio, continuará cerrada al tránsito la calle 465 entre el Camino General Belgrano y Vergara durante los próximos días. Los trabajos pueden requerir de interrupciones puntuales sobre el servicio en el marco de las maniobras que es necesario realizar sobre la red para la configuración de los equipamientos. Las mismas serán informadas mediante notificaciones directas a los usuarios. En caso de considerarlo necesario el personal podría colocar equipos de generación móvil de forma preventiva en algunos […]

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Resultados de la petrolera Eni en el primer trimestre de 2022

El Consejo de Administración de Eni, presidido por Lucia Calvosa, aprobó ayer los resultados consolidados no auditados del primer trimestre de 2022. El CEO de Eni, Claudio Descalzi, dijo: “Este trimestre ha sido uno de los principales desarrollos estratégicos para Eni. Reaccionamos rápidamente a los desafíos actuales del mercado de la energía aprovechando nuestras asociaciones globales upstream y con países productores para encontrar oportunidades de suministro alternativas y adicionales para Europa. Hemos firmado importantes acuerdos en Argelia, Egipto y la República del Congo, mientras que otro se alcanzó en Angola, consolidando nuestras operaciones conjuntas en los países y promoviendo mayores […]

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Subasta incompleta: Comercializadores no firmaron contratos y complican la financiación de generadores

Una vez que finalizó la tercera subasta de energías renovables en Colombia, en octubre del 2021, los comercializadores (que compran la energía) no quedaron del todo satisfechos con los precios obtenidos (ver).

En el primer tramo de la licitación sólo se adjudicaron 2.551,27 MWh/día: el 46,22% de la demanda objetivo (5520 MWh/día). El entrecruzamiento de ofertas se dio entre 9 generadoras y 7 comercializadoras, a un precio promedio de 135,85 pesos por kWh.

Como se trató de un porcentaje bajo de adjudicación, se activó el mecanismo complementario, donde de manera obligatoria se involucraron a 46 comercializadores. Allí fueron seleccionados otros 2.044,4 MWh/día (37,04% de la demanda objetivo), a un valor medio mucho más alto: 180,72 pesos por kWh.

En efecto, el precio promedio de la subasta fue de 155,81 pesos colombianos por kWh (alrededor de 40 dólares por MWh), a firmarse por un período de 15 años. Terminó siendo un precio superior los casi 28 dólares por MWh obtenidos en 2019. Cabe indicar que estos precios no tienen en cuenta el CERE, cargo que engrosa estos números a la hora de ser comercializados.

Se acercaba el 20 de diciembre del 2021, plazo límite para la firma de contratos, pero ciertos comercializadores tenían sus reparos en hacerlo. Entonces el Gobierno decidió postergar la fecha para que las empresas pudieran diseñar alguna estrategia que les permitiera afrontar esos acuerdos de abastecimiento de energía (PPA).

Un reconocido consultor de la industria explica a Energía Estratégica que los más reacios en firmar son los comercializadores del mercado no regulado.

¿Por qué? Los del mercado regulado tienen la capacidad de trasladar los precios (pass through) obtenidos de la subasta directamente a sus clientes, por ser un mercado no competitivo sino más bien cautivo.

En cambio, los del no regulado compiten en tarifa para obtener la mayor cantidad de usuarios posibles. Si los precios son altos pierden competitividad.

Por caso, si a los contratos de 180,72 pesos por kWh (más el CERE) adjudicados en el mecanismo complementario no los pueden vender a sus clientes, se deben exponer a Bolsa, con posibilidades de obtener menores precios por la venta de la energía que ellos compran en la subasta. Por caso, el pasado 27 de abril el valor por kWh en la Bolsa fue de 97,59 pesos. En ese caso estarían perdiendo.

La renuencia de los comercializadores continuaba. En total se postergó tres veces la fecha límite para la firma de contratos de la subasta, la última (y definitiva) se había fijado para el pasado 26 de abril.

Esta vez, el Gobierno se ilusionó ante una nueva posibilidad: Se abrieron negociaciones para que comercializadores del mercado no regulado cedan sus contratos a comercializadores públicos nacionales del mercado regulado, como el Meta o Cauca, pero no se llegó a un acuerdo, cuenta una fuente al tanto de esta información a este medio.

En conclusión, según pudo saber Energía Estratégica, cerca del 21% de la energía adjudicada en el mecanismo complementario, es decir, unos 430 MWh/día están comprometidos en la subasta.

Por un lado, algunos comercializadores decidieron directamente no firmar. Otros aseguran que fueron obligados a rubricar, haciéndolo “bajo protesta”, por lo que planean iniciar una demanda contra el Gobierno para que los contratos queden sin efecto.

En ambos casos, estas empresas deberían enfrentar penalidades por no suscribir sus respectivos acuerdos de compra de energía (PPA). Pero una fuente sostiene que las empresas podrán eludir las multas: “Para los comercializadores del mercado no regulado va a ser muy fácil demostrar que los están obligando a firmar algo que los perjudica, sobre todo por cómo es el marco normativo colombiano”.

La misma fuente advierte que estos contratos, a 15 años e indexados al IPP, hará “perder dinero -a estas empresas- y, en algunos casos, hasta podrían llevarlos a la quiebra”.

Generadores apuntan contra Isagen

En tanto, los generadores ven con mucha preocupación y enojo esta situación. En diálogo con Energía Estratégica, uno de ellos cargó contra la comercializadora de energía de Isagen, asegurando que el 17,6% de la energía que no se firmó en el mecanismo complementario le corresponde a ella. El 3% restante estaría en manos de comercializadores más chicos, como Italener, Franca Energía, CEMEX Energy, MESSER Energy Services, muchos de los que habrían firmado “bajo protesta”.

“Esta empresa (por Isagen) está tomando acciones por fuera del marco normativo, rompiendo con las normas de juego, declarando que el proceso es ilegal, pero no son quiénes para hacerlo. Están lesionando enormemente nuestros proyectos y nuestras inversiones”, manifiesta, con mucha molestia, un representante de una de las empresas generadoras.

La fuente asegura que este casi 21% de energía sin firmar del mecanismo complementario de la subasta obliga a que se reestructuren los emprendimientos (todos solares fotovoltaicos). “Tendremos una mayor exposición a Bolsa para entregar la energía y esto tiene un impacto en la financiación”, se queja.

10% a partir del 2023

Otra amenaza latente para los comercializadores tiene que ver con las sanciones de la Superintendencia de Servicios Públicos para aquellos que no cuenten con contratos de por lo menos 10 años que le permitan cubrir un 10% de su consumo con energías renovables a partir del 2023.

Tales contratos deben estar celebrados a través de “mecanismos competitivos”, es decir, prácticamente por las subastas públicas del Gobierno. Pero comercializadores confiaron a este medio que le es conveniente afrontar esas multas a tener que hacerse cargo de los contratos adjudicados el año pasado.

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CAMMESA reasignó prioridad de despacho del MATER tras la baja de dos proyectos solares

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. confirmó que dos proyectos desestimaron la prioridad de despacho asignada en las últimas dos convocatorias del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Puntualmente, se tratan de los parques solares de la empresa RPG. El primero de ellos es Raigones, adjudicado por el total de los 130 MW solicitados en el llamado del cuarto trimestre del 2021. Mientras que en el caso de la planta fotovoltaica Santa Clara III, de 100 MW, también se dieron de baja todos los megavatios concedidos. 

¿Cuál fue el motivo de la baja? Desde la compañía compartieron un comunicado en el que se detalla que “Raigones estuvo a punto de alcanzar un acuerdo con una gran empresa local de energía eléctrica, el cual finalmente no sucedió”.

“Los recientes problemas en la cadena de suministro global pueden haber influido significativamente en los costos, en la fecha posible de operación comercial y, en consecuencia, haber aumentado el riesgo de la inversión (…) Tanto Raigones como Santa Clara son proyectos con un alto nivel de calidad en cuanto a su desarrollo y estamos seguros de que tarde o temprano encontrarán su oportunidad en el mercado”, agrega el documento al que accedió Energía Estratégica

A raíz de eso, durante un breve período de tiempo hubo 230 MW que quedaron disponibles para el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino, pero rápidamente CAMMESA reasignó más de la mitad de esa prioridad de despacho a tres parques solares de ABO Wind:

Las Lomas por 32,4 MW ubicado en La Rioja
El Manantial (Mendoza) por 15 MW sobre un total solicitado de 16,2 MW
Armonía (Mendoza) sumó otros 5 MW a los 20 MW que ya se le otorgaron en la 4ta convocatoria del año pasado. 

Cabe recordar que los emprendimientos adjudicados deberán efectuar el pago correspondiente (estipulado en la Res. SE 551/21), en concepto de reserva de la prioridad de despacho para dejar firme la asignación. 

Mientras que la capacidad restante quedará vacante para la competencia del próximo trimestre, según le confiaron a este portal de noticias desde CAMMESA, considerando que el límite para la presentación del vigente llamado es el 30 de junio. 

Los proyectos que estén en condición de desempate, deberán presentar la información requerida en la Res. MEyM N° 281/2017 y Res SE N°14/2022 el martes 26 de julio entre las 10 y 12 horas; y la asignación se realizará dos días más tarde, es decir, el 28 de julio. 

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Se dispara el precio del gasoil y refinadoras pierden unos US$ 100 millones por mes para costear la importación del combustible

La volatilidad que se registra en los últimos días en los precios del gasoil en Estados Unidos pone en escena la compleja situación que atraviesan las refinadoras en Argentina para importar el combustible y garantizar el abastecimiento del mercado local. Las cuatro principales empresas del mercado —YPF, Raízen (Shell), Axion Energy y Puma— perdieron en conjunto unos 100 millones de dólares durante abril por importar el producto. El déficit se incrementó el mes pasado por la negativa del gobierno a autorizar un aumento de precios en el surtidor por la preocupación oficial acerca de la escalada inflacionaria.

Fuentes de empresas refinadoras indicaron que hoy están pagando unos US$ 1100 por cada metro cúbico de gasoil importado, mientras que el precio de venta en el mercado minorista es de US$ 600. La diferencia supone para las refinadoras una pérdida en dólares de no menos de 40% por cada metro cúbico de gasoil vendido.

Considerando que el país esta importando unos 200.000 metros cúbicos mensuales del combustible y que la mayor parte se comercializa en el mercado minorista la cuenta estimativa arroja una pérdida que asciende a unos US$ 100 millones por mes.

Cada vez más complejo

Lejos de una normalización, el escenario para importar gasoil luce crecientemente complejo, debido a la fuerte demanda internacional, la caída de los stocks globales y el aumento de los precios.

Los futuros del gasoil o “diesel” escalaron en los últimos días en el mercado estadounidense. Los futuros del ULSD (diésel muy bajo en azufre) en el NYMEX llegaron a US$ 4,46 por galón, superando el último récord visto días después del comienzo de la invasión rusa en Ucrania. La suba en los futuros contagia ya los precios en los surtidores. El precio promedio nacional del galón de diésel que se vende en el mercado minorista alcanzó este viernes los US$ 5,18, un nuevo récord histórico.

BREAKING: US national average **retail diesel** price hits a **record high** of $5.18 per gallon, according to data from the AAA motoring club.

The retail price spike follows a massive rally in wholesale diesel prices this week on ultra-low inventories #OOTT #DieselSqueeze pic.twitter.com/XqR27V0vHU

— Javier Blas (@JavierBlas) April 29, 2022

La fuerte demanda nacional e internacional del producto no cede y se ve reflejada en la caída de los inventarios, que registran su nivel más bajo desde 2008. El faltante más grande se registra en la costa este de Estados Unidos. Las refinerías en el Golfo de México están produciendo a pleno para atender la fuerte demanda nacional y de Latinoamérica y Europa.

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Expectativas: La tercera subasta de renovables de España se celebraría en septiembre

Energía Estratégica conversó con las principales cámaras empresarias del sector sobre cuándo se retomaría la tercera subasta del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), que tiene por objeto adjudicar un total de 500 MW.

De manera extraoficial, los dirigentes coincidieron en que las condiciones de la licitación deberían publicarse “antes del verano”, para poder “celebrarse en septiembre”, es decir, recibir ofertas.

La industria esperaba que las bases se dieran a conocer el pasado mes de abril, pero una fuente consultada señaló que por cuestiones de prioridad en la agenda el Gobierno la está postergando. Las expectativas ahora recaen sobre mayo.

Cabe recordar que esta tercera subasta, luego de un proceso de consulta realizado en diciembre, se iba a desarrollar el 6 de abril pasado. Pero fue postpuesta a pedido de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) e interesados en la convocatoria, para incorporarle cambios.

La subasta

En la división de los 500 MW a licitar, la solar termoeléctrica será la más favorecida: le corresponderá 200 MW; mientras que 140 MW irán para la solar fotovoltaica distribuida; 140 MW para la biomasa y 20 MW para “otras tecnologías”.

Desde el Gobierno indicaron que, en el caso de que no se adjudique la capacidad en su totalidad, lo que quede como excedente de potencia podrá ser asignado a otras tecnologías.

Es de destacar que el Plan Integral Nacional de Energía y Clima (PNIEC), se propone instalar 60 GW de renovables, para que el 74% de la producción eléctrica del país sea de origen verde. Fue en el marco de esta estrategia que se crearon en el 2020 estas subastas de energía renovable.

En las dos anteriores ediciones de subastas del REER que se han llevado a cabo, en enero y octubre del 2021 se han asignado en total 2.900 MW de tecnología fotovoltaica y 3.250 MW para la eólica.

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Energía dispuso un esquema que completa la provisión de gas a industrias y estaciones de GNC

La Secretaría de Energía instruyó a IEASA (ex-ENARSA) para que provea de gas “al pequeño número de usuarios industriales y estaciones de GNC que aún tenían problemas para cerrar contratos de abastecimiento de gas en el mercado para la temporada Mayo 2022 a Abril 2023”, se indicó.

La UIA informó al respecto a la Secretaría de Energía que solo dieciséis empresas del sector estaban en esa situación.

Por otra parte. las organizaciónes de empresarios del sector expendedor de combustibles estimaron que sólo unas ochenta y tres tenían inconvenientes, de las mil cien Estaciones de Servicio de GNC existentes en el país.

El Secretario de Energía Darío Martínez expresó que “la robustez del sistema por la mayor producción general de gas nacional, y el volumen acordado de inyección desde Bolivia, hacen que no exista mayor inconveniente, y con esta instrucción a ENARSA, se pueda resolver una situación que siempre tuvo pequeñas dimensiones.”

Con el 97 % del sector ya contractualizado con sus habituales proveedores, ya sean estas productoras directamente o comercializadoras, el Gobierno Nacional utilizó a la estatal ENARSA para resolver la situación y abastecer de gas al grupo de empresas con problemas de abastecimiento.

“La mayoría de ellas por estar localizadas en zonas próximas a cuencas en declino, por esperar cerrar sus contratos a último momento, por descalce entre la mayor producción y oferta de gas y la mayor demanda, por cambio de cuenca de origen en la contractualización de las distribuidoras, o por otras razones, no tenían contratado aún sus compras del fluido”, explicó Energía.

No obstante existan algunos casos muy puntuales en otras localizaciones, esta problemática se concentra en la región servida por la Cuenca Noroeste que mantiene su merma de producción.

Martínez manifestó que “la intención es auxiliar transitoriamente a estas empresas con gas para su continuidad productiva, pero guiándolos nuevamente hacia proveerse de gas y contractualizarse con productoras y comercializadores en el mercado”.

Las empresas industriales interesadas podrán contratar directamente con ENARSA o a través de las comercializadoras, a un precio de US$ 6.05 el MMbtu para operaciones interrumpibles, y un precio 20 % mas elevado para contratos en firme.

La intermediación de las comercializadoras no podrá elevar estos precios en más del 6 %, nunca imputable a ENARSA.

El precio determinado para estas operaciones de ENARSA con la industria, es superior al promedio ponderado del gas del sistema que tiene origen en financiamiento estatal.

Por su parte, la Estaciones de GNC lo harán a través de las respectivas distribuidoras a un precio variable, siempre 5 % más elevado que el que YPF cobra a las estaciones que abastece.

La instrucción abarca el periodo desde 1 de Mayo al 30 de Septiembre de 2022.

Si bien esta prevista la posibilidad de prorroga, la misma implica un incremento de los precios en 7.5% bimestral, se indicó.