Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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Schiaretti y Perotti llamaron a licitación para iniciar el Acueducto Interprovincial

Este tramo conectará la ciudad de Coronda (Santa Fe) con la de San Francisco (Córdoba) para abastecer de agua potable a unos 410 mil habitantes. Además, los mandatarios firmaron convenios de energía, gas y biocombustible para el fortalecimiento regional. Los gobernadores de Córdoba, Juan Schiaretti, y de Santa Fe, Omar Perotti, suscribieron este jueves la resolución para el llamado a licitación del Bloque A de la primera etapa del Acueducto Interprovincial que permitirá transportar agua del río Paraná a Córdoba. Cabe destacar que por la magnitud de la obra se llevará adelante en ocho bloques de financiamiento, contemplando dos etapas. […]

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Naturgy impulsa la innovación sostenible de proyectos de start-ups que generen un cambio estructural en el sistema energético

Profesionales de la compañía se convertirán, durante 6 meses, en mentores de emprendedores con proyectos relacionados con el consumo responsable, los gases renovables, la movilidad sostenible y la economía circular. Este programa de incubación de empresas, con el nombre de ‘Connecting Energy’, celebra su segunda edición tras un éxito notable el pasado año. Naturgy ha puesto en marcha la segunda edición de su programa de incubación de empresas, ‘Connecting Energy’, para impulsar el emprendimiento en el sector energético con foco en la innovación sostenible. Con esta iniciativa, Naturgy apoyará a emprendedores que quieran poner en marcha proyectos que generen un […]

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Claudio Bulacio de ADEERA: “Pasaremos de ser distribuidores a administradores de energía”

La generación distribuida en Argentina, bajo la Ley N° 27424, ya cuenta con 16.270 kW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional en exactamente 959 usuarios – generadores, lo que significa un incremento de casi el 80% de la capacidad operativa en lo que va del 2022. 

Bajo ese contexto, Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) conversó con Energía Estratégica acerca de la función que tendrán en el futuro del sistema eléctrico del país. 

“Ya analizamos hacia dónde irá el negocio de la distribución. El usuario determinará cuándo toma energía o la cede a la red, entonces desde ADEERA pensamos que pasaremos de ser distribuidores a administradores de energía”, aseguró. 

“Años atrás la energía fluía en un sólo sentido, de la generación-transmisión-distribución a los consumidores, quienes eran pasivos y las decisiones se tomaban centralizadamente. Pero ahora estamos en un proceso de transformación con la digitalización, la descentralización y la descarbonización donde entendemos que tenemos un rol clave porque las redes de distribución tendrán que operarse de una manera distinta”, agregó. 

Y continuó: “Es decir que ahora la energía también invierte su sentido, entonces pasamos de una red donde los clientes sólo eran consumidores, a una donde se establecen nuevas relaciones y servicios con los llamados prosumidores o usuarios – generadores”. 

Si bien el hecho de que la sociedad tenga su propio set de paneles fotovoltaicos (con o sin almacenamiento de energía) pareciera ser una “competencia” para el esquema tradicional, eso no quiere decir que las distribuidoras del país dejarán de ser protagonistas del mercado, ya que, bajo la mirada del especialista, las redes siempre serán necesarias para viabilizar los nuevos negocios que surjan producto de la incorporación de la tecnología. 

Pero para ello, Bulacio remarcó que resulta “clave” la transformación del parque de medidores tradicionales por aquellos medidores inteligentes junto a sistemas de comunicación, transmisión y análisis de datos. 

“En Argentina hay aproximadamente quince millones de medidores y probablemente pueda ser factible el recambio en un lapso de diez años, por ejemplo, sin descuidar el servicio actual”, sostuvo el gerente de ADEERA, que engloba a cincuenta entidades del país. 

Y cabe recordar quem, hoy en día hay 210 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas en el Régimen de Generación Distribuida, mientras que 14 provincias están adheridas a los beneficios promocionales previstos por la Ley, 

¿Qué otras oportunidades se presentan?

La Secretaría de Energía habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante la Resolución 370/22, publicada en mayo. 

Hecho que no fue pasado por alto desde ADEERA, ya que Claudio Bulacio reconoció que están explorando oportunidades, pero no sin antes plantear algunos ajustes regulatorios y esclarecer ciertas cuestiones debido a que “cada asociada tiene una visión en base a su realidad local de cada jurisdicción y provincia”. 

Si bien el especialista no brindó detalles de las propuestas, sí vaticinó que “el futuro es eléctrico, por lo que las distribuidoras participarán de todo lo que tenga que ver con la descarbonización, la descentralización y la digitalización”. 

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AES firmó un precontrato para producir hidrógeno verde en Brasil

AES Brasil se convirtió en la segunda empresa en firmar un precontrato para instalar una planta de hidrógeno verde en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém (CIPP SA) del estado de Ceará, al noreste del país. 

Dicho acuerdo prevé la realización de estudios de factibilidad técnica y comercial para la construcción de una fábrica de hasta 2 GW de capacidad de H2V y hasta 800.0000 toneladas de amoníaco verde por año. 

La producción de la multinacional se almacenará en tanques del complejo de Pecém, ya que la terminal de Ceará se utilizará para enviar la producción, principalmente, a países europeos.

«El estudio debe durar de 6 a 8 meses. Lo importante es ver las condiciones en Ceará para la producción, y luego dependeremos de las condiciones del mercado, el cual está emergiendo y se está creando la demanda”, explicó Italo Freitas, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES, durante un evento. 

Y si bien el especialista reconoció que el valor de la inversión puede variar en términos comerciales, de la demanda y de la tecnología, estimó que el monto oscilaría entre USD 2.000.000.000 y USD 4.000.000.000

“Brasil tiene todas las condiciones para producir hidrógeno verde de forma pura. Reúne una completa gama de fuentes renovables, como la solar, eólica o hidráulica, lo que es fundamental para producir para el mundo”, manifestó.

“Para ello, es necesario que se concrete una política pública fuerte, que involucre a varios sectores productivos de la economía, con objetivos claros y coordinados”, complementaron desde la compañía que tiene presencia en Brasil desde 1997.  

Más hidrógeno verde en Brasil: una compañía prepara proyectos para la región

De este modo, este precontrato entre AES Brasil y CIPP SA se suma a varias iniciativas la entidad federativa del norte del país, ya que a principios del año pasado se creó un hub de hidrógeno verde y, hasta el momento, se firmaron 22 Memorandos de Entendimiento (MoU), todos con el objetivo de producir y también exportar H2V.

Además, en mayo de este año, el Complejo Industrial y Portuario de Pecém envió una carta a la Comisión Europea en la que el Puerto de Rotterdam, accionista de Complexo do Pecém, firmó un compromiso de suministro de 4,6 millones de toneladas del mencionado vector energético para los países del viejo continente hasta 2030. 

Y cabe recordar que Brasil es uno de los países mejor posicionados de cara a la certificación del hidrógeno verde, debido a que la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica puso en su agenda dicho tema, aunque aún no hay novedades al respecto. 

Así el hub de hidrógeno verde previsto en Ceará

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25 y 26 de octubre: Empresas internacionales desembarcan en Colombia para analizar inversiones

El éxito de Latam Future Energy (LFE) resuena en todo el mundo y nadie quiere perderse el evento clausura de la Gira 2022 de LFE.

Se trata del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” que tendrá lugar en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá este 25 y 26 de octubre.

A este encuentro no sólo asistirán actores de los mercados en la región andina. Referentes empresarios llegarán desde países de otros continentes para participar activamente de la conferencia y networking de alto nivel que ofrece LFE.

Sin lugar a dudas, el hecho de que los sectores público y privado local se den cita en un mismo lugar ha despertado el interés de jugadores internacionales que analizan inversiones en Colombia y resto de la región.

Fabricantes, desarrolladores, epecistas, entidades financieras y más, ya confirmaron como disertantes en los más de diez paneles de debate para el intercambio de posiciones en torno a cómo acelerar una transición energética justa, cómo lograr competitividad tecnológica, qué modelos de negocio y mecanismos de financiamiento explorar, entre otros temas.

VER MAS

Algunos de los ejecutivos que nos acompañarán son de empresas internacionales como AES, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, AtZ Investment Partners, EDP Renovables, ENERCON, First Solar, Growatt, Ingeteam, JA Solar,  Jinko Solar, Marsh, MPC Energy Solutions, Nordex Group, Powertis, Power Electronics, Renovus, Risen, Solines & Asociados, Solis, Soltec y Sungrow.

Ejecutivos de muchos de estas empresas viajarán a Colombia desde Alemania, Argentina, China, Chile, Ecuador, España, Estados Unidos, México y Uruguay.

No se pierda la oportunidad de asistir. Reserve su entrada con descuento hasta el día 15 de octubre.

DESCUENTO

Se espera la confluencia de más de 400 profesionales como audiencia y más de 40 como disertantes. Consulte la agenda para ver el detalle. Entre ellos, destacamos a:

María Nohemi Arboleda – Gerente General – XM
Federico Echavarría – CEO – AES Colombia
Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow
Yeimy Báez – VP de Soluciones de Bajas Emisiones – Ecopetrol
Raúl Morales – CEO – Soltec
Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Ruben Borja – Country Managing Director Colombia – Atlas Renewable Energy
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Albert Sunyer – Managing Director Mexico & Colombia – Nordex Group
Enrique de Ramón – Business Development VP – AES Andes
Felipe de Gamboa – Country Manager Colombia – EDP Renovables
Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus
David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh
Victor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Hector Nuñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics
Felipe Morales – Country Manager Colombia – Risen
Juan Carlos Ruiz – Regional Manager – Powertis
Melisa Pestana – Líder Comunicaciones Internas – Ministerio de Minas y Energía
Juan Camilo Navarrete – Sales Manager Colombia – Jinko Solar
Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam
Javier Jiménez Rico – Director – Global KAM and Latam – Array Technologies
Fabián Hernandez – Project Manager – MPC Energy Solutions
Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest in Latam
Jairo Leal – Gerente Legal y Regulatorio – GreenYellow
Cesar Sáenz – LATAM Utility & ESS Manager – Sungrow
Martha Sandia – Business Development and Strategy Director LATAM – Stork
Camilo Jaramilo – CEO – Hybrytec
Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica
Elie Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar
Miguel Hernandez Borrero – Presidente – ACOSOL
Santiago Solines – Socio & Coordinador del Sector de Energía – Solines & Asociados Abogados (Ecuador)
Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco
Alejandro Villalba – Vicepresidente de Operaciones e Innovación – Promigas
Daniel Arango – Director de Energía y Recursos Naturales – Banca de Inversión Bancolombia
Juan Carlos Badillo – Managing Partner – AtZ Investment Partners
Camilo Neira – Regional Head – UK Export Finance (UKEF- Embajada Británica)
Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia
Nestor Gutierrez – Business development Colombia – MPC Energy Solutions
Louis Klyen – Presidente – Derivex
Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores

ASISTIR

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Netbilling: Agosto marca un record en autoconsumo y el 2022 queda a un paso de hacer historia

En promedio de enero a agosto, se conectaron 447 proyectos de Netbilling por 3.978 kW cada mes, para totalizar 31.826 kW en lo que va del año.

El dato se desprende del último reporte –VER- publicado el día de ayer por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Allí puede identificarse que a lo largo de los 8 meses del año, el volumen de conexiones por mes siempre fue superior a los registrados años atrás.

Fuente: SEC

Este ritmo deja entrever que el 2022 le quitará el record de conexiones al 2021. Promediando, durante el año pasado se conectaron por mes 264 instalaciones por 2.869 kW, para totalizar en los 12 meses 34.428 kW.

En efecto, de continuar la tendencia, si en septiembre se conectaran 3.978 kW (volumen promedio mensual de este 2022), podríamos estar hablando de un nuevo record en Netbilling para Chile.

Fuente: SEC

Más Netbilling

Si bien los números son alentadores, desde la industria solar chilena consideran que debieran promoverse nuevas medidas para incentivar aún más la actividad.

En una entrevista para Energía Estratégica realizada a principio de mes, David Rau, director de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) comentó que hay desafíos por sortear concernientes a una serie de descoordinaciones con las distribuidoras, que tienen que ver con potestades y tramitaciones.

Pero indica que para que haya una mejora real en la actividad del Netbilling y se dé una explosión del mercado, es necesario un cambio a nivel de distribución, con la implementación de la Ley de Recursos Energéticos Distribuidos, pero también la de Calidad de Servicio y Portabilidad Eléctrica. Se trata de tres proyectos que supieron conformar la vieja Ley Larga de Distribución.

“Ahí realmente se podrá llegar a un estándar donde las distribuidoras tengan bien en claro sus responsabilidades, que la SEC también tenga las facultades para apoyar a las distribuidoras; y este es un trabajo largo”, observa Rau.

Entre los aspectos más salientes de los proyectos de Ley, se puede mencionar a la creación de la figura del Comercializador eléctrico y al aumento de capacidad de Netbilling, pasado del máximo actual de 300 kW a 500 kW.

Cabe recordar que la semana pasada, el nuevo ministro de Energía, Diego Pardow, aseguró ante la comisión de Minería y Energía del Senado que la “primera prioridad” del Ministerio de Energía para el cortísimo plazo será apoyar al Proyecto de Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que está en el Congreso.

Pero señaló que se encuentra actualmente en primer trámite constitucional un proyecto con nuevos incentivos a la generación distribuida.

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Bolivia relicita el proyecto geotérmico de 100 MW Laguna Colorada

La ENDE anunció ayer la relicitación del “Estudio de Viabilidad de Mercados, Evaluación de Ingeniería Conceptual y Análisis de Alternativas de Negocio del Proyecto Planta Geotérmica Laguna Colorada 100 MW (DESCARGAR).

“El servicio consiste en analizar la viabilidad económica del proyecto en el marco del contexto actual y futuro del mercado energético nacional e internacional determinando su continuidad o no, así como la validación de la ingeniería conceptual y de los estudios técnicos existentes; comparándolo con otras alternativas tecnológicas renovables no convencionales disponibles en el mercado (eólico, solar, etc.)”, advierte la eléctrica estatal boliviana.

Y agrega que, a partir de ello, se buscará “identificar y evaluar las alternativas de negocio de venta de energía eléctrica al mercado nacional o internacional asegurando participación en el mercado objetivo y retornos de inversión, con beneficio para el Estado boliviano”.

El precio de referencia estimado por ENDE está en los 431.034,48 dólares. La consultora adjudicataria deberá realizar inspecciones en campo para validar los aspectos técnicos que considere “in-situ”, para contar también con información primaria asociada al proyecto.

Cabe recordar que el pasado mes de mayo se había lanzado esta misma licitación. Luego de que se presentaran tres empresas, la ENDE determinó declarar desierta la convocatoria ya que ninguna de las ofertas cumplió con los requisitos de los pliegos de licitación, según información sobre contrataciones.

El cronograma

Según precisa el Documento Base de Contratación del Exterior (DBCE), la fecha límite de presentación de propuestas (fecha límite) es el próximo 10 de octubre, a las 14 horas. Interesados se deberán remitir al correo: adquisiciones.servicios@ende.bo

Durante esa misma cita, 30 minutos después, se darán la apertura de propuestas. Luego, el informe de calificación de comparación de ofertas se publicará el 17 de octubre y se notificará la adjudicación el 21 de ese mismo mes.

La presentación de documentos para suscripción de contrato se llevará a cabo el 4 de noviembre y, finalmente, la suscripción de contrato el 9 de ese mes.

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Hidroeléctricos están expectantes de licitaciones de Panamá para ofertar altos volúmenes de energía

Panamá se prepara para el lanzamiento de las nuevas licitaciones que hará la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA). Según adelantó a Energía Estratégica el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, este mes se anunciaría oficialmente una de corto plazo y otra de largo plazo, para cubrir el suministro entre 2023 a 2025 y entre 2026 a 2040, respectivamente.

Toda la industria eléctrica está expectante al lanzamiento de los Pliegos de Cargos. En el caso de los generadores renovables, referentes eólicos y solares ya realizaron sus consideraciones preliminares (ver detalle).

Por el lado de los hidroeléctricos, este medio se comunicó con Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) para conocer su lectura al respecto.

“Nosotros en CAPAGEH vemos con entusiasmo los anuncios de que prontamente se harán licitación de corto y largo plazo para suplir necesidades de potencia y energía de las distribuidoras”, introdujo Ramiro Troitiño.   

“Esto le ofrece la oportunidad a nuestros agremiados de participar y obtener compromisos de suministro, disminuir nuestra dependencia del volátil Mercado Ocasional, y lograr una sana estabilidad financiera”, precisó.

Ahora bien, según repasó este referente empresario, es importante resaltar que desde el año 2015 no se ha hecho ninguna licitación de largo plazo, las de corto plazo “han sido contadas” e inclusive la última generó más limitaciones que oportunidades para los renovables (ver detalle).

Aún no trascendieron detalles sobre las características de las licitaciones. En el sector eléctrico ya resuenan voces preguntándose si habrá oferente virtual, la metodología para definir el precio de ese oferente virtual, el modelo de evaluación, etc.

¿Qué expectativas tienen los hidroeléctricos? 

“Esperamos que estas licitaciones se hagan por renglones separados para la potencia y para la energía, lo que posibilitaría a las centrales renovables a ofertar mayores volúmenes de energía”.

“Esperamos también que los términos sean flexibles, en el sentido que se permita ofertar a nivel mensual, dado que así podríamos optimizar y complementar la estacionalidad de las centrales hidroeléctricas con las eólicas y solares”, explicó Troitiño.

Y agregó: “Finalmente, esperamos que en estas licitaciones se puedan adjudicar la totalidad de los requerimientos, y no resulten en un fiasco como las dos últimas licitaciones de corto plazo, en las cuales el precio del oferente virtual establecido por la ASEP interfirió en las adjudicaciones de ofertas, resultando en porcentajes de adjudicación muy bajos”.

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El sector de las renovables alcanza los 12,7 millones de empleos a escala mundial

El año pasado, el sector de las energías renovables alcanzó 12,7 millones de empleos, un incremento de 700.000 nuevos puestos de trabajo en un solo año, pese a los efectos persistentes de la pandemia COVID-19 y la creciente crisis energética, según un nuevo informe.

En el documento Energías renovables y empleo: revisión anual de 2022, se identifica el tamaño del mercado nacional como principal factor que influye en la generación de empleo en el sector de las renovables, junto con la mano de obra y otros costos. Se observa que la energía solar es el sector de más rápido crecimiento, el cualgeneró 4,3 millones de empleos en 2021, más de una tercera de la mano de obra actual en las energías renovables en todo el mundo.

El nuevo informe fue presentado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) en colaboración con la Organización Internacional del Trabajo (OIT) en el Foro Mundial de Acción para las Energías Limpias celebrado en Pittsburgh (Estados Unidos).

Dada la creciente preocupacion por el cambio climático, la recuperación de la pandemia COVID-19 y las alteraciones de las cadenas de suministro, crece el interés de los países en la localización de las cadenas de suministro y la creación de empleo en el ámbito nacional. El informe describe cómo los mercados nacionales fuertes son clave para impulsar la industrialización con energías limpias. Y agrega que el desarrollo de capacidades de exportación de tecnologías renovables depende también de ello.

Según Francesco La Camera, Director General de IRENA: «Ante los numerosos retos que se presentan, el sector de las renovables mantiene su resiliencia en el empleo y ha demostrado ser un motor fiable para la creación de puestos de trabajo. Mi consejo a los Gobiernos de todo el mundo es que adopten políticas industriales encaminadas a fomentar la expansión de empleos dignos en el sector de las renovables en el ámbito nacional. El estímulo a la cadena de valor nacional no solo creará oportunidades de negocio y nuevos empleos para las personas y las comunidades locales, sino que refuerza la confiabilidad de la cadena de suministro y contribuye a una mayor seguridad energética en general».

El informe revela que cada vez son más los países que crean empleo en las renovables. Casi dos tercios de todos estos puestos de trabajo se encuentran en Asia. China por sí sola representa el 42 % del total global, seguida de la UE y Brasil con un 10 % cada uno y Estados Unidos y la India con otro 7 % respectivamente.

Según el Director General de la OIT, Guy Ryder: «Al margen de los números, cada vez se pone más el foco en la calidad del empleo y las condiciones de trabajo en las renovables, con el fin de garantizar que el empleo sea digno y productivo. La creciente proporción de empleo femenino indica que con políticas y formación específicas es posible potenciar de manera significativa la participación de la mujer en las profesiones del sector de las renovables, la inclusión y, en última instancia, conseguir una transición justa para todos. Animo a los Gobiernos y a las organizaciones sindicales y patronales a mantener el firme compromiso con la transición energética sostenible, que es indispensable para el futuro del trabajo».

El informe destaca algunos hechos notables a escala regional y nacional. Por ejemplo, que los países del Sureste Asiático se han convertido en importantescentros de fabricación de energía solar fotovoltaica (FV) y productores de biocombustibles. China es el principal fabricante e instalador de paneles solares FV y está generando un creciente número de puestos de trabajo en la energía eólica marítima. La India ha sumado más de 10 gigavatios de solar FV, generando muchos empleos en instalación, pero sigue dependiendo en gran medida de los paneles importados.

Europa representa ahora el 40 % de la producción de la fabricación eólica mundial y es el mayor exportador de equipos eólicos, al tiempo que intenta reconstituir su industria de fabricación solar FV.  El papel de África aún es limitado, pero el informe señala que existen crecientes oportunidades de empleo en las renovables descentralizadas, especialmente en apoyo para el comercio local, la agricultura y otras actividades económicas. 

En América, México es el principal proveedor de palas para turbinas eólicas. Brasil se mantiene como principal empleador en biocombustibles, pero también suma muchos puestos de trabajo en instalaciones eólicas y solares FV. Estados Unidos comienza a construir una base industrial nacional para el emergente sector eólico marítimo.

El informe pone de relieve que la expansión de las energías renovables ha de apoyarse con políticas integrales, que incluyan capacitación de los trabajadores a fin de garantizar un empleo digno, de alta calidad, bien remunerado y diverso, con el fin de lograr una transición justa.

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Amazon desembarca en Sudamérica con su primer parque solar en Brasil

Una vez que esté operando plenamente, la cartera global de energías renovables de Amazon generará 50.000 gigavatios hora (GWh) de energía limpia, lo que equivale a la cantidad de electricidad necesaria para abastecer a 4,6 millones de hogares estadounidenses cada año.

«Estamos trayendo nuevos proyectos eólicos y solares en línea para alimentar nuestras oficinas, centros de cumplimiento, centros de datos y tiendas, que en conjunto sirven a millones de clientes a nivel mundial. Estamos buscando alcanzar el 100% de energía renovable en todo nuestro negocio para 2025″, explica Adam Selipsky, CEO de Amazon Web Services.

“En todo el mundo, los países están buscando acelerar la transición a una economía de energía limpia. Las inversiones continuas como la nuestra pueden ayudar a agilizar este proceso mientras trabajamos en conjunto para mitigar los impactos del cambio climático”.

Como mayor comprador corporativo de energía renovable a nivel mundial, Amazon cuenta ahora con un total de 379 proyectos de energía renovable en 21 países, incluidos 154 parques eólicos y solares y 225 proyectos solares en tejados.

Lo anterior representa 18,5 GW de capacidad de energía renovable. A finales de 2021, la empresa habrá alcanzado el 85% de esta energía a nivel operativo.

Amazon sigue habilitando con éxito proyectos en redes eléctricas de todo el mundo, entre otros:

En la región de Asia-Pacífico, Amazon anunció los tres primeros proyectos a gran escala de la compañía en la India, los cuales consisten en campos solares en Rajastán, que representan 420 megavatios (MW) de capacidad de energía limpia.

Amazon está creciendo rápidamente en la India, y estas primeras inversiones desempeñan un papel fundamental en la reducción de sus emisiones de carbono en el país. En la región de Asia-Pacífico, la empresa cuenta ahora con un total de 57 proyectos de energías renovables.
En Europa, Amazon cuenta ya con 117 proyectos de energías renovables. La compañía anunció sus primeros proyectos solares en tejados en Francia y Austria, y su primer parque solar en Polonia.

La inversión de Amazon en su primer proyecto a escala comercial en Polonia es uno de los mayores acuerdos de energía solar corporativa anunciados hasta la fecha en el país. Con este compromiso, Amazon contribuye directamente al objetivo del gobierno polaco de aumentar la energía renovable en su red.

El apoyo empresarial a nuevos proyectos de energía renovable como el de Amazon permiten ampliar el mercado a nuevos parques eólicos y solares, y acelera la descarbonización de la red.

En Norteamérica, Amazon está añadiendo 1 GW de capacidad de energía limpia en el sureste de Estados Unidos, incluidos los dos primeros proyectos de energía renovable de la empresa en Luisiana.

La compañía cuenta ahora con un total de 202 proyectos en toda Norteamérica.

En Sudamérica, Amazon anunció su primer proyecto de energía renovable, el cual consiste en un parque solar de 122 MW en Brasil. Además de proporcionar energía renovable a las operaciones de Amazon en la región, este proyecto también proporcionará beneficios económicos a la economía local y a su biodiversidad.

El proyecto incluye una inversión de 380.000 dólares (2 millones de reales) en programas medioambientales durante la construcción para proteger y promover la biodiversidad. Se calcula que el proyecto creará 850 puestos de trabajo durante la fase de construcción, y otros 30 puestos permanentes una vez que el proyecto entre en funcionamiento.

Para ayudar a ampliar los beneficios de las inversiones en el sector de las energías renovables a medida que este siga creciendo, Amazon también está trabajando a través de la iniciativa «Más allá del megavatio» del Clean Energy Buyers Institute (CEBI) para garantizar que el sector está maximizando el impacto económico, medioambiental y social de la adquisición de energía.

«Como líder clave en la comunidad CEBA, Amazon sigue demostrando que cuando se compromete con una visión, impulsa un ritmo y una escala que es un nuevo listón a seguir«, señala Miranda Ballentine, directora general de la Asociación de Compradores de Energía Limpia (CEBA) y del Instituto de Compradores de Energía Limpia (CEBI).

«Amazon también sigue siendo un líder no solo en el despliegue de las herramientas de adquisición de energía limpia, sino también en el liderazgo de su comunidad de compañeros y socios en el desarrollo de estas soluciones para el mañana. Ya sea centrándose en asegurar que las energías renovables tengan cadenas de suministro sostenibles o ampliando su impacto, a través de herramientas de adquisición de próxima generación.»

«Con los proyectos solares anunciados en Polonia y Francia, Amazon ha dado pasos cruciales hacia su compromiso de cero emisiones, a la vez que apoya los propios objetivos climáticos de Europa», expresa Walburga Hemetsberger, CEO de SolarPower Europe, socio fundador de la Plataforma RE-Source.

«A medida que en Europa se disparan los precios de la energía, los acuerdos de energía solar y renovable reforzarán la resistencia estratégica de Amazon; esperamos ver a más empresas siguiendo el ejemplo de Amazon».

Amazon co-fundó The Climate Pledge en 2019, comprometiéndose a alcanzar el carbono neto cero para 2040, diez años antes del Acuerdo de París.

El Compromiso cuenta ahora con más de 375 firmantes, entre ellos Best Buy, IBM, Microsoft, PepsiCo, Siemens, Unilever, Verizon y Visa. Amazon también ha encargado 100.000 vehículos eléctricos y ha empezado a desplegarlos por todo Estados Unidos.

La empresa también está invirtiendo 2.000 millones de dólares en el desarrollo de servicios y soluciones de descarbonización a través de The Climate Pledge Fund.

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Qué dijo New American Oil acerca del siniestro en su refinería en Plaza Huincul

New American Oil (NAO) emitió un comunicado tras el incendio que se desató en su refinería de Plaza Huincul en Neuquén. La compañía lamentó el fallecimiento de tres de sus operarios y mostró su solidaridad con sus familias. Además, informó que el fuego “fue controlado durante la mañana y extinguido completamente cerca del mediodía y las autoridades ya iniciaron los peritajes correspondientes”.

Asimismo, la compañía comunicó que “los motivos que originaron el siniestro se desconocen y serán fruto de la investigación judicial y las pericias de los bomberos”. “New American Oil trabaja con las autoridades para determinar las causas del incendio que afectó a la casi totalidad de la refinería, y se puso también en contacto con la representación gremial”.

Además, en el comunicado se destacó que “la planta siniestrada cumplía con todas las regulaciones que fija la ley para la operación en este tipo de instalaciones”.

Por último, desde NAO expresaron su agradecimiento con “las autoridades locales y personal de Salud que brindaron su colaboración. Como así también a los proveedores, clientes, y allegados que se solidarizaron y a todas las dotaciones de Bomberos que trabajaron activamente para extinguir el fuego”.

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Segmentación: cómo impactará en las facturas eléctricas el esquema de topes que oficializó el gobierno

El gobierno publicó este jueves en el Boletín Oficial las resoluciones 434/2022 y 435/2022 que establecen los topes que regirán para avanzar con la segmentación de las tarifas de electricidad -con vigencia retroactiva al 1 de septiembre- en el Área Metropolitana de Buenos Aires, una región que está concesionada a Edenor y Edesur.

Para los hogares de ingresos medios, que forman parte del Nivel 3, y presenten consumos de energía eléctrica superiores a los 400 kilowatt por hora (KWh/mes), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) tendrá un aumento del 70%, que equivale al aumento de los precios que rigen para los los usuarios residenciales del Nivel 1, aquellos con ingresos superiores a 3,5 canastas básicas (unos 370.000 pesos por hogar según los datos relevados por Indec a junio de este año).

La resolución publicada hoy responde a los nuevos topes que había implementado la Secretaría de Energía la semana pasada a través de la resolución 649/2022, en donde había determinado que los usuarios de sectores medios, a partir del consumo excedente a 400 KWh/mes comenzarían a abonar el precio estacional del nivel de altos ingresos. Las normativas oficializan el cuadro tarifario a fin de que las distribuidoras calculen, de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, el monto de subsidio correspondiente, puesto que los sectores de ingresos medios, a partir de enero de 2023 no percibirán más subsidios destinados a cubrir el consumo excedente.

En diálogo con EconoJournal, Lara Bersten, especialista en Tarifas de la consultora Economía y Energía, analizó esta quita escalonada de subsidios. De su observación se desprende que, con la implementación de los topes, un usuario R4 del Nivel 3 con un consumo de 450 kWh/mes, que tenía una tarifa sin tope con impuestos de $3.019, ahora comenzará a abonar $ 3.170. Por lo tanto, tendrá una variación porcentual del 5% y un aumento de $151 en la factura, en base al esquema que se implementó.

Por su parte, un consumidor residencial con categoría R6, que presenta un consumo que va desde 501 a 600 kWh/mes, que poseía una factura promedio de $ 4.245, pasará abonar unos $ 4.697, es decir, $452 más.

Asimismo, un R8 con un consumo de 1050 kWh/ mes, cuya factura representaba $ 9.676 comenzará a pagar $11.636, lo que implicará un aumento del 20%.

Frente a esto, Bersten sostuvo que “el cambio de categoría depende de la variabilidad de consumo que uno posea» «. En términos reales, eso implicará para los sectores medios una marcada estacionalidad en la tarifa que deberán abonar”, afirmó.

En esa misma línea sumó que “el tope se ubica a partir de un R4, es decir, a partir del consumo excedente a los 400 kWh/mes, lo cual va a provocar que se dé un aumento en la factura en los meses pico de consumo”.

¿Cómo quedan configuradas las tarifas al día de hoy?

De acuerdo a lo publicado surge que aquellos usuarios que se ubiquen en la categoría R4, pero correspondan, según el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE) a los consumidores de mayores ingresos, abonarán en el próximo bimestre facturado una tarifa de $ 4.375, mientras que los de ingresos medios deberán pagar $ 3.170 y los de menores ingresos $ 3.019 (tarifa vigente desde junio), por el mismo consumo.

Aquellos que se encuentren agrupados en la categoría R6 y estén nucleados en el grupo de mayores ingresos tendrán una factura de $ 5.902, mientras que para los de ingresos medios será de $ 4.697 y para los de ingresos bajos $ 4.245.

A su vez, un consumo de 1050 kWh/mes (R8) representará una factura con un valor de $ 12.842 para los sectores de mayores ingresos, $11.636 para los de ingresos medios y $ 9.676 para los de menores ingresos.

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Tres operarios fallecidos por el incendio en una refinería en Neuquén

Tres trabajadores de la refinería de Plaza Huincul de Neuquén murieron luego de una explosión e incendio en la planta, según se conoció este jueves por la madrugada. La primera explosión en las instalaciones se registró a las 4:30 horas y luego se desencadenó un incendió. Según las primeras investigaciones, el siniestro comenzó en uno de los tanques de almacenamiento de crudo de la refinería y se expandió a seis camiones. El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa llamó a un paro por tiempo indeterminado por lo sucedido en la planta de refinación.

La refinería pertenece a la empresa New American Oil (NAO), que tiene un movimiento de 9.000 camiones por año (equivalen a 300.000 metros cúbicos de combustible) y está ubicada en el Parque Industrial Plaza Huincul, cerca de la Ruta Nacional 22.

En un comunicado, el sindicato petrolero señaló que “se deben tomar medidas urgentes para ponerle fin al permanente desprecio por la vida de los trabajadores como si fueran repuestos intercambiables. Estamos cansados de denunciar situaciones que se repiten constantemente en cada yacimiento o instalación de la industria. ¿Cuantos más hombres y mujeres deben dar su vida para que las empresas entiendan que no se puede seguir trabajando de esta manera?”.

Dotaciones de bomberos voluntarios de Plaza Huincul, Cultral Co y del Complejo Industrial YPF se hicieron presentes para combatir el incendio. «Explotó uno de los principales tanques de crudo, fue muy fuerte la explosión y la onda expansiva«, afirmó el intendente de Plaza Huincul, Gustavo Suárez, en la radio neuquina LU5. Suarez señaló que los daños materiales llegan al 90% de la refinería. Los bomberos locales tuvieron que pedir ayuda a otras dotaciones de distintas localidades aledañas para intentar contener el fuego, informó el diario La Mañana de Neuquén.

Por su parte, la gobernación de Omar Gutiérrez señaló en un comunicado que “lamenta lo sucedido y acompaña a las familias de los tres operarios fallecidos tras el siniestro desatado en la refinería ubicada en el parque petroquímico de Plaza Huincul. Los ministros de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro y de Gobierno y Educación, Osvaldo Llancafilo ya están en el lugar al igual que un equipo del Centro de Atención a la Víctima”.

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Metrogas confirmó a su nuevo equipo gerencial

El directorio de Metrogas designó a Osvaldo Barcelona como nuevo presidente de la compañía y a Tomás Córdoba como director general. Ambos en reemplazo de Alejandro Fernández, que hasta el 30 de agosto cumplía las dos funciones y que asumió como vicepresidente de Comercialización de YPF.

Barcelona es abogado por la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y fue funcionario del Poder Judicial de la Nación en la Cámara Nacional del Trabajo, informó Metrogas. Además, fue asesor ad honoren del Consejo de la Magistratura de la Nación y asesor en planta permanente del Honorable Senado de la Nación y de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación. Actualmente es también asesor jefe de la presidencia de YPF. Se desempeñará como presidente del directorio, del que era parte como director titular desde abril de 2021.

Por su parte, la distribuidora de gas informó que Tomás Córdoba regresa a la empresa luego de unos pocos meses y ocupará el cargo de director general, destacó Metrogas. En su anterior paso por la compañía, ocupó la posición de director de Administración y Finanzas (CFO). Es abogado por la Universidad de Buenos Aires (UBA) y experto en finanzas y en gestión de administración. Previo a su llegada a Metrogas, fue gerente de Finanzas y director de Estrategia y Finanzas de empresas de energía. “Durante su gestión como CFO lideró diversos procesos de refinanciación tendientes a mejorar el perfil financiero de la compañía”, afirma el comunicado.

Alejandro Fernández, cuya renuncia había sido aceptada por el directorio, pasó a ocupar la vicepresidencia de Comercialización de YPF. Sin embargo, se mantendrá como director titular en el directorio de Metrogas.

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MetroGAS renovó sus autoridades

Osvaldo Barcelona es el nuevo presidente y Tomás Cordoba, el nuevo director general.

El directorio de MetroGAS designó a Osvaldo Barcelona como presidente de la compañía y a Tomás Córdoba como director general, ambos en reemplazo de Alejandro Fernández, que hasta el 30 de agosto cumplía las dos funciones.

Abogado por la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), Barcelona fue funcionario del Poder Judicial en la Cámara Nacional del Trabajo, asesor ad honoren del Consejo de la Magistratura, y asesor en planta permanente del Senado de la Nación y de la Cámara de Diputados de la Nación. Actualmente es también asesor jefe de la presidencia de YPF. Se desempeñará como presidente del Directorio, del que era parte como director titular desde abril de 2021.

Por otra parte, Córdoba regresa a la empresa luego de unos pocos meses y ocupará el cargo de director general. En su anterior paso por la compañía, ocupó la posición de director de Administración y Finanzas (CFO).

Abogado por la Universidad de Buenos Aires (UBA), Córdoba es experto en finanzas y en gestión de administración. Previo a su llegada a MetroGAS fue gerente de Finanzas y director de Estrategia y Finanzas de empresas de energía. Durante su gestión como CFO lideró diversos procesos de refinanciación tendientes a mejorar el perfil financiero de la compañía.

Alejandro Fernández, cuya renuncia había sido aceptada por el Directorio, pasó a ocupar la Vicepresidencia de Comercialización de YPF. Sin embargo, se mantendrá como director titular en el directorio de MetroGAS.

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural.

Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Su área de cobertura con el servicio abarca una superficie de 2.150 kilómetros cuadrados, y comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

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CECHA: Menor venta de combustibles, y planteos a Royón

En base a un informe propio sobre expendio de combustibles la cámara empresaria CECHA  comunicó que “la venta en los surtidores muestra una tendencia decreciente en los meses de mayo, junio y julio acumulando una caída del 4.2 por ciento”.

De acuerdo al relevamiento, en comparación con el mes previo, el volumen total de combustibles líquidos vendido en el canal minorista argentino se redujo durante julio de 2022 un 3.1%, con caídas en 18 de las 24 jurisdicciones provinciales.

“Esto es una señal de alerta para nuestro sector, que viene sufriendo desde la recesión de 2018 y hoy sobrevive en un contexto totalmente hostil, marcado por la falta de políticas energéticas claras y con rumbo incierto, la inflación y los precios pisados en los surtidores”, sostuvo el presidente de CECHA, Gabriel Bornoroni.

Los directivos de CECHA fueron recibidos por la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón. Durante el encuentro, al que calificaron como “un paso muy importante para ser escuchados y poder manifestar las inquietudes del sector”, pudieron trasladarle las problemáticas y urgencias, vinculadas principalmente con la provisión de combustibles, la aplicación de cupos por parte de las empresas proveedoras y los problemas de abastecimiento, describieron.

También sumaron otras cuestiones relacionadas con el margen de rentabilidad y la necesidad de actualizarlo acorde a la inflación; los aranceles y plazos de pago de las tarjetas de crédito y la necesidad de un plan de acción para proteger de robos y vandalismo en las Estaciones de Servicio.

También manifestaron su desacuerdo con la red PARAR, un programa nacional para el desarrollo de una red de infraestructura y de servicios sobre rutas; solicitaron que, de llevarse adelante, se incluya no solo a las bocas YPF -tal como lo establece el proyecto original- sino también a las demás estaciones de servicio.

El informe de los estacioneros señala la existencia de un atraso de precios relativos del sector “comparando con precios vinculados al consumo”: “Desde junio de 2021 hasta julio de 2022, mientras el precio de la nafta súper se incrementó 39.3% (promedio nacional, todas las banderas), el precio de la leche fresca en sachet se incrementó 69.1%, el Índice de Precios al Consumidor (IPC) se incrementó 76.0%, el componente de alimentos y bebidas del IPC se incrementó 76.2% y el precio del pan francés se incrementó 79.3%”.

“Otra forma de analizar la cuestión del atraso de precios del sector es mediante la comparación de precios internacionales dentro de la región”. El precio de la nafta súper en Argentina (USD 1.022 por litro) se encuentra por debajo de los precios en Estados Unidos (USD 1.110), Panamá (USD 1.142), Brasil (USD 1.156), México (USD 1.198), Paraguay (USD 1.409), Canadá (USD 1.465), Chile (USD 1.497), Perú (USD 1.547) y Uruguay (USD 2.015), destacó CECHA.

“Como resultado de lo anterior, las estaciones de servicio tienen que vender un mínimo de 283,000 litros mensuales para alcanzar el punto de equilibrio, volumen al que no llega el 48.1% de las estaciones de servicio del país”, reiteró la entidad empresaria.

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MEGSA-CAMMESA: 22,3 MMm3/día adicionales para la primera mitad de octubre. (PPP U$S 2,85)

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para suministrar a usinas generadoras.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 01/10/2022 y el 16/10/2022.

Se formularon 17 ofertas, por un volumen total de 22.300.000 metros cúbicos día, a un Precio Promedio Ponderado de 2,85 dólares el millón de BTU.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano, se indicó.

Del total de ofertas, 12 correspondieron a proveedores de la cuenca neuquina por 13.600.000 m3/día y precios que oscilaron entre 2,67 y 3,00 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas correspondieron a provisión desde Tierra del Fuego, por 4.700.000 m3/día y precios entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU.

Las 2 ofertas restantes provinieron, desde Santa Cruz, por 3.000.000 de m3/día a U$D 2,83 el MBTU, y desde Chubut, por 1.000.000 m3/día, al precio de 2,88 dólares el MBTU.

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Alberto Fernández ofreció Vaca Muerta a empresarios de EE UU

El presidente Alberto Fernández invitó a 30 empresas petroleras norteamericanas a “hacer negocios interesantes” con gas y litio en el yacimiento patagónico. El presidente Alberto Fernández convocó este jueves en Estados Unidos a empresarios del sector petrolero y del gas a “apostar por la Argentina” y anunció que en los próximos días se presentará un proyecto para dar seguridad a las inversiones que se destinen a las producciones de energía y gas licuado. “Necesito convencerlos de que se asocien a nosotros, que vengan a hacer negocios, y esto debe ser política de Estado en la Argentina”, expresó el mandatario al […]

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Argentina alcanzó en agosto la mayor producción de gas y petróleo no convencional de su historia

Durante el mes de agosto nuestro país alcanzó el mayor récord histórico en la producción de gas y petróleo no convencional. Además, la producción total de petróleo fue la más alta desde noviembre de 2010, alcanzando 590 mil barriles aproximados por día. “Estamos muy felices con estos números que demuestran que con reglas claras y previsibilidad se le puede dar un gran impulso a un sector estratégico para nuestro desarrollo. Tenemos una actividad en permanente crecimiento lo que es especialmente importante en un contexto global donde la energía es central”, expresó la Secretaría de Energía de la Nación, Flavia Royon. […]

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Por el Plan Gas 5, Vaca Muerta proyecta una suba de su producción del 20%

Así lo confirmó el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, quien marcó que el plan de incentivos a la producción y las obras de infraestructura serán claves. “Hoy el 67% de la producción total de gas del país se concentra en la provincia de Neuquén”, remarcó. Con el lanzamiento del nuevo Plan Gas 5, un programa de estímulos para la producción de más gas nacional, las proyecciones para la producción en Vaca Muerta son prometedoras. “Neuquén estaría creciendo prácticamente más de un 20% sobre la producción actual de gas”, detalló el ministro de Energía y Recursos Naturales de la […]

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Se destraba el cepo al dólar y exportaciones sin retenciones para mega inversiones en Vaca Muerta

El Gobierno habilitó nuevamente el martes la vigencia del Decreto 929/2013, que contiene beneficios claves para las petroleras que preveen multimillonarias inversiones: la posibilidad de exportar sin retenciones hasta el 20% de la producción y el giro de los dólares afuera por la totalidad de esa operación. A través de la Resolución 655 de la Secretaría de Energía, se le otorgó a la Compañía de Hidrocarburos No Convencional (CHNC), de la cual son socios en partes iguales YPF y la estadounidense Chevron, los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los Artículos 6 […]

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Una de las principales transportadoras de petróleo de Vaca Muerta se financiará en el Mercado de Capitales

La Comisión Nacional de Valores (CNV) autorizó el ingreso al régimen de oferta pública a Oleoductos Del Valle S.A., por un monto máximo de hasta U$S 500.000.000, o su equivalente en otras monedas o unidades de valor, dentro del cual se podrán emitir distintas Series y/o Clases. Se trata de un nuevo ingreso en el mercado de capitales de una empresa ligada al sector energético, que será una de las principales transportadoras de petróleo de Vaca Muerta y que tiene entre sus accionistas a las principales empresas petroleras del país. Oleoductos Del Valle S.A. tiene su sede social en la […]

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Todos por el litio: uno por uno, los nuevos proyectos argentinos y las empresas que están detrás

La Argentina es el cuarto productor mundial con inversiones esperadas de más de US $5000 millones y proyecciones de llegar a US $10 millones. Las grandes mineras invierten en proyectos locales. Oro, plata y cobre completan la lista de posibilidades. Todos por el litio: uno por uno, los nuevos proyectos argentinos y las empresas que están detrás La tecnología -con la electromovilidad y la transición energética como grandes motores- es hoy la mayor demandante de la minería global. Con el litio a la cabeza, seguido por el cobre y otros metales como la plata y el oro, la Argentina se […]

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En la ONU, Cafiero se reunió con el canciller de China que le manifestó su “firme apoyo” para que la Argentina ingrese a los BRICS

En el marco de la 77° Asamblea General de las Naciones Unidas, el canciller Santiago Cafiero mantuvo un encuentro de trabajo con el consejero de Estado y Ministro de Relaciones Exteriores de la República Popular China, Wang Yi, con quien analizó el ingreso de nuestro país a los BRICS y los temas más importantes de la agenda bilateral a fin de profundizar la Asociación Estratégica Integral que une a ambos países. Los cancilleres acordaron continuar con el nuevo impulso al trabajo conjunto de alto nivel, en base a los consensos adoptados durante la visita que el presidente Alberto Fernández realizó […]

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Daniel Scioli avanza en un plan binacional Argentina – Brasil, ¿de qué se trata?

El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, planteó que ambos países avanzan en un acuerdo de pago en moneda local. El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, confirmó que avanza en el desarrollo de un plan binacional entre ambos países que tiene como objetivo potenciar los intercambios comerciales y, además, avanzan en un acuerdo de pagos en moneda local para poder cuidar las reservas en divisas extranjeras de los Bancos Centrales. “Esta es una elección (por la presidencial del 2 de octubre) que va a tener gran impacto político y económico en Argentina y la región. La globalización nos exige […]

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En Neuquén se realizará un encuentro para promover el desarrollo estratégico y productivo de la Patagonia

El Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) celebra su 65° aniversario con una propuesta focalizada en el desarrollo del sector de alimentos orgánicos y el desarrollo de proveedores para el sector del petróleo y el gas. La jornada tecnológica propone analizar los desafíos de las nuevas agendas productivas en la región. El martes 27 de septiembre se realizará en la capital neuquina el quinto encuentro regional de la agenda federal que lleva a cabo el organismo para celebrar su 65° aniversario con la propuesta “Articulación de una agenda estratégica desde la región Patagonia”. El encuentro tendrá lugar en el Hotel Casino Magic […]

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Gasoducto de América: Juanci Martínez confirmó la autorización de ENARGAS para el inicio de la obra

El senador rivadaviense tuvo un encuentro con el nuevo titular de ENARGAS, Osvaldo Pitrau, y confirmó el visto bueno del organismo a la empresa para avanzar con la ejecución del proyecto. El Gasoducto tendrá una extensión de 72 kilómetros y proveerá del suministro a cerca de 4000 usuario residenciales. La obra demandará una inversión superior a los $1.5000 millones y demorará un plazo aproximado de 270 días para su ejecución total. “Es un paso más que damos hacia el sueño de todos los rivadavienses. Detrás de cada obra hay muchas cosas que tienen que suceder, y esta es una de […]

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El gas ruso será más caro en octubre

El precio del gas ruso subirá en octubre hasta 212,50 euros MWh en tanto no recrudezcan las tensiones entre Rusia y la Unión Europea. El organismo prepara un paquete de nuevas sanciones a Rusia mientras continúan los esfuerzos de los países de la comunidad para detener la escalada alcista de los precios de la energía. En tal sentido, la CE propuso reducir el consumo eléctrico un 10 % y la obligatoriedad de rebajar al menos el 5 % en las horas pico.
Los analistas dicen que no puede garantizarse una temporada de calefacción segura para el continente, teniendo en cuenta que el nivel actual de almacenamiento de gas en Alemania es el equivalente a dos meses de consumo de invierno. De manera que el bloque europeo necesitará más gas y podría enfrentar más aumentos.
La actividad industrial disminuyó como consecuencia de los incrementos de la energía y también el consumo residencial. Por temor a que esta situación se agudice los países de la comunidad aplican nuevas medidas. En España acaban de rebajar el IVA en la factura gas natural del 21% al 5%, que estará en vigor entre los meses de octubre y diciembre, aunque el gobierno no descarta la ampliación de la medida para el próximo año. El precio de la electricidad podría alcanzar los 420 euros/Mwh; 200 euros por el pool más 220 euros por el mecanismo de ajuste.

Francia, el mayor exportador de electricidad de Europa, estima que el precio de la electricidad pasará de 500 euros/Mwh a 1000/Mwh en noviembre y podría importar grandes cantidades de energía este invierno.
En Holanda se acordaron varias medidas para reducir la factura de los hogares en noviembre y diciembre, y para que no corten la energía a quienes no puedan pagarla este invierno. La idea del gobierno es que a partir de enero 2023 todos los ciudadanos paguen una primera parte del consumo de electricidad y gas como máximo al precio del mes de enero pasado, cuando todavía no había estallado la guerra en Ucrania; y el resto a precio de mercado, lo que marcará una gran diferencia para los hogares más pequeños. El precio máximo de las facturas de energía se basará en el consumo y no en los ingresos.

El Reino Unido impondrá un tope al precio de la energía para asumir casi la mitad del costo de la factura de las empresas. El llamado Programa de Alivio de Factura Energética, que entrará en vigor a partir del próximo 1 de octubre y durará seis meses, estará disponible para todos los negocios, al tiempo que también se incluirá a escuelas, hospitales, centros religiosos y organizaciones humanitarias.
El tope impuesto al mercado mayorista de energía significa, según previsiones, que el precio de la electricidad se situará en 211 libras (241,66 euros) por megavatio/hora y en 75 libras (85,88 euros) por megavatio/hora para el gas.

En consecuencia, el precio en el mercado mayorista se reducirá en casi un 50 %, en línea con el tope fijado también para las facturas energéticas domésticas, que entrará en vigor en octubre y durará dos años.

El secretario de Estado para la Unión Europea, Pascual Ignacio Navarro Ríos, defendió la necesidad de pactar un tope al precio del gas en la UE y pidió gravar los beneficios extraordinarios de las empresas activas en el sector del petróleo, el gas, el carbón y la refinería con un impuesto “excepcional y temporal” del 33 % y fijar un máximo de 180 euros el megavatio hora en el mercado marginalista para las energías con bajos costos de producción para la generación eléctrica (renovables, nuclear y lignito).

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El Gobierno de Argentina confirmó la baja de 30 proyectos truncados del Programa RenovAr

El Gobierno Nacional dio a conocer los proyectos adjudicados durante el Programa RenovAr que solicitaron la rescisión de sus contratos PPA mediante la Resolución SE 1260/2021 (publicada a fines del año pasado), que no pudieron concretarse debido a la crisis económica iniciada en 2018 y la 

Según el informe de gestión N°133 que se presentó en la Cámara de Diputados de la Nación, son 30 los proyectos que optaron por la salida voluntaria, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada. Aunque cabe destacar que 5 centrales (por 228,5 MW) tenían cláusula de take or pay. 

La mayoría de los parques renovables obtuvieron su contrato de abastecimiento en la Ronda 2 del RenovAr (19 – 402,29), seguido por aquellos que hicieron lo propio la Ronda 1.5 (9 – 372,6 MW). Mientras que un sólo emprendimiento de la Ronda 1 (1,2 MW) y otro de la Ronda 3/MiniRen (2 MW) cierran la lista. 

Puntualmente son 4 proyectos eólicos; 16 solares; 6 de biomasa y 4 de biogás. Pero es de destacar que los proyectos fotovoltaicos ocupan casi el 50% de toda la potencia que se liberará (369,49 MW de 778 MW), 

De este modo, se resuelve parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperará capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros proyectos renovables. 

“Se fueron muchos proyectos de manera voluntaria y mucha de esa potencia seguramente irá a competir en el MATER, un mercado entre privados que tuvo una exitosa última convocatoria y que se está moviendo muchísimo”, sostuvo Gabriela Rijter, directora de Energías Renovables en la Secretaría de Energía de la Nación, cuando fue consultada por este tema hace algunos meses. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, parte de esos 778 MW rescindidos podrían estar disponibles para adjudicarse en la actual convocatoria del MATER, que tiene al 30 de septiembre como fecha límite para solicitar prioridad de despacho. 

“El remanente que quedó de proyectos que rescindieron de la Res. SE 1260 son analizados por  CAMMESA y, si corresponde, lo manda al anexo 3 para el Mercado a Término que ya está publicado para la competencia de prioridad de despacho del tercer trimestre”, le comentaron  a este portal de noticias desde la Secretaría de Energía.

Justamente, esta semana CAMMESA actualizó el anexo 3 del informe del MATER en el que se detalla la capacidad asignable para los distintos corredores del país. Con la novedad de que la región Comahue – Patagonia – Buenos Aires vuelve a tener 100 MW disponibles

En la convocatoria vigente no sólo se tendrá en cuenta a los proyectos que se presenten antes del próximo viernes, sino que también se considerarán las ampliaciones de los parques renovables Picún Leufú, Cauchari y Arauco

Hecho que fue notificado en una nota de agosto, teniendo en cuenta que dichos proyectos le solicitaron a la Secretaría de Energía de la Nación la celebración de los Contratos de Abastecimiento, en el marco del Decreto N° 476/2019.

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Este mes ingresaron en operaciones a seis nuevos proyectos fotovoltaicos en Colombia

XM, operador del sistema eléctrico colombiano, registra que en lo que va de septiembre han ingresado un total de 86 nuevos MW. Se trata de un 50% más de lo que estaba conectado hasta el momento.

De este modo, el operador del sistema suma un total de 258,66 MW solares fotovoltaicos en operaciones.

Los proyectos

El pasado 10 de septiembre se anunció la puesta en operación de Since, planta solar de 18,5 MW, ubicada en el municipio de San Luis, en el departamento de Sucre.

La central, en manos de Celsia, se compone de más de 48.000 módulos solares. El proyecto ha significado una inversión de más de 20 millones de dólares, y durante su construcción ha generado más de 400 empleos, la mitad cubiertos por habitantes de la región, y el  10% por mujeres, informó la compañía.

Luego, el 12 de septiembre, hicieron lo propio Bosques Solares de los Llanos 4, de 19,9 MW, y Bosques Solares de los Llanos 5, de 17,9 MW, precisa XM. Los emprendimientos fueron implementados en conjunto por Trina Solar y la española Matrix Renewables.

El 15 de septiembre, según XM, ingresaron en operaciones dos proyectos más, ambos ubicados en Tolima y en manos de Celsia.

Por un lado, La Medina, de 9,9 MW, y, por otro, Los Caballeros, por 9,9 MW.

Finalmente, el pasado lunes 19, XM reportó un nuevo parque solar en operaciones. Se trata Cerritos, de 9,9 MW, ejecutado pro Prodiel para Celsia.

Aunque, vale destacar, si bien la potencia fotovoltaica formalmente conectada al SIN es de poco más de 250 MW solares, de acuerdo a fuentes del sector existen unos 600 MW más de esta tecnología que están en etapa de pruebas, prontas a ingresar en operaciones.

De hecho, según el exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, avanzan proyectos por 2.200 MW eólicos y solares más, que durante el 2023 podrían ingresar en operaciones.

Y, asimismo, sostuvo que para el 2024 podrían ingresar otros 2.000 MW más, alcanzándose así los 4.500 MW en el próximo bienio.

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Stork avanza con la electrolisis en Colombia: objetivo estandarizar la tecnología y así bajar costos

Stork no solo está muy enfocado a la parte de operación y mantenimiento sino desde el inicio de los proyectos” de hidrógeno verde, resaltó Martha Sandia durante el día 2 del evento Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit, producido por Latam Future Energy.

La Directora de Desarrollo de Negocios y Estrategia para Latinoamérica de Stork destacó el know how de la compañía: “Hemos participado muchísimo con clientes y también con ciudades enteras como Lancaster (California) y en Holanda, para hacer la definición de cómo sería todo el uso del hidrógeno y los procesos de factibilidad de estos proyectos”.

“Eso nos ha permitido, desde la fase temprana de la concepción del proyecto, desde su ingeniería, incluir algunos elementos para que en el momento de hacer el mantenimiento y la conexión, estos sean mucho más accesibles para que cada activo sea más eficiente”.

Explicó que uno de los principales desafíos será estandarizar la tecnología, lo cual permitirá obtener una caída en los costos. Indicó que están trabajando en un proyecto de electrólisis en Colombia, pero que también están probando con otras alternativas.

En esa línea, reveló: “Estamos utilizando desechos sólidos para producir hidrógeno verde”.

El proyecto avanza en Lancaster, California, Estados Unidos, donde la compañía trabaja junto a la energética global SGH2 en una planta (SGH2 Lancaster) que podrá producir hasta 11.000 kg de hidrógeno verde por procesando 42.000 toneladas de residuos reciclados al año.

Según informó la compañía, la ciudad de Lancaster suministrará desechos materiales reciclables y ahorrando entre 50 y 75 dólares por tonelada en costos de relleno sanitario, además de espacio.

Asimismo, los mayores propietarios y operadores de estaciones de servicio de hidrógeno (HRS) de California están negociando la compra de la producción de la planta para suministrar las HRS actuales y futuras que se construirán en el estado durante los próximos diez años.

Tenemos un problema de basura enorme en América Latina y los rellenos sanitarios producen metano que es incluso peor que el CO2”, traspoló Sandia, asegurando que esta tecnología podrá aplicarse en la región.

¿Cuándo? “Queremos un cliente” primero, confió entre risas la directiva.

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DelSur, El Salvador: «Cuando los contratos se venzan activaremos nuestro programa de licitaciones»

¿Existe suficiente generación para abastecer la demanda de sus clientes?

En efecto, el parque de generación nacional es suficiente para cumplir con este abastecimiento, más si se considera que el pasado mes de mayo entró en operación una planta de generación a base de Gas Natural con una capacidad de 380 MW y de los cuales DELSUR cuenta con un contrato de 85 MW con esta planta.

Al iniciar operaciones la planta de Gas Natural se ha desplazado un volumen considerable de generación a base de combustibles líquidos a base de petróleo los cuales han pasado a reforzar nuestra reserva de generación pasando a ser utilizada únicamente en momentos de máxima demanda.

Este cambio además de registrar el beneficio de aseguramiento de la demanda hace que la matriz energética del país sea mucho más limpia.

¿Qué otros recursos son utilizados para el abastecimiento de la demanda?

Bajo este enfoque podemos indicar que tanto DELSUR como el país posee una fuente de abastecimiento muy limpia ya que en lo que va del año, del total de energía generada en el Mercado Mayorista el 72 % fue abastecido con base en tecnologías renovables (Hidroeléctrica, geotérmica, biomasa, solar y eólica).

A partir de la entrada de la planta de gas natural, se espera que gran parte de la energía remanente que hasta ese momento se abastecía con plantas a base de combustibles líquidos derivados de petróleo sea abastecido por esta planta lo que deja un remanente muy pequeño de inyecciones con tecnologías contaminantes.

Adicionalmente, en la actualidad, existen proyectos conectados directamente al sistema de distribución de DELSUR (proyectos que no participan en el Mercado Mayorista de El Salvador) que proporcionan cerca del 7% de nuestra demanda, número que está creciendo aceleradamente con la entrada en operación a corto plazo de nuevos proyectos.

¿Qué mecanismos son responsables de esa matriz cada vez más limpia?

Los resultados anteriores han sido posibles gracias a los esfuerzos desarrollados por la empresa relacionados con la promoción de procesos de licitación que han permitido atraer plantas solares de gran tamaño, una planta de generación eólica y una gran planta de generación a base de gas natural.

Además, ha dinamizado el mercado generando gran atractivo para nuevos proyectos de grande y pequeña escala los cuales traen muchos beneficios para nuestros usuarios finales no solo desde el punto de vista de seguridad en el abastecimiento y energía limpia sino también en la reducción de la factura eléctrica.

¿Cuáles son sus pronósticos de aumento de demanda al 2025?

Si lo vemos desde el punto de vista de la demanda, El Salvador aun con todos los problemas geopolíticos y recesiones a nivel mundial ha mostrado grandes señales de reactivación económica ya que hemos podido experimentar una recuperación al 100% de los consumos pre-pandemia teniendo en la actualidad señales de crecimiento muy favorable motivados por el fuerte impulso en el fomento de nuestra zona costera. Estas perspectivas nos permiten estar muy motivados a las señales de crecimiento futuro del país.

¿Identifican una necesidad de ampliar su parque de generación renovable?

En cuanto a la instalación de potencias adicionales de generación renovable, constantemente se están evaluando nuestras necesidades de energía en los diferentes puntos de nuestra red evaluando los potenciales aún no cubiertos y formulando estrategias para cubrir dichas necesidades de la forma más eficiente posible. Esto nos permite optimizar nuestra infraestructura eléctrica obteniendo beneficios que luego puedan ser trasladados a nuestros clientes e impactando en nuestra competitividad.

¿Qué alternativas de almacenamiento energético analizan incorporar?

El tema del almacenamiento es algo complejo. Por una parte, tenemos una tecnología que a gran escala representa soluciones costosas para aplicaciones de movilidad de demanda para solucionar problemas como el vertimiento solar u optimizar costos trasladando energía de horas de generación a bajo costo (horas de pico solar) a horas de alto costo (horas de pico de demanda nocturno). Por otra parte, se debe considerar la existencia de regulación que permita la incorporación dentro del mercado de la comercialización de este tipo de servicios que proporcionen reconocimiento de las inversiones realizadas. Lo anterior limita la adopción de tecnologías de almacenamiento en aplicaciones concretas para el rubro de distribución.

En este sentido estamos expectantes para que al registrarse un cambio en la realidad que impacte ya sea en los costos de la tecnología o en la creación de regulaciones propias para la comercialización y/o reconocimiento de las mismas para evaluar los usos de estas tecnologías y obtener los beneficios que estas provocan tanto en oportunidades de negocio como en beneficio de los clientes.

No obstante lo anterior, a este momento sí es factible en El Salvador la comercialización de aplicaciones puntuales con menores requerimientos de volúmenes de almacenamiento para proveer servicios de reservas las cuales son exigidas a todas las plantas que operan en el Mercado Mayorista. No obstante, en el caso nuestro como empresa distribuidora la incorporación de estas aplicaciones no es viable ya que estos servicios son establecidos para empresas operando en el rubro de generación.

¿Cuentan con un plan de licitaciones para contratar nueva generación o almacenamiento?

Los procesos de licitación regulados son promovidos por dos vías, la primera como motivo del cumplimiento del porcentaje de contratación obligatorio con plantas existentes las cuales se promueven de manera regular todos los años para llenar dichos requerimientos ya sea por contratos vencidos o por crecimientos de demanda, la segunda está asociada a procesos de licitación de largo plazo diseñados para atraer nuevos proyectos de generación para crecimiento del parque de generación nacional.

David Perla, jefe de Negocios Energéticos de DelSur

En cuanto al primer punto, Delsur constantemente está monitoreando sus niveles de contratación actuales y participando en estos procesos que permitirán obtener esa potencia requerida para cumplir nuestras exigencias regulatorias. No obstante, en vista que a inicio de año se aprobó un cambio en el Reglamento de la Ley General de Electricidad que redujo del 80% al 50% las exigencias de contratación, durante el presente año hemos estado con un porcentaje de contratación que está por encima de ese 50% exigido en la regulación. Eventualmente cuando los contratos actualmente suscritos se venzan activaremos nuevamente nuestro programa de licitaciones.

En cuanto a licitaciones para la suscripción de contratos de largo plazo para la atracción de nueva generación, estas se realizan en coordinación con las autoridades del sector eléctrico cumpliendo con una planificación energética bien coordinada que cubra las necesidades de crecimiento de la demanda y contribuya en la transición a una matriz energética cada vez más limpia. En este sentido por el momento nos encontramos a la espera de las evaluaciones realizadas por las autoridades del sector que puedan generar nuevos procesos de licitación para la atracción de nueva generación.

No obstante, DELSUR siempre se encuentra en disposición de colaborar con desarrolladores que tratan de identificar la formulación de proyectos a ser interconectados a nuestra red de distribución retroalimentándolos sobre las condiciones del mercado y las necesidades de demanda en la zona con el objetivo de contar con proyectos que sean de beneficio tanto para nuestros clientes, la zona en de influencia del proyecto y el desarrollador.

¿Evalúan ejecutar proyectos propios? ¿Qué tecnologías resultan viables?

En la actualidad la tecnología predominante en los nuevos desarrollos es la solar. DELSUR como empresa siempre se encuentra evaluando las necesidades de nuestros clientes, las condiciones del mercado, la regulación y las oportunidades de inversión que puedan redundar en la construcción de proyectos que aporten valor a todas las partes.

Esto es posible gracias a que formamos parte del grupo EPM el cual nos brinda apoyo en la evaluación de todos nuestros proyectos proporcionándonos conocimiento y experiencia en su desarrollo, asesorándonos en la en la evaluación de las oportunidades y recibiendo respaldo financiero en su concreción. Este respaldo lo obtenemos tanto en el desarrollo de nuestras inversiones propias del negocio de distribución para la expansión del sistema, la mejora en nuestros indicadores de calidad de energía y proyectos de automatización en procesos, sistemas y servicios comerciales en adición a la exploración de otras oportunidades de inversión en rubros distintos a la distribución de energía entre los que se encuentran el de generación.

Análisis: AES estudia cómo optimizar la integración de más energías renovables en El Salvador

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Renovus apuesta por Centroamérica pero mira hacia Estados Unidos para 2023

Renovus continúa ampliando su presencia en Latinoamérica de la mano de la inteligencia artificial y la ciencia de datos dedicada a la optimización de los procesos del sector energético y que los parques renovables alcancen su máximo potencial.

El pasado 9 de septiembre, su co-fundador y CEO, Diego Blixen, participó del segundo día evento virtual del Latam Future Energy y dio a conocer cuáles son los mercados que miran, más allá de aquellos donde ya están asentados. 

“Estamos con oportunidades interesantes en Centroamérica y esperamos terminar el año con una presencia fuerte en dicha región, además de iniciar el 2023 en Estados Unidos, lo que es un gran desafío”, manifestó.  

“EEUU es un mercado donde estamos dedicando nuestros esfuerzos y vemos buenos resultados. Encontramos sorpresas en empresas, especialmente en algunas grandes que tienen necesidades que podemos atender”, agregó. 

Asimismo, analizó los retos y oportunidades de la aplicación de tecnología, machine learning, inteligencia artificial y ciencia de datos en las plantas renovables en la región, donde encontró que muchos propietarios o gestores de las centrales no hacen uso de la información que le permita mejorar la gestión, o lo hacen parcialmente. 

“En ciertos casos, sólo tienen el análisis de la información al terminar el mes, lo que es contrario a la eficiencia, no usar los datos para mejorar el rendimiento del parque, sea en cuanto a la disponibilidad o performance del mismo. Por ende, ayudamos a ver los datos en tiempo real para generar acciones y vamos a anticiparnos, generar herramientas predictivas a partir de la inteligencia artificial para adelantarse a posibles fallas, cambios de piezas, entre otras cuestiones”, detalló.

Para ello, una de sus herramientas insignia es el Renovus Plus, un software en la nube, modular y flexible que permite que propietarios, gestores y responsables de O&M puedan ahorrar mucho tiempo en sus lecturas de datos, identificar rápidamente las posibles causas de la sub performance y bajar costos.

“Hoy la tecnología permite poner delante cosas que pasarán con un grado de ajuste interesante. Hasta ahora, se rompía algo y se arreglaba, pero actualmente se puede predecir qué sucederá con las diferentes piezas, qué se debe arreglar y en qué período de tiempo, para llevarlo a cabo en un momento donde cueste menos dinero”, explicó Diego Blixen. 

Y bajo esa misma línea, reconoció que este tipo de métodos ya no son exclusivos para grandes empresas, sino que se puede aplicar tecnología con inversiones pequeñas, lo que “democratiza” el acceso para parques, en ocasiones, son de gestión local. 

Offshore

El co-fundador y CEO de Renovus adelantó que ya hay ciertos diálogos con empresas sobre parques eólicos fuera de la costa, donde la operación y mantenimiento es más costosa. Y si bien no dio nombres, sí destacó que “si en tierra es relevante, cuando sea offshore será fundamental”. 

“El tiempo dependerá de cada país, aunque demorará hasta que realmente algo se concrete. Pero ya nos estamos preparando para acompañar hacia donde va el sector”, concluyó el especialista. 

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JA Solar escala a lo más alto en el ranking de bancabilidad de módulos fotovoltaicos

JA Solar llegó a la cima del “Ranking de bancabilidad tecnológica de módulos fotovoltaicos” de PV Tech Inc tras recibir una calificación AAA.

En el informe del tercer trimestre del 2022 elaborado por PV Tech, se indica que la solidez financiera de JA Solar, la sostenibilidad de la fabricación de productos y la cantidad de envíos globales de este proveedor fueron algunos de los motivos que los posicionaron con la distinción más alta posible.

También se destaca la disposición de capacidad de producción de obleas de silicio, células y módulos fotovoltaicos, la disposición de la tecnología y su rendimiento.

Aquello le valió más de un reconocimiento. Además de haber recibido la calificación AAA en el Ranking de bancabilidad tecnológica de módulos fotovoltaicos de  PV Tech, la compañía ha sido incluida en China Fortune 500 y Global Top 500 New Energy Enterprises durante varios años consecutivos.

Visto aquello, Victoria Sandoval, Sales Manager Mexico en JA Solar, destacó la dimensión que alcanzó JA Solar desde su fundación en 2005.

Victoria Sandoval, Sales Manager Mexico en JA Solar

“Es la empresa no.2 en envíos globales”, distinguió Victoria Sandoval, en comunicación con Energía Estratégica

Según repasó la referente empresaria ya tienen presencia en 135 países y 12 centros de manufactura que los llevaron a capitalizar el 14% de cuota global en 2021.  

De acuerdo con el primer informe semestral de este año de JA Solar, la actividad en esos centros los llevaron a incrementar sus envíos al extranjero, representando ya el 67 % del total de envíos.

En detalle, indican que su participación en mercados establecidos siguió aumentando, incluidos Europa con aproximadamente un 18 % y China con aproximadamente un 19 %.

En los mercados emergentes, la participación de JA Solar en 2021 también fue a la alza, desde JA Solar indican que se escaló a un récord de 46 % en Pakistán , 58 % en Malasia y aproximadamente 40 % en Israel.

Además, también ha encontrado nuevos puntos de venta como Guyana en América del Sur, Sierra Leona en África, Tahití en Oceanía y Uzbekistán en Asia Central, contribuyendo al desarrollo comercial constante en todo el mundo. Y, de acuerdo con el informe de PV ModuleTech, JA Solar se volverá más competitivo en el mercado estadounidense con el avance de su diseño de producción global.

Aquello no es menor y es adjudicable al trabajo de un equipo de profesionales que al día de hoy alcanza los 29,638 empleados pero que sigue en ascenso. 

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IMPSA organiza el 3° Seminario de generación hidráulica

Los días 2, 3 y 4 de noviembre IMPSA organizará el “3° Seminario de generación hidráulica”, dirigido a personal de las áreas de Operación y Mantenimiento de centrales hidroeléctricas.

El mismo será dictado por especialistas de IMPSA con amplia experiencia en el tema y se llevará a cabo en la sede de la empresa en Godoy Cruz, Mendoza.

El seminario tiene como objetivo brindar conocimientos específicos y herramientas de diseño de turbinas (campo operativo, cavitación, pulsaciones de presión, empuje axial, entre otros temas); de diseño de generadores (bobinados, cojinetes, excitación y ensayos); y de los distintos sistemas de control y protección de una central.

Además, también se abordarán aspectos técnicos generales respecto al correcto funcionamiento de una central hidroeléctrica y aquellos que colaboren con la elaboración de estrategias de mantenimiento de las mismas.

Durante las tres jornadas, los participantes podrán interactuar con especialistas de IMPSA en diseño de turbinas, equipos hidromecánicos, reguladores de velocidad, generadores y sistemas de control.

Las clases teóricas estarán acompañadas de actividades complementarias en el Laboratorio Hidráulico (CIT) y en las Áreas de Producción ubicados en nuestro Centro de Desarrollo Tecnológico.

En el CIT, por ejemplo, tendrán la posibilidad de observar distintos tipos de cavitación en modelos de escala reducida; la mediciones de pulsaciones de presión para diferentes rangos operativos de la turbina y el efecto de la aireación en fenómenos cavitatorios y en pulsaciones de presión.

Quienes deseen inscribirse o quieran más información sobre el seminario pueden escribir a la dirección de mail rrii@impsa.com o consultar en el sitio web de IMPSA www.impsa.com.

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El brasileño Eduarda Zoghbi gana el premio Revolutionarios en memoria de Steve Sawyer

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC), junto con Greenpeace y REN21, se complace en anunciar que Eduarda Zoghbi es la segunda ganadora del premio REvolutionaries: Premio en Memoria de Steve Sawyer

Tras el retraso de la segunda edición debido a la pandemia, el jurado quedó encantado con la enorme competitividad de las candidaturas que recibió el premio.

Este año se ha centrado en la región de América Latina, y el jurado ha examinado las candidaturas de los sectores público y privado, de una serie de soluciones de energía renovable y de la sociedad civil. El premio fue determinado por un jurado que se centró en cinco criterios clave: liderazgo, energía renovable, innovación, escalabilidad y diversidad.

Ben Backwell, director general de GWEC, dijo: «A mi amigo Steve Sawyer le apasionaba defender a los jóvenes que compartían el compromiso de GWEC con la revolución de la energía limpia. Eduarda Zoghbi comparte ese compromiso y estamos muy ilusionados por apoyar su trabajo para impulsar el crecimiento de las energías renovables en todo el mundo, especialmente en América Latina».

Los cinco pilares del premio reflejan el trabajo de Steve: liderazgo, energía renovable, innovación, escalabilidad y diversidad; es muy emocionante descubrir que Eduarda comparte su pasión por estas áreas. GWEC, Greenpeace y REN21 están muy contentos de anunciar a Eduarda como ganadora del premio de este año y están entusiasmados por ver cómo sigue floreciendo su carrera».

Eduarda recibirá su premio durante la Semana del Clima de Nueva York, en la que hablará a los estudiantes de la Universidad de Columbia junto a Ben Backwell sobre la transición energética y la secretaría de energías renovables.

Eduarda recibirá un amplio paquete de premios que hace hincapié en la inversión, el estudio y el liderazgo de pensamiento, incluyendo un premio monetario, una plataforma en eventos importantes como la COP27, así como en la energía regional como el evento de energía eólica de Brasil en octubre.

También habrá oportunidades para promover su liderazgo de pensamiento a una red global de profesionales en la industria mundial de las energías renovables.

Eduarda es actualmente la Women Leaders in Energy Fellow en el Atlantic Council, y ha completado recientemente un Máster en Energía y Medio Ambiente en la Universidad de Columbia.

Eduarda ya tiene una larga trayectoria en la promoción de la igualdad de género en el sector energético, además de estar profundamente comprometida con organizaciones climáticas juveniles como la SDG 7 Youth Constituency y la BRICS Youth Energy Agency. Eduarda también fue elegida para asistir a la COP26 en Glasgow.

Eduarda Zoghbi, ganadora de REvolutionaries, dijo: «Es un inmenso honor ser reconocida con el premio «REvolutionaries: The Steve Sawyer Memorial Award». Espero continuar el legado de Steve Sawyer democratizando el acceso a la energía en América Latina y rompiendo las barreras de género en la fuerza de trabajo de la energía. Habiendo servido en coaliciones climáticas y energéticas lideradas por jóvenes durante toda mi carrera, deseo utilizar esta plataforma para dar a conocer estas voces y promover una transición justa a través de un enfoque centrado en las personas, asegurando que los jóvenes jueguen un papel fundamental en la consecución de las metas del ODS 7 de la ONU».

Arthouros Zervos, de REN21, agrega que «la pasión y el compromiso de Eduarda para hacer de las energías renovables la norma en Brasil y en todo el continente es inspiradora. REN21 se enorgullece de formar parte del Premio en Memoria de Steve Sawyer, que apunta y eleva tal talento».

Kelly Rigg, esposa de Steve Sawyer y directora de la consultora medioambiental Varda Group, valora que «Eduarda encarna todo lo que teníamos en mente al crear este premio en memoria de Steve. No me cabe duda de que se convertirá en una líder energética al aunar su experiencia y su compromiso con el activismo.»

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Qué consecuencias tendrá la decisión de Massa de incluir a Chevron en un régimen de promoción de Vaca Muerta

El gobierno reactivó el esquema de beneficios para las petroleras contemplado en el Decreto 929/2013, uno de los pedidos que recibió el ministro de Economía, Sergio Massa, en su reciente gira por EE.UU., donde se reunió con funcionarios del gobierno norteamericano y también con directivos de empresas energéticas de ese país. Lo hizo a través de la Resolución 655/2022 publicada este martes en el Boletín Oficial.

En rigor, la decisión le otorgó a la Compañía de Hidrocarburo No Convencionales (CHNC), una firma creada en 2013 por YPF para vehiculizar financieramente y blindar jurídicamente la inversión de Chevron en el área Loma Campana, el desarrollo comercial de shale oil que ambas petroleras iniciaron ese año en Vaca Muerta.

EconoJournal adelantó 10 días atrás que Massa había prometido que reactivaría la operatoria del régimen de promoción establecido por el Decreto 929 en una reunión mantenida en Washington con directivos de las empresas que integran la Cámara de Comercio de Estados Unidos. El titular del Palacio de Hacienda considera que la implementación de ese esquema de incentivos, que pese a estar vigente nunca llegó a aplicarse, es clave para que las petroleras recuperen la confianza en el gobierno e incrementen sus inversiones en Vaca Muerta.

Estructura societaria creada por YPF y Chevron para invertir en Vaca Muerta

Fuente: Redalyc.org

Interrogantes

Si bien la resolución 655 otorgó los beneficios incluidos en el Decreto 929 a CHNC, en los hechos el acreedor de esas ventajas es Chevron, dado que tras la firma del contrato de asociación en Loma Campana, la petrolera bajo control estatal cedió su participación en CHNC a la compañía norteamericana, que es por distancia es la petrolera internacional que más dinero lleva invertido en la formación no convencional de la cuenca Neuquina. En total, desde 2013 suman más de US$ 4000 millones.

«Cuando se estaba por suscribir el acuerdo por Loma Campana, Chevron pretendía que el gobierno (de Cristina Kirchner) la autorice a exportar un 50% del petróleo producido en Vaca Muerta. La conducción política de ese momento no aceptó ese porcentaje y lo bajó al 20%. Entonces, para acercar los tantos, YPF ofreció renunciar al beneficio que le correspondía a futuro como accionista de CHNC y cedérselo a Chevron«, recordó un directivo de la empresa que participó de esas negociaciones.

Uno de los interrogantes que surgió esta semana cuando se conoció la resolución firmada por la secretaria de Energía, Flavia Royón, es si la normativa tiene efecto retroactivo. Es decir, si salda la discusión sobre el reclamo administrativo que inició Chevron a mediados de 2018 —cuando se cumplieron los cinco años posteriores al arranque de la inversión en Vaca Muerta, tal como establece el Decreto— o si sólo tiene cumplimiento efectivo hacia adelante. Las fuentes consultadas por este medio señalaron que técnicamente la medida se expide de cara al futuro y no resuelve el diferendo pasado, pero indicaron que, lógicamente, la decisión de la Secretaría de Energía robustece la posición de Chevron sobre esa cuestión.

Lo concreto es que la resolución coloca a CHNC —que, tal como se explicó, funciona como vehículo con el que Chevron exporta parte de la producción de petróleo de Loma Campana— en la posición de empezar a vender al exterior un 20% de la oferta de shale oil de ese bloque sin pagar retenciones, que representan un 8% del precio de venta del crudo. En la práctica, lo que terminará sucediendo es que la petrolera norteamericana tendrá prioridad para exportar petróleo, dado que en caso de no hacerlo y comercializar esa producción en el mercado interno, el Estado deberá reconocerle la diferencia entre el valor doméstico del Medanito y el precio de paridad de exportación.

Fuentes que pasaron por la Secretaría de Energía señalaron que esa ventaja en favor de Chevron podría generar, de manera indirecta, un desequilibrio con el resto de las productoras que exportan crudo desde Vaca Muerta, como Vista, Shell, ExxonMobil, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa. «Es una resolución (la 655) que podría desestabilizar la demanda de exportaciones. No queda claro si es retroactivo, ni tampoco cómo se pagará ni a qué precio», señaló un ex funcionario de la cartera que conduce Royón.

Sin embargo, fuentes privadas le quitaron gravedad a esa situación. «CHNC ya exporta un 35% de su producción. Es decir, exporta más del 20% que la autoriza el Decreto 929, por lo que no habrá problemas. Si Chevron no exportara petróleo y empezara a hacerlo a partir de esta resolución, sí podría darse que su incorporación al universo de exportadores termine obligando al resto a vender menos crudo al exterior. Pero como ya es un jugador que está en esa lista, no veo mayor problema», respondió el gerente comercial de una petrolera que produce shale oil en Vaca Muerta.

Por el contrario, otras dos fuentes de empresas productoras sin contacto entre sí celebraron la decisión del gobierno porque interpretan que el resto de las petroleras que están en Vaca Muerta podrán exigir beneficios similares que están incluidos en la Ley 27.007 (sancionada en 2014), que retoma gran parte de las ventajas establecidas en el Decreto 929.

Tal como publicó este medio, la malaya Petronas, que está asociada a YPF en el bloque La Amarga Chica, es la que mayores chances posee de recibir los incentivos que ahora recibió Chevron. Pero más atrás se ubican empresas como Shell, entre otras, que llevan invertidos más US$ 250 millones por año (el piso que establece esa ley) en el desarrollo de Vaca Muerta y están en condiciones de exigir esos beneficios.

Historia de incumplimientos

El Decreto 929/13 fue una herramienta creada por la administración de Cristina Fernández de Kirchner para traccionar la inversión conjunta de Chevron con YPF en Loma Campana, el yacimiento insignia de shale oil en el país, que por entonces recién comenzaba a despegar.

El artículo 6 estableció entonces que las empresas incluidas en ese régimen promocional para la inversión gozarían a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos proyectos del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos producidos en dichos proyectos, sin que se les aplique derechos de exportación. A su vez, en el cuarto párrafo de ese mismo decreto se aclara que “los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo en los términos del primer párrafo del presente artículo, tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del 20% de hidrocarburos líquidos o gaseosos”.

YPF y Chevron fueron los primeros en condiciones de reclamar el cumplimiento de ese beneficio, pero durante la presidencia de Mauricio Macri el Estado argentino incumplió lo escrito y no autorizó que ninguna empresa pudiese sortear los controles de capitales restaurados en 2019 en medio de la fenomenal corrida cambiaria.

Chevron no reclamó en la Justicia ni manifestó ninguna queja pública, pero cada vez que tuvo oportunidad le hizo saber a los funcionarios argentinos que esa norma no se estaba cumpliendo.

Massa resolvió ahora que comience a cumplirse el decreto 929. Por lo tanto, le otorgó a la Compañía de Hidrocarburos No Convencional los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos establecidos en los artículos 6 y 7.

Los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los artículos 6º y 7º de esa normativa, se adjudicaron al proyecto del área Loma La Lata Norte/Loma Campana en Neuquén.

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El gobierno prepara proyecto de Ley para acelerar el desarrollo de recursos energéticos

El presidente Alberto Fernández sostuvo que “la Argentina tiene recursos en condiciones de competitividad y eficiencia para abastecer al mundo de energía. No solo por Vaca Muerta (Reservorio no convencional de petróleo y gas natural), sino también por la abundancia de viento, sol y litio. El mundo está en medio de dificultades energéticas severas y en la Argentina está parte de la solución”, expresó.

Al respecto, el Mandatario anunció que “en los próximos días el Gobierno nacional va estar mandando un proyecto de Ley que de certezas a las inversiones que se destinan a la producción de energía y fundamentalmente a la construcción de plantas de licuación de gas”. La iniciativa tiene el objetivo de “profundizar inversiones, el trabajo conjunto y, cuanto antes, sacar ese gas para la Argentina y para el mundo”.

Fernández mantuvo en Houston, Texas, una reunión con más de 80 directivos y representantes de las empresas más importantes del sector energético, en el Houstonian Hotel.

Del evento participaron, entre otros, directivos de YPF, Total Energies, Shell, ExxonMobil, Chevron, Tenaris, Schlumberger, Excelerate Energy, Equinor, Eco2Energies, de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales, y del IAPG.

Alberto Fernández hizo incapié en que “están los recursos naturales, el conocimiento acumulado y la decisión política necesarios para exportar energía al mundo”, y destacó la necesidad de “pensar un diseño de país fundado en una nueva matriz donde la energía sea el eje central del desarrollo”.

Asimismo, afirmó que “no hay obstáculos” para continuar avanzando en el crecimiento del sector energético en la Argentina, y señaló que “lo que alguna vez fue un sueño de todos, hoy es una realidad que nos permite mostrar el éxito notable en el desarrollo de Vaca Muerta y poner en valor el potencial energético del país”.

“Después de 10 años de desarrollo y explotación, Vaca Muerta representa hoy el 40 por ciento de la producción total de hidrocarburos de Argentina”, enfatizó el Presidente, y afirmó que “todo indica que los resultados de la explotación nos seguirán sorprendiendo positivamente por el avance continuo que hemos visto en dos planos: el de la eficiencia y el de la reducción de costos”.

El presidente planteó, además, que “las reservas de gas no convencional alcanzan hoy para 170 años de abastecimiento al mercado doméstico”, pero dijo que “no tendría sentido sentarnos sobre esa riqueza todo ese tiempo teniendo en cuenta la escasez de gas y las necesidades de la transición energética a escala regional y global”.

Al referirse a la política orientada al sector, el mandatario dijo: “No estamos pensando solamente en este año. Tampoco estamos pensando en un solo gobierno. La estrategia en energía merece ser una política de Estado, con aliento y seguridad jurídica”.

El proyecto de ley al que hizo referencia el Presidente está siendo elaborado en el ministerio de Economía, del cual depende la Secretaría de Energía. Hace un año se anunció y se giró un proyecto específico para la industria hidrocarburífera , pero no llegó a tratarse en el Parlamento.

Aspectos centrales del proyecto que ahora se estima podría ser girado al Congreso en la próxima semana, fueron considerados por el ministro Sergio Massa durante las gestiones que realizó a principios de este mismo mes en Washington, y también en Texas ante un auditorio similar al que escuchó a Fernández.

Esto, en el contexto del fuerte interés de la Administración Biden, de acoplar a la Argentina a la estrategia de aprovisionamiento de recursos energéticos, principalmente a países europeos que se ven muy afectados como consecuencia del conflicto político y bélico entre Rusia y Ucrania, con la OTAN de trasfondo.

Habrá que ver el contenido del proyecto de ley en barbecho, pero el gobierno argentino debe evaluar la articulación de necesidades. La propia de desarrollar reservas y exportar para hacerse de divisas que necesita como el agua, y la del mercado, de contar con petróleo, gas, y litio para atravesar una “transición energética” hacia más Renovables, que parece será más larga de lo previsto antes del conflictivo nuevo escenario mundial que se está reconfigurando en lo político-económico-energético.

Por su parte, al dirigirse al empresariado, el embajador argentino ante Estados Unidos, Jorge Argüello, aseguró: “Vamos a concretar un verdadero hito en la ya vieja relación entre Houston y la Argentina”, sobre la que recordó “los primeros contratos que se firmaron hace 11 años para la exploración y explotación en el yacimiento de Vaca Muerta que acabábamos de descubrir”, y “la importancia estratégica que le vemos al potencial” de producción.

Luego tomó la palabra el titular de la sede en EE.UU. del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Emilio Acin Daneri, quien manifestó que “sin lugar a duda la industria del petróleo y el gas en la Argentina ha sido un motor de crecimiento, generación de puestos de trabajo y desarrollo humano en todo el territorio nacional”.

Y enfatizó: “nuestro país ha sido bendecido en su subsuelo con varias cuencas geológicas que a través de las décadas y la acción conjunta de gobiernos y compañías privadas ha posibilitado el desarrollo de fuentes de energía que impulsaron el crecimiento del país, en particular Vaca Muerta”.

El presidente Alberto Fernández asistió acompañado por la primera dama, Fabiola Yáñez; los ministros de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto, Santiago Cafiero; y de Seguridad, Aníbal Fernández; el secretario general de la Presidencia, Julio Vitobello; la portavoz presidencial, Gabriela Cerruti, y el presidente YPF, Pablo González.

El presidente concluyó así su agenda de trabajo en los Estados Unidos, país al que viajó para participar del 77º Período de sesiones de la Asamblea General de las Naciones Unidas (AGNU).

SM

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Europa lleva comprometidos medio billón de euros en ayudas económicas para hacer frente a la crisis energética

Los gobiernos europeos llevan comprometidos hasta ahora medio billón de euros en ayudas a los hogares y empresas para hacer frente a la crisis energética. El dato refleja la creciente preocupación que existe en la Unión Europea por el costo fiscal de aliviar los aumentos en los precios del gas y la electricidad.

Los países de la Unión Europea y el Reino Unido adoptaron desde septiembre de 2021 medidas de ayuda económica a hogares y empresas que implican un costo fiscal de 500.000 millones, según un reporte de Bruegel, un think tank con sede en Bruselas.

En suma, los 27 Estados de la U.E. han destinado 314.000 millones de euros en medidas de alivio económico en el último año. Por otro lado, el Reino Unido destinó 178.000 millones de euros. Las cifras incluyen algunas medidas anunciadas recientemente pero que no fueron ejecutadas aún.

Bruegel viene relevando las medidas adoptadas por los gobiernos desde el comienzo de la escalada de los precios del gas y la electricidad. Esto incluye medidas para limitar los precios del gas y de la electricidad, recortes de impuestos en las facturas de energía y combustibles, y otrogamiento de subsidios energéticos, entre otras.

Fondos destinados en ayudas económicas a hogares y empresas por país. Fuente: Bruegel.org

No obstante, las cifras no incluyen las erogaciones estatales para nacionalizar, rescatar o proporcionar préstamos de emergencia a las empresas de energía. En el caso de los países de la Unión Europea, la cifra trepa a 450.000 millones si se suman esas erogaciones, según el think tank europeo. Alemania llegó este miércoles a un acuerdo con la finlandesa Fortum para estatizar Uniper, una de las principales compañías generadoras de electricidad del continente.

“Insostenible”

Muchas de las medidas fueron tomadas pensando en que la escalada de precios sería temporal. Pero la guerra en Ucrania detonó esa perspectiva y las transformó en estructurales.

“Inicialmente diseñadas como respuestas temporales a lo que se suponía que sería un problema temporal en el verano de 2021, estas medidas fiscales ahora se han disparado y se han vuelto estructurales. Esto claramente no es sostenible desde la perspectiva de las finanzas públicas”, dijo Simone Tagliapietra, uno de los autores del reporte de Bruegel.

“Este nivel de intervención puede profundizar las divergencias económicas dentro de Europa. Es importante coordinar estas políticas entre los países europeos”, añadió.

Intervención del mercado energético

El costo fiscal de moderar el impacto económico de los precios energéticos es una de la máximas preocupaciones de las autoridades europeas.

La Comisión Europea presentó la semana pasada sus propuestas de emergencia para intervenir los mercados energéticos. Entre las propuestas figura un límite en el precio de la electricidad de 180 euros por MWh para los generadores que no utilizan gas natural (renovables, hidroeléctrica, nuclear y carbón). Estos generadores cobran el precio de mercado (que llegó a costar unos 600 euros por MWh) pero tienen costos de generación mucho más bajos que las usinas a gas. Según el Poder Ejecutivo europeo esa diferencia representa una “ganancia inesperada” para esos generadores y propone que los Estados se apropien de esa diferencia para financiar sus programas de ayuda económica.

“Estas empresas están obteniendo ingresos que nunca contabilizaron, ni siquiera soñaron. En nuestra economía social de mercado, las ganancias son buenas. Pero en estos tiempos está mal recibir beneficios extraordinarios, beneficiándose de la guerra y a costa de los consumidores”, dijo la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. Con esta medida los Estados europeos recaudarán hasta € 140.000 millones según von der Leyen.

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Apuesta de YPF por el GNC para el transporte de carga y pasajeros

La construcción de cinco redes troncales para abastecer con carga rápida al transporte de cargas a GNC fue el anuncio que hizo el responsable de Gas de YPF, Marcelo Núñez, en el marco del 2° Foro de Transporte Sustentable organizado por Scania Argentina, en el Malba.

Durante un panel de este Foro, y bajo la premisa de hablar sobre “Desafíos estructurales: ¿está preparada la Argentina para el transporte sustentable?”, expusieron Lucila Capelli, subsecretaria de Planificación de la Movilidad del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires;  Gustavo Martín, de Tenaris y Marcelo Núñez, director de Gas en YPF.

Núñez detalló el proyecto sobre el que trabaja YPF. “Hoy Argentina tiene los gasoductos saturados gracias al Plan Gas. Si se quisiera usar más el GNC habría que tener más gasoductos y ampliar la distribución.

“En esta carrera de darle valor a Vaca Muerta es clave para favorecer la disminución de la huella de carbono y generar divisas, ya que se gastan U$S 2.000 millones anuales en importaciones. Si queremos que el GNC deje de ser un combustible de segunda, si queremos que los transportistas quieran tener camiones a GNC, estamos en condiciones de anunciar un gran proyecto nacional de YPF para hacer 5 corredores nacionales con grandes estaciones de carga rápida -con tiempo máximo de 8 minutos- y no más de 300 kilómetros entre puntos para el transporte de carga”.

Nuñez dijo que con esto “se cambia el modelo de logística, valor de reventa y abastecimiento de GNC, para que cierre la ecuación para todos. Queremos que nos ayuden a identificar las barreras y solucionarlas”. “Con el modelo YPF de transporte de carga, que empezará con bases en Añelo y Zárate, y a partir de ahí extender este proyecto de corredores del programa nacional de transporte sustentable, cambiaremos esa ecuación”.

Y agregó que “puedo adelantar que uno de esos corredores será Buenos Aires-Rosario-Córdoba, con surtidores de alto caudal, con carga de GNL, GNC y otros combustibles”, refirió Nuñez, señalando que “esto va a llevar a que el desafío para empresas como Scania sea el de tener disponibles más camiones a gas”.

“En cuanto al transporte público de pasajeros, tenemos identificado que en ciudades medianas y grandes hay que generar estaciones de carga de YPF en las cabeceras de transporte”, puntualizó.

Núñez consideró que “el primer lugar donde deberíamos hacer la prueba en el transporte a GNC es en el AMBA, por las estaciones que tiene y la infraestructura. En GNL esto no es sencillo de resolver. Hay una ventana de oportunidad. Los avances en Scania tanto en carga como en pasajeros, y lo que hace YPF, son muy grandes y somos optimistas en eso porque hay consensos generalizados sobre las oportunidades”.

En tanto, Gustavo Martin explicó que “Tenaris está comprometida con reducir las emisiones. En González Chaves vamos a hacer un campo eólico que generará la mitad de la energía que necesita Siderca con el objetivo de bajar un 50% las emisiones al 2030 y está decidido hacerlo con el gas. Tenemos gas, pero no podemos disponer porque la capacidad de transporte está saturada. El gasoducto troncal Néstor Kirchner va a aumentar el transporte troncal de gas en un 30 por ciento”.

Martin refirió que “atrás de esto aparecieron un montón de obras de derivaciones necesarias. El gasoducto debería estar listo en su primera etapa a mitad de 2023, es un desafío grande. Nuestro país tiene desde hace muchos años una gran cantidad de transporte liviano a GNC, que es un 12%, un número muy grande comparado con otros países, pero en transporte pesado hay un enorme desafío. Con la red que recién anunció YPF hay una enorme esperanza”.

Con respecto al gasoducto Néstor Kirchner, Martin explicó que “el gasoducto es en una primera etapa entre Vaca Muerta y Salliqueló, y la segunda etapa de Salliqueló a San Gerónimo, en Santa Fe. Argentina necesita exportar gas, para eso se necesitan más gasoductos y una planta de GNL. Hoy Europa quiere salir de la dependencia del gas ruso y ahí hay una oportunidad enorme para Argentina”.

Núñez explicó que “es una oportunidad histórica”. Y destacó que el proyecto conjunto que YPF tiene con los malayos de Petronas, que incluye una planta de GNL, “va a generar muchos beneficios”.

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Campaña de Naturgy promueve el consumo responsable del gas natural

La compañía distribuidora de gas natural por redes Naturgy presentó, con una serie de tres videos en sus redes sociales, la nueva campaña sobre el consumo responsable y racional del gas en el hogar bajo el lema “ahorrar energía es responsabilidad de todos”.

La campaña se lleva a cabocon el objetivo de concientizar a la sociedad sobre el uso eficiente de este recurso no renovable, lo cual conlleva directamente a la prevención de accidentes con monóxido de carbono, se indicó.

Entre las principales sugerencias que se muestran en las imágenes se destacan: 

·         No utiliza las estufas en temperaturas elevadas y no dejarla en piloto si no se va a usar para calefaccionar.

·         Utilizar, si es posible, burletes bajo las puertas o en los bordes de las ventanas para evitar la pérdida de temperatura del ambiente y mejorar la aislación de la casa.

·         Nunca usar las hornallas y/o el horno para calefaccionar los ambientes. No es eficiente y es peligroso.

·         Al cocinar, tapar las ollas para evitar pérdidas de temperatura y lograr una cocción en menor tiempo.

·         Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente.

·         Cuando se termine de cocinar aconsejamos cerrar la llave de paso de gas.

·         Al lavar los platos, enjabonarlos con la canilla cerrada, para luego enjuagar. No dejar el agua caliente corriendo.

·         Lograr ducharse en un menor lapso para evitar el uso excesivo del agua caliente.

·         Si posee calefón usar la temperatura al nivel ideal y así evitar la mezcla del agua fría con la caliente. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.

·         Utilizar agua fría en el lavamanos, de no ser necesario usar la caliente.

·         Verificar siempre que las canillas se encuentren bien cerradas, sin goteo.

A su vez, los videos de Naturgy destacan algunos detalles de uso de los recursos, como, por ejemplo:

·         ¿Sabías que una ducha de 10 minutos consume casi 0,5 m3 de gas? Más del doble de lo necesario.

·         ¿Sabías que si utilizas un calefactor al mínimo se puede reducir el consumo mensual en 5 m3?

Para ver los videos de la campaña:

o    Baño: https://www.youtube.com/shorts/LxikQ2OuDrI

o    Cocina: https://www.youtube.com/shorts/CHzNgqa8j4k

o    Living: https://www.youtube.com/shorts/txnHvbrvM3U

Además, Naturgy cuenta con el portal www.cuidemosnuestrosrecursos.com donde se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso responsable no sólo del gas, sino que también de la electricidad y del agua.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

También en:

Facebook: https://www.facebook.com/NaturgyArgentina/

Twitter: @NaturgyAr

Instagram: Naturgyar

YouTube: https://www.youtube.com/c/NaturgyArgentina

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Una contratación clave para el Gasoducto Néstor Kirchner todavía navega en la incertidumbre y podría demorar la obra

La Comisión Evaluadora designada por Enarsa para avanzar con la adquisición de las válvulas para el Gasoducto Néstor Kirchner y sus obras complementarias resolvió el lunes de la semana pasada declarar inadmisibles todas las ofertas presentadas. En un dictamen complementario dictado el último sábado esa misma Comisión hizo lugar a la impugnación realizada por Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) y le adjudicó 30 de las 140 válvulas que se necesitan. Sin embargo, sigue sin resolverse cómo comprará el resto, entre las que se encuentran las de bloqueo de línea, indispensables para poder operar el gasoducto. Una posibilidad que se evalúa es que la empresa estatal le traslade la responsabilidad de conseguir las válvulas restantes a las firmas encargadas de la obra.

Cuando se observa el detalle de las ofertas económicas, se puede comprobar que, en los primeros cinco renglones, que son claves para la obra, Cameron Argentina había realizado las ofertas más competitivas, pero la oferta fue declarada inadmisible. Lo mismo ocurrió con el resto de los oferentes. Por lo tanto, Enarsa debe decidir contrarreloj para ver cómo avanza ya que los plazos de entrega de los distintos oferentes oscilaban entre los 160 y 212 días, es decir, entre 5 y 7 meses. Si hubiesen concretado ahora la adjudicación de las válvulas faltantes, podrían haber estado listas entre febrero y abril. Esto significa que no queda mucho margen para tomar una resolución si es que se quiere llegar al invierno próximo con el gasoducto funcionando.

Agustín Gerez, presidente de Enarsa.

El llamado

Luego de haber convocado en junio a una licitación pública que quedó inconclusa, el Directorio de Enarsa resolvió el mes pasado aprobar el llamado para la adquisición directa de válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas de diámetro para el Gasoducto Néstor Kirchner y sus obras complementarias. Cómo parte de ese proceso se invitó a participar a ocho empresas: KSB Cía. Sudamericana de bombas, Cameron Argentina SAIC, Valvtronic S.A., Tormene Americana S.A., Kioschi S.A., Válvulas Worcester de Argentina S.A., Wenlen S.A. y Pyat S.A.   

Como consta en el acta del 29 de agosto, dentro del plazo previsto se presentaron seis ofertas por algunos o todos de los 27 renglones en que se organizó la compra:

Valvtronic S.A. (Renglones 1 a 27)Wenlen S.A. (Renglones 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 26 y 27)Cameron Argentina S.A.I.C (Renglones 1 a 27)Kioshi S.A. (Renglones 1 a 27)Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) (Renglones 7, 9, 10, 13, 22, 23, 24 y 25)Tormene Americana S.A. (Renglones 1 a 27)

La resolución

En el dictamen la Comisión Evaluadora declaró inadmisibles las seis ofertas por diversos motivos:

1) Valvtronic: “Los antecedentes contractuales presentados resultan insuficientes para tener por acreditada la capacidad técnica requerida”, se afirma en el Punto V 1) c).

2) Wenlen: “Conforme surge del Anexo I ´Informe sobre los Antecedentes Legales e Institucionales´, la oferta presentada contraviene distintas disposiciones del pliego de condiciones generales y particulares, lo que torna inadmisible a dicha propuesta”, se remarca en el Punto V, 2).

3) Cameron Argentina S.A.I.C.: “Conforme surge del Anexo I ´Informe sobre los Antecedentes Legales e Institucionales´, la oferta presentada violenta tanto previsiones del pliego como de la propia Ley 13.064, lo que torna a dicha oferta inadmisible”, se sostiene en el Punto 5 3). El problema central es que Cameron, según se amplía en el Anexo I, puso que “los derechos y obligaciones de las partes se regirán por las leyes del Estado de Texas y las disputas resultas en el Tribunal del Distrito del Condado de Harris, Texas o en el Distrito Sur de Texas”. “Estos apartamientos no solo resultan violatorios del pliego que gobierna el procedimiento de selección, sino también de la ley 13.064, al pretender sustituirla en su totalidad por un derecho foráneo, y desconocer la competencia de la jurisdicción contenciosa administrativa, lo que por si es suficiente para rechazar esta oferta”, remarcó la Comisión Evaluadora.

4) Kioshi S.A.: El Punto V 4) dice: “Conforme surge del Anexo I ´Informe sobre los Antecedentes Legales e Institucionales´, la oferta presentada contraviene distintas disposiciones del Pliego de Condiciones Generales y Particulares, lo que torna inadmisible a dicha propuesta”.   

5) Válvulas Worcester de Argentina (Valbol): En el punto V 5), la Comisión impugnó su capacidad legal e Institucional (“no cumple con lo solicitado en el pliego respecto a los antecedentes institucionales”) y su propuesta técnica (“los antecedentes contractuales presentados resultan suficientes para tener por acreditada la capacidad técnica requerida. Sin embargo, la propuesta técnica presentada no se adecúa a lo requerido en el pliego”). Lo llamativo es que en el detalle del Anexo III puede leerse que la propuesta técnica de Valbol “cumple sustancialmente con lo requerido en el pliego”, en lo que constituye una evidente contradicción dentro del mismo dictamen.  

6) Tormene Americana S.A.: “Conforme surge del Anexo III ´Informe sobre los antecedentes técnicos y la propuesta técnica´, la oferta presentada contraviene distintas disposiciones del Pliego de Condiciones Generales y Particulares, lo que torna inadmisible a dicha propuesta”, resuelve la Comisión en el Punto V 6)

Por último, la Comisión Evaluadora concluye: En virtud de lo expuesto se recomienda al Directorio de Enarsa que declare inadmisibles todas las ofertas presentadas y, por lo tanto, desierto el llamado a contratación directa competitiva”.

La revisión

Valvtronic y Valbol impulgaron el dictamen de la Comisión Evaluadora.

Valvtronic sostuvo que no se tuvieron en cuenta algunos de sus antecedentes al momento de declarar inadmisible su oferta por no tener suficientes antecedentes. Sin embargo, la Comisión ratificó su postura.

En el caso de Valbol, en cambio, la Comisión había impugnado su capacidad legal e institucional porque supuestamente tenía deudas con la AFIP. No obstante. la firma sostuvo que se encuentra al día con sus obligaciones impositivas y previsionales, aseguró que figuraba como deudora por un error del sistema y acercó pruebas que lo acreditaban. Por lo tanto, se recomendó hacer lugar a la impugnación.

En el dictamen la Comisión también había impugnado la propuesta técnica de Valbol al afirmar en el Punto V 5) c) que “no se adecúa a lo requerido en el pliego”. Sin embargo, en el dictamen complementario aseguró que “corresponde en esta instancia rectificar el error material del Punto V 5) c) del ya citado Dictamen de Evaluación fechado el 12 de septiembre pasado, respecto a la propuesta técnica, pues, como surge del Anexo III de dicho dictamen, dicha oferta cumple con lo requerido en el pliego”. Es decir, en el dictamen original la Comisión puso en el resumen de las impugnaciones que Valbol no cumplía con la propuesta técnica, pese a que en el Anexo III de ese mismo dictamen había puesto que sí cumplía. Por eso tuvo que aclarar que había cometido un “error material” y terminó recomendando que se le adjudique la provisión de 30 de las 140 válvulas que se requieren para la obra.

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MATER: se adjudicaron contratos por 800 MW que habían quedado inconclusos del RenovAr

El proceso de liberación de prioridad de despacho retenida por proyectos de energías renovables que fueron adjudicados bajo el programa RenovAr pero que no se construyeron, dejó hasta el momento 778 MW de potencia asignada disponible. Esa capacidad de transporte que estaba retenida y fue liberada ya fue ocupada casi en su totalidad por nuevos proyectos bajo licitaciones del MATER (Mercado a Término entre actores privados), según indicaron fuentes del sector privado a EconoJournal.

En el último trimestre del año habrá nueva licitación del MATER y es probable que la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) se siga adjudicando más prioridad de despacho liberada, indicaron las mismas fuentes.

Rescisión de contratos

Son en total 30 proyectos que solicitaron rescindir sus contratos PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) de abastecimiento de energía bajo la Resolución 1260 de diciembre del año pasado, que tuvo la intención de recuperar capacidad de transporte purgando el universo de proyectos que firmaron contratos con Cammesa, pero no se construyeron. Los datos surgen del informe de gestión número 133 que presentó recientemente el jefe de Gabinete, Juan Manzur, a la Cámara de Diputados.

Se trata de contratos de abastecimiento de energía renovable en dólares y a 20 años firmados en las distintas rondas del programa RenovAr, la iniciativa impulsada por el gobierno de Mauricio Macri. Por la crisis económica desatada en 2018 en el país, alrededor de 100 proyectos renovables no pudieron concretarse principalmente porque no consiguieron financiamiento, entre otros motivos. Suman 1.500 MW que no se construyeron de un total de 187 proyectos (5.044,6 MW) que se adjudicaron en las cuatro rondas licitatorias del programa RenovAr.

Los 30 proyectos

Del total que solicitaron la rescisión del contrato PPA, 19 proyectos corresponden a la Ronda 2, nueve a la Ronda 1.5, uno de Ronda 1 y el último de la Ronda 3. Son cuatro proyectos eólicos; 16 solares; 6 de biomasa y 4 de biogás.

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Datos positivos de la industria química y petroquímica

Elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), el informe mensual con el panorama sectorial muestra que durante julio del 2022 la producción del sector creció un 25% interanual ayudado significativamente por los productos finales agroquímicos -considerando que durante 2021 hubo paradas de planta asociadas a este subsector- y, en menor medida, por los productos intermedios y básicos inorgánicos. Al comparar con el mes anterior, se observa una caída del 5% debido a paradas de planta por mantenimiento y a la acumulación de stock. El acumulado del primer semestre año alcanzó un crecimiento del 16% respecto al mismo período 2021.

El informe de la CIQyP® además indica que, las ventas locales se incrementaron un 48% respecto a julio de 2021, producto del aumento de volumen de ventas -por las razones antes indicadas- y precios de los productos a nivel global, considerando, además, la depreciación del dólar, siendo los productos finales agroquímicos y finales termoplásticos los subsectores más influyentes. Respecto a junio, se registra una caída del 6% a causa de los menores volúmenes vendidos ocasionados por las paradas de planta. Para el acumulado del año, el incremento asciende a 45% respecto al mismo periodo del año anterior.

A su vez, la reseña detalla que las exportaciones, cayeron un 3% interanual y un 2% respecto al mes anterior producto de menores volúmenes vendidos. No obstante, el acumulado del año se mantiene con una variación positiva del 34% producto de aumentos en precios de los productos en el mercado externo.

Por su parte, el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), presenta valores positivos intermensualmente para las tres variables analizadas: en producción 39%, en ventas locales un 3%, y en el mercado externo un 3%. Se explica por la variación en la demanda de algunos productos por motivos estacionales

El informe llevado adelante por la CIQyP® presenta que la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe durante julio tuvo un uso promedio del 54% para los productos básicos e intermedios y del 91% para los productos petroquímicos.

La balanza comercial de los productos del sector durante julio de 2022 fue 27% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 28% en las importaciones y del 31% en las exportaciones.

En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante julio de 2022, alcanzan los 516 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.319 millones en los primeros siete meses del año.

“El informe muestra que el sector sigue la situación general de la Industria, se percibe una leve mejoría en el sector interno sin embargo las exportaciones han caído levemente. Sigue siendo critico el suministro regular de materias primas que necesitan del acceso a divisas para su operación”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Índice General SIES (Sistema de Información Estadístico Sectorial)

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El Gobierno rehabilitó el régimen de acceso a divisas por explotación de Loma Campana

La Secretaría de Energía otorgó ayer a la Compañía de Hidrocarburos No Convencional (CHNC SRL), de la cual son socios en partes iguales YPF y la estadounidense Chevron, los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los Artículos 6 y 7 del Decreto 929 de 2013, para el proyecto del Área Loma Campana, en Vaca Muerta. Esta sociedad es considerada fundacional de las operaciones en el no convencional neuquino y los resultados obtenidos permiten asegurar que Loma Campana con sus 66.000 barriles de petróleo por día, es el bloque de la formación más […]

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Raízen incorpora un nuevo destilador que permitirá aumentar la producción de combustibles

La compañía está realizando una parada técnica en la refinería Dock Sud con el objetivo de incrementar el procesamiento de crudo liviano proveniente de Vaca Muerta. Se trata de uno de los hitos más importantes en la historia de la empresa de energía en el país. Raízen Argentina, licenciataria de Shell en nuestro país, inició una parada técnica en su refinería ubicada en la localidad de Dock Sud, para concluir un proceso que se inició hace ya cinco años: incorporar un nuevo destilador que permitirá aumentar el procesamiento de crudo liviano proveniente de Vaca Muerta. La parada de planta tiene […]

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Cader cree que hay potencial para construir 324 plantas de biometano en provincias agropecuarias

La Cámara Argentina de Energías Renovables presentó ayer un informe técnico para el aprovechamiento del biometano en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe, región en la que se presenta un potencial para construir 324 plantas de producción, con una inversión total de US$ 2.170 millones y la potencial creación de casi 12.000 puestos de trabajo. El biometano es un biogás renovable purificado para ser totalmente compatible con el gas natural, que se obtiene a partir de biomasa como cultivos forrajeros (maíz, sorgo); efluentes pecuarios (porcinos, tambo, feedlot); efluentes agroindustriales o cualquier materia orgánica residual, natural o producida, […]

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YPF tiene un proyecto para la construcción de un oleoducto entre Vaca Muerta y Sierra Grande y va sumando adeptos

El PJ de Rio Negro apoyó la iniciativa presentada por la petrolera de bandera para la construcción del puerto exportador de crudo más importante del país. El intendente Renzo Tamburrini subrayó que “hay una visión de desarrollo federal” El fin de semana se llevó a cabo una reunión con autoridades del partido, legisladores provinciales, intendentes de la zona y concejales. Alli el intendente de Sierra Grande, Renzo Tamburrini, defendió la puesta en marcha del oleoducto y terminal de despacho.  “La posibilidad de desarrollo que este proyecto genera para Sierra Grande que puede y está en condiciones de generar desarrollo industrial […]

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Neuquén: nuevo récord de producción de gas

Durante agosto se alcanzó el récord histórico de 91,59 millones de metros cúbicos por día. En tanto, la producción de petróleo creció 40 por ciento en un año. La provincia del Neuquén logró un nuevo récord histórico en la producción de gas en agosto, al alcanzar los 91,59 millones de metros cúbicos por día. De acuerdo con lo informado por el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia, la cifra representa un crecimiento del 0,47 por ciento con respecto a julio de este año y del 12,99 por ciento en comparación con agosto de 2021. En tanto, la […]

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Expertos de distintas facultades analizaron el avance de la planta de fabricación de celdas y baterías de litio

Con una agenda de trabajo centrada en la inminente puesta en marcha de la Planta Nacional de Desarrollo Tecnológico de Celdas y Baterías de Litio (UniLiB), se reunió este mediodía en el Rectorado la Mesa de Litio de la Universidad Nacional de La Plata. Este espacio multidisciplinario coordina, diseña e impulsa proyectos de gran impacto en el sector, y está integrado por diferentes grupos de investigación que pertenecen a la Universidad platense. El espacio es coordinado por la secretaría de Vinculación e Innovación Tecnológica, a cargo de Javier Díaz. El encuentro contó con la participación del presidente de la UNLP, […]

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Cuadruplicar el despliegue de renovables para frenar el cambio climático

Cuadriplicar la potencia de las energías renovables es una de las 25 recomendaciones incluidas en el primer informe oficial de evaluación encargado por los 45 países que se comprometieron en la COP26 de Glasgow en 2021 a que las tecnologías limpias sean a comienzos de la próxima década la opción más abordable, accesible y atractiva en los principales sectores emisores de dióxido de carbono (CO2).En la pasada década, la capacidad de generación eléctrica de renovables aumentó un 130 %, mientras que las fuentes no renovables subieron un 24 %.La Agencia Internacional de la Energía (AIE), la Agencia Internacional de Energías […]

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EL SECTOR ENERGÉTICO APUESTA POR EL GNC PARA EL TRANSPORTE DE CARGAS Y PASAJEROS

El transporte sustentable y la importancia de ampliar la red de gas fueron temas excluyentes para plantear un nuevo esquema para los transportistas urbanos y de cargas. La construcción de cinco redes troncales para abastecer con carga rápida al transporte de cargas a GNC fue el anuncio más relevante que hizo el responsable de Gas de la estatal YPF, Marcelo Núñez, en el marco del 2° Foro de Transporte Sustentable organizado por Scania Argentina, en el Malba. Durante el Tercer panel del día de este Foro, y bajo la premisa de hablar sobre “Desafíos estructurales: ¿está preparada la Argentina para […]

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Hernán Letcher: “Hay que intervenir a lo largo de toda la cadena”

Así lo indicó Hernán Letcher, coordinador de presidencia de YPF. Aseguró que “es imprescindible” participar en todas las instancias del proceso productivo. El economista y coordinador de presidencia de YPF, Hernán Letcher, expuso sobre las perspectivas del litio en Argentina y las acciones que lleva a cabo la empresa para desarrollar esta industria en el marco del nuevo evento de BAE Negocios por sus 25 años: “Panorama energético y oportunidad de inversión”. ¿Por qué es importante para YPF intervenir a lo largo de toda la cadena de producción y comercialización? “Por una cuestión muy concreta que es la generación de […]

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EL GAS CRECE COMO COMBUSTIBLE ALTERNATIVO, PERO EXPERTOS RECLAMAN POLÍTICAS MÁS FIRMES

Especialistas en energías sustentables destacaron el crecimiento del GNC en transporte de carga y de pasajeros, pero también remarcaron que faltan políticas certeras para desarrollar más espacios de cargas e inversiones. La transición energética en la Argentina se apoya en la prueba del GNC en camiones de transportes y en los buses públicos, pero según especialistas choca con la falta de corredores de carga y la falta de inversiones para desarrollar todo el potencial disponible. Según se planteó en el 2do Foro de Transporte Sustentable organizado por Scania Argentina, el país “tiene los recursos para desarrollar la transición a combustibles […]

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DESTACAN EL COMPROMISO DE GOBIERNOS Y EMPRESAS PARA REDUCIR LA HUELLA DE CARBONO

En el primer panel del Foro, especialistas del sector de la movilidad explicaron los objetivos y compromisos de los sectores público y privado para avanzar en el objetivo de emisiones cero para 2050. Expertos del sector de la movilidad sustentable destacaron la necesidad de profundizar políticas públicas que incluyan cada vez más el compromiso para la sostenibilidad ambiental y reforzar el rol de las empresas, con el objetivo de ir hacia una descarbonización en temas de transporte público y privado, en especial en las grandes ciudades. Estos conceptos se conocieron en el marco del 2° Foro de Transporte Sustentable organizado […]

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El gobierno extendió los plazos de exploración de un área offshore de ExxonMobil y Qatar Petroleum

El Gobierno extendió los plazos de exploración del área offshore MLO_118 ubicada en la Cuenca Malvinas Oeste de ExxonMobil y Qatar Petroleum, a través de la Resolución 658/22 publicada en el Boletín Oficial. La extensión es por un año del plazo del primer período exploratorio que les fue otorgado por el permiso sobre el área costa afuera.

Además, la normativa establece que durante el plazo de extensión, las empresas permisionarias deberán abonar en concepto de canon la suma establecida que se detalla en el Artículo 57 de la Ley N° 17.319 y en el Decreto N° 771/20, para el primer periodo exploratorio del plazo básico. Es por esto que tendrán que pagar el monto equivalente en pesos de 0,46 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.

La decisión responde a que, frente a las medidas implementadas para combatir la pandemia, entre las que se encontraba la prohibición de ingreso al territorio nacional de personas extranjeras no residentes en el país y el aislamiento preventivo, diversas empresas en su carácter de operadoras, titulares y/o representantes de empresas titulares de los permisos de exploración otorgados solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio de sus respectivos permisos.

Esto se debió principalmente a que la exploración de hidrocarburos en áreas costa afuera se realiza a través de la adquisición de sísmica para conocer el potencial de los recursos hidrocarburíferos que se disponen en un determinado lugar. Se trata de una actividad que conlleva la contratación de buques especialmente diseñados para realizarla, cuya disponibilidad depende de ciertos factores como son: el nivel de actividad, logística de la operación y ventanas climatológicas, lo cual se vio impedido por la pandemia.

El permiso otorgado al consorcio formado por las empresas ExxonMobil Argentina Offshore Investments y Qatar Petroleum Oil and Gas a fin de buscar hidrocarburos en la costa argentina fue otorgado en octubre de 2019, durante la gestión anterior. En ese momento el plazo del permiso de exploración fue fijado en ocho años, dividido en dos periodos de cuatro.

Sin embargo, ante la emergencia sanitaria y la actividad paralizada, en 2021 las compañías ratificaron el pedido de que se extendiera su plazo de exploración, dando cuenta de las inversiones y actividades realizadas hasta la fecha, presentando un plan de trabajo acorde a los compromisos de actividades estipuladas en su permiso, que fue aceptado por la Secretaría de Energía, de acuerdo a lo dispuesto en la resolución publicada este miércoles.

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Alemania avanza en el control de las energéticas

Luego de tomar el control de tres refinerías rusas pertenecientes a Rosneft en suelo alemán el, gobierno de Olaf Scholz acordó con Uniper SE y Fortum Oyj una enmienda al paquete de medidas anunciado el 22 de julio de 2022 que garantizará la estabilización a largo plazo de Uniper por la critica situación en los mercados energéticos. El paquete de estabilización enmendado permitirá a Uniper continuar cumpliendo su papel crítico para el suministro de energía en Alemania.

Este paquete preveía un aumento de capital de alrededor de 300 millones de euros y un instrumento convertible obligatorio de 7.700 millones de euros. Ahora la estabilidad financiera de Uniper se asegurará en un solo paso. 

Se prevé una ampliación de capital de 8.000 millones de euros a un precio de emisión de 1,70 euros por acción, excluidos los derechos de suscripción de los accionistas. Las acciones que se emitan como parte del aumento de capital serán suscritas exclusivamente por el Gobierno Federal que comprará las acciones de Uniper que actualmente posee Fortum a €1,70 por acción, lo que resultará en una participación del Gobierno Federal de aproximadamente el 99% en Uniper.

El banco estatal KfW proporcionará financiamiento a Uniper de acuerdo con sus necesidades de liquidez. La posible necesidad de financiamiento adicional dependerá esencialmente de cuándo se realice el pago del recargo de gas a Uniper, que está destinado a cubrir los costos de la adquisición de gas de reemplazo, y cómo se desarrolle la situación de margen de Uniper dada la volatilidad en los mercados de productos básicos. Uniper ya extendió las líneas de crédito de KfW Bank a € 13 mil millones a fines de agosto. 

La línea de crédito proporcionada por Fortum, que consiste en un préstamo de accionistas de 4.000 millones de euros y una línea de garantía de 4.000 millones de euros, será reemplazada por el Gobierno Federal tras la adquisición de la participación de Fortum.

Esta “desinversión de Uniper es el paso correcto, no solo para Uniper sino también para Fortum”, comentó el grupo finlandés en un comunicado. La empresa era el principal cliente del gigante ruso Gazprom en Alemania. Para cumplir sus contratos, ahora deberá obtener el gas en el mercado al contado, donde los precios se han disparado. En total, las pérdidas sufridas ascienden a “8.500 millones de euros”, indicó Fortum.

Un componente adicional del acuerdo modificado es un derecho de primera oferta para Fortum si Uniper decide vender el negocio hidroeléctrico o nuclear sueco, o partes del mismo, en el futuro. Este derecho está limitado en el tiempo hasta el 31 de diciembre de 2026. Uniper actualmente no tiene intención de vender esos negocios.

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Xiomara Castro anuncia ante la ONU la desprivatización progresiva de los servicios públicos

La 77º Asamblea General de la ONU convocó a líderes de todo el mundo en Nueva York. Latinoamérica no faltó a la cita y estuvo representada a través de los presidentes de 10 países de la región. Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, El Salvador, Guatemala, Honduras, Paraguay y Perú fueron las Repúblicas intervinieron en la jornada del 20 de septiembre.

En el caso de Honduras, la primera presidente mujer del país de las cinco estrellas, exhortó a sus pares a abordar temas tan variados como atender la pobreza, desarticular el crimen organizado y garantizar la soberanía.

Y en el ámbito local, puso el acento en el proceso de refundación de Honduras que trae consigo un cambio profundo en distintas esferas sociales, económicas y productivas.

“La Honduras que dirijo se está construyendo bajo una visión de refundación humanista, impregnada de dignidad y soberanía, que hará lo que legalmente sea importante para recuperar nuestro medioambiente y alcanzar el bien común para nuestra población”, expresó.

Aquello es coincidente con las medidas que ha venido implementando la actual administración en el sector energético y que viene anunciando desde el día de su toma de posesión (ver detalle).

Tal es el caso de los subsidios a los clientes de menor consumo y la creación de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social.

“Iniciamos promoviendo una ley de energía como bien público (…) subsidiando a los más pobres para que no paguen más energía eléctrica”, puntualizó.

Y, entre los cuatro pilares fundamentales que continuarán guiando su gestión, el sector eléctrico también fue mencionado por la presidente, indicando directamente “la desprivatización progresiva de los servicios públicos, como salud, agua potable, energía eléctrica e internet”.

En lo que respecta a generación eléctrica, el Gobierno a partir de sus 100 primeros días de administración ha venido promoviendo una renegociación de contratos con generadores privados para reducir los costos y “fortalecer” a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Al respecto, Samuel Rodríguez, agente generador renovable, reconoció que el actual gobierno llegó con una política energética dirigida a estatizar el sector pero que eso podría no atentar contra el inversionista privado necesariamente, si se despolitiza a la ENEE y la CREE abre licitaciones.  

Samuel Rodríguez, agente generador renovable

“No vamos a desconocer que la ideología del actual gobierno es fortalecer el Estado y yo creo que en este sentido lo que hay que buscar siempre como sector privado es que, dentro de este modelo de estatizar el sector, el sector privado no deje de operar o deje de tener participación”, observó.

Y aseguró: “El clima de inversión se ha abierto un poco más -aunque sea con un corte social- buscando la participación del sector privado”.

Y es que de la misma Ley del 16 de mayo del 2022 se puede interpretar que el gobierno sí podría ir por contratos BOT con privados para la construcción, operación y la transferencia del activo al ENEE cuando este ya se haya repagado.

“Aunque hablemos de un gobierno socialista, también es un gobierno abierto a la participación de la inversión privada, pero no en esos modelos de contratos de 20 a 30 años, sino un modelo de contrato bajo el modelo BOT”.

Desde la perspectiva de este referente empresario, el país no podría cubrir por completo los aumentos de la demanda eléctrica sólo con inversiones de la ENEE, y, en tal sentido, indicó la necesidad de retomar licitaciones y abrir el mercado a figuras de distribuidores y transmisores también privados.

“La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) tiene que aperturar procesos de licitación para que haya nuevos agentes en el mercado: agentes transmisores y agentes distribuidores, para que le podamos dar cobertura a todo el país de energía eléctrica y a precios sumamente competitivos. El país demanda de una inversión en los próximos años de más de 2.000 millones de dólares y esto no va a ser posible solamente con inversión estatal”.

“Tampoco hay que perder de vista que lo más importante del sector de energía es lograr tarifas que sean más competitivas y, para que estas tarifas sean sostenibles en el tiempo, definitivamente se requiere de una diversificación de la matriz energética”, indicó a la vez que enfatizó la necesidad de licitaciones de recursos renovables y una mayor participación de agentes del sector privado.

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Empresa privada lanza subasta de renovables por 10.000 MWh/año que “se adjudicará sí o sí”

El marketplace Plataforma Energía anunció que se encuentra en curso el proceso para la compraventa de energía entre generadores mediante una licitación por un total de 20 bloques de 10.000 MWh/año.

El periodo de contratación del suministro se extiende entre el 1 de enero de 2025 y el 31 de diciembre de 2033.

La solicitud presentada es “a firme”, toda vez que se encuentra predefinido un procedimiento de adjudicación con precio de reserva, el cual adjudicará automáticamente las ofertas que cumplan con las bases de licitación y cuyo precio de oferta sean igual o más bajas que ese umbral, algo pocas veces visto en el mercado de transacciones privadas de energía.

“Es un mecanismo similar al que se ocupa en la licitación de clientes regulados y otorga un grado de certeza mayor al proceso, porque básicamente estás manifestando que la licitación se adjudicará sí o sí, al cumplir las condiciones, evitando con ello que todo quede en lo que comúnmente se denomina vitrineo”, explica Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

El ejecutivo del marketplace destacó que en este caso “lo interesante es que el precio que se determinó, y el cual queda certificado ante notario, es un precio de mercado, lo que lo hace sumamente atractivo para los oferentes por cuanto aumenta las posibilidades de que sea adjudicado”.

“Siempre estamos innovando y en este caso buscamos fomentar el desarrollo de proyectos y otorgar oportunidades más allá de las licitaciones para clientes regulados”, resaltó Demarco.

La operación se realiza mediante el sistema de “biombo” por lo que no se conocerán los nombres del demandante ni de los oferentes de la energía solicitada hasta el momento de la adjudicación.

Sin embargo, en el caso del solicitante se informa que se trata de una suministradora perteneciente a un holding cuya clasificación de riesgo internacional es BBB+ y tiene una capacidad instalada de generación de más de 100 MW.

Sobre Plataforma Energía

Plataforma Energía es el primer y el mayor Marketplace en Chile dedicado, entre otros, a las transacciones de energía de clientes libres de todos los rubros.

La plataforma integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

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Aseguran que la regulación de tarifas no afecta a la autogeneración ni a los contratos de renovables

Tras diálogos entre el Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) y empresas del sector, se llegó a un acuerdo para regular las tarifas y la voluntad de empresas para renegociar los contratos en pos de beneficiar a los usuarios.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, considera que esta intervención es oportuna debido a que “las tarifas en el último año subieron tremendamente, en algunos lugares hasta el 40%, y obviamente eso era insostenible”.

Argumenta que “la razón por la cual subieron no era económicamente justificada, sino porque el índice de actualización de las tarifas subió enormemente pero no reflejaba los verdaderos costos de la industria” marcado por la inflación interna.

“Yo creo que se hizo un buen ejercicio de concertación que va a dar como resultado una disminución de las tarifas”, remata Corredor.

En esa línea, confía que esta intervención no afecta al negocio de la autogeneración, que, aun con esta presunta reducción en las tarifas, sigue siendo atractivo.

“Es lógico que entre más altas las tarifas, se amortiza con mayor rapidez la autogeneración y es más conveniente. Pero en este caso no se trata de eso debido a semejante suba de tarifas”, considera.

Y opina: “El negocio de la autogeneración viene muy bien y yo diría que esta medida no lo afectará”.

Asimismo, para el ejecutivo de SER Colombia tampoco quedarán afectados los contratos de renovables adjudicados en las subastas.

Explica: “Lo que hizo el Gobierno es que si voluntariamente se quieren revisar esos índices con los compradores, se puede hacer. Pero eso es voluntario, porque son contratos bilaterales” dentro del mercado regulado.

“A las renovables por ahora no nos afecta”, remata el directivo.

De acuerdo a las resoluciones 701-017, 701-018, 701-019 de la CREG, publicadas el viernes pasado, la regulación de intervención de precios en las tarifas actuará por 12 meses y esto generaría que los comercializadores tengan alivios de al menos el 20% en obligaciones diferidas.

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El gobierno de México retiró la información anual de metas de energía limpia del PRODESEN

La Secretaría de Energía de México (SENER) volvió a publicar el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) para el periodo 2022-2036, en el que retiró la información anual de metas de generación de energía limpia.

Asimismo, removieron la gráfica correspondiente donde se reconocía que el país no alcanzaría las metas de generación limpia (35% para 2024), sino que el incumplimiento de los compromisos ambientales se extendería hasta el 2036 y, por ende, México retrasaría su transición energética por 13 años. 

E incluso, el documento anterior detallaba que había años en el que bajaría la participación de las energías limpias en la cobertura de la demanda eléctrica y hasta disparidades de más de cinco puntos porcentuales antes que finalice la actual década. 

Pero en su lugar, el organismo que lidera Rocío Nahle, ahora menciona que sí se alcanzarán las metas de generación de electricidad con energías limpias, “de acuerdo con estimaciones internas de la SENER con datos proporcionados por la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)”. 

“Aunque es preciso señalar que no se modificó ninguna estimación de la incorporación de capacidad renovable de cara al 2036. Por lo que sólo si ellos quieren cumplir con los objetivos, las renovables deberían tener un crecimiento como el que tuvo de 2017 a 2019”, aseguró un consultor de Admonitor, una organización destinada a brindar transparencia del Mercado Eléctrico Mayorista. 

Como consecuencia, se mantendría la incorporación de 24598 MW en el periodo de 2022 a 2036 y la conversión de 5513 MW de potencia de centrales de ciclo combinado con una mezcla de 70% CH4 y 30% hidrógeno entre 2033 y 2036.

En tanto que el escenario al 31 de diciembre de 2025, es la incorporación de capacidad a instalar de 14,266 MW en la red nacional de transmisión y red general de distribución del mercado eléctrico mayorista, de los cuales “se espera una integración del 55% de energías limpias”. 

“Eso quiere decir que ahora sólo quitaron la gráfica y no la reemplazaron por alguna otra que refiere a la participación de energía limpia. Las pruebas no están, por lo que creo que el cambio en el PRODESEN fue por controversia política, considerando todo el contexto que atraviesa en cuanto al cambio de su política energética”, agregaron desde la entidad.

Cabe recordar que en los últimos dos años la actual administración tuvo diversos vaivenes y posturas contra las energías renovables, dado que a comienzos de su mandato canceló las Subastas de Largo Plazo (SLP) y buscó darle prioridad a centrales más contaminantes de la CFE.

Y si bien en los últimos meses López Obrador dio a conocer que se llevarán a cabo una serie de proyectos solares y eólicos, por 1854 MW de potencia, en la frontera con Estados Unidos, desde la Comisión Reguladora de Energía pareciera haber otra postura. 

¿Por qué? En lo que va del 2022, dicho organismo regulador denegó solicitudes de parques fotovoltaicos o eólicos por más de 2 GW de varias empresas, sumado a que todavía hay más 40 proyectos renovables que esperan por el permiso de generación de energía en México.

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Explorarán horizontes de negocios con energía eólica e hidrógeno durante Latam Future Energy

Latam Future Energy prevé la asistencia de más de 400 actores claves de los sectores público y privado de Latinoamérica en su próximo evento en Colombia.

El “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” incluirá una conferencia de alto nivel junto a sofisticados espacios de networking de dos días de duración para crear sinergias e impulsar nuevos negocios en Colombia y resto de la región.

Se convoca a todas las partes interesadas a reservar su ingreso a este evento que tendrá lugar en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá este 25 y 26 de octubre.

ASISTIR

Entre las tecnologías sobre las que se analizarán nuevas inversiones se destacan, además de la fotovoltaica e hidroeléctrica, la eólica y el hidrógeno verde.

En lo relativo a energía eólica se pondrá el foco sobre estrategias de inversión y financiación de proyectos, esquemas contractuales disponibles y proyecciones de la tecnología al 2030 y 2050.

Mientras que sobre hidrógeno se analizarán nuevos modelos de negocios, mecanismos para impulsar contratos, alternativas de almacenaje y transporte, suministro al mercado local y exportación de este vector energético y sus derivados.

PARTICIPAR

Destacados referentes del mercado que trabajan a diario para impulsar estas alternativas de generación y acumulación energética confirmaron su asistencia como disertantes y moderadores de paneles de debate.

Entre ellos destacamos AES Andes, Andesco, Asociación de Hidrógeno de Colombia, EDP Renovables, Marsh, Nordex Group, Óptima Consultores, Promigas y Renovus. En su representación, asistirán:

Albert Sunyer – Managing Director Mexico & Colombia – Nordex Group

Enrique de Ramón – Business Development VP – AES Andes

Felipe de Gamboa – Country Manager Colombia – EDP Renovables

Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus

David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh

Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores

Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia

Alejandro Villalba – Vicepresidente de Operaciones e Innovación – Promigas

Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco

INSCRIPCIÓN

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Anuncian la Cuarta edición del Curso Intensivo de Movilidad Eléctrica

La movilidad eléctrica se presenta como una medida para la mitigación del cambio climático y un elemento fundamental de la transición energética. El avance de la movilidad eléctrica en la región y la escasa oferta de formación académica en el tema nos convoca a proponer esta especialización con certificado oficial de la Universidad de Buenos Aires.

Este curso brindará herramientas para comprender el desarrollo del negocio y las políticas necesarias para su promoción y despegue en Latinoamérica, con una base en las tecnologías disponibles y experiencias desarrolladas en varias ciudades.

SABER MÁS

La propuesta de formación estará orientada a profesionales, técnicos, gestores y decisores, tanto del ámbito público como privado, quienes liderarán este cambio de paradigma en nuestros países.

La iniciativa cuenta con un formato virtual sincrónico y asincrónico, combinando 5 encuentros virtuales en directo para favorecer el intercambio con expertos y materiales complementarios (video y textos) para acceder libremente en los horarios que mejor se adecuen al alumno. La duración total del curso es de 20 horas. Finalizamos el ciclo con actividades optativas presenciales.

INSCRIBIRME

Fecha de inicio: Jueves 5 de octubre 2022
Modalidad: A distancia. Encuentros Sincrónicos y asincrónicos.
Duración: 20 horas.
Profesores: Daniel Ferández, Gastón Turturro y Alejandro Gottig.

En esta oportunidad contamos con el apoyo de la Federación Internacional del Automóvil, Siemens, Enel X y Nissan.

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CADER presentó su nuevo informe de biometano en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe

La Cámara Argentina de Energías Renovables presentó el informe técnico «Biometano en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe», mediante un webinar en el que participaron miembros de la Comisión Directiva de CADER, el equipo técnico encargado del informe y una mesa redonda provincial conformada por Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba, Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de Santa Fe, Hernán Hougassian, director provincial de Transición Ecológica de Buenos Aires, Diego Rozengardt, asesor de la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, y Diego Roger director de Biocombustibles de la Nación.

En el informe desarrollado por CADER se estudian tres posibles usos del biometano: como complemento del gas natural, en el transporte público y en redes aisladas. Utilizar biometano como complemento del gas natural y en reemplazo del gasoil en el transporte público, sólo en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, tiene el potencial para impulsar la construcción de 324 plantas, con una inversión total de USD 2.170 millones y la creación de 3.240 empleos directos y 8.368 indirectos en la operación de las plantas.

Sin embargo, uno de los principales impactos es ambiental, ya que se ahorran emisiones. Si se suman el ahorro de emisiones de combustibles fósiles, de efluentes y el reemplazo de fertilizantes, se podrían ahorrar 4.665 millones de kg de dióxido de carbono equivalente por año, sólo en estas tres provincias analizadas.

Uso como complemento del gas natural

Por ejemplo, de acuerdo con el estudio de CADER, la meta de alcanzar el 5% del consumo de Santa Fe en 2032, implicaría captar el 19% del crecimiento del consumo, construyendo 42 plantas en 10 años, con una inversión total de USD 280 millones, la creación de entre 65 y 106 empleos anuales en la construcción, y alcanzar 418 empleo directos en operación y 1.077 indirectos e inducidos. En términos ambientales y por año, se ahorrarían 378 millones de kgCO2 por reemplazo del gas natural, 187 millones de kgCO2 por el tratamiento de efluentes y 19 millones de kgCO2, por sustitución de fertilizantes inorgánicos. 

Uso en el transporte público

Otra alternativa de uso es el BIO-GNC en el transporte público, es decir, biometano comprimido para utilizar en los colectivos urbanos. El Gas Natural Comprimido (GNC) es una tecnología difundida, conocida y probada en Argentina, con una flota de 1.750.386 automotores habilitados a nivel nacional.

Se podría reemplazar el 100% del consumo de gas oil del transporte urbano de pasajeros, por BIO-GNC. Con la producción de BIO-GNC se reemplaza el uso de gas oil importado, por un combustible renovable, con menores emisiones y producido localmente, generando empleo, inversiones y actividad económica. Por otro lado, se da un tratamiento a los efluentes de las actividades pecuarias, reduciendo la contaminación, los olores y las emisiones de CO2.

En el caso de la provincia de Córdoba podría reemplazar el 100% del gasoil consumido por el transporte público urbano de pasajeros. Esto implicaría la construcción de 7 plantas de BIO-GNC, con una inversión de USD 49,7 millones, la creación de 148 puestos de trabajo en la construcción y 266 puestos de trabajo directo e indirecto en la operación y mantenimiento. De esta manera, se lograría una sustitución para la provincia en “importación” de gas oíl de USD 26,4 millones por año y un ahorro de 125,4 millones de kg de CO2 anuales de emisiones, de acuerdo con los datos estimados por CADER.

Uso en redes aisladas

Según el informe elaborado por CADER, en el país hay varias decenas de redes aisladas de gas, abastecidas con GLP indiluido vaporizado o con GNC, en ambos casos se traslada el gas por camión a una estación en la localidad y luego, se distribuye por una red aislada. Este sistema busca reemplazar el uso de GLP por garrafas cuando la red de gas natural no llega a las localidades.

En la provincia de Buenos Aires hay 40 localidades abastecidas con GLP, GNC o GNP, 8 a cargo de la distribuidora y 32, de la subdistribuidora. En muchos de estos casos, se podría generar una transición de estos sistemas al BIO-GNC, no sólo debido a los impactos positivos que se mencionaron, sino también porque el GLP es más costoso que el gas natural, aunque está subsidiado.

El BIO-GNC podría ser generado directamente en las localidades que hoy utilizan GLP o GNC, dado que la mayoría tienen importante actividad agrícola y pecuaria. Así, se reemplaza un combustible más caro y contaminante, por un combustible renovable producido localmente, generando inversiones, empleo y actividad económica de manera local. En los casos donde el biometano se produce directamente en la localidad que tiene red aislada, el costo es menor que el BIO-GNC, porque no hay necesidad de comprimirlo ni trasladarlo, se puede inyectar directamente. Para tener una dimensión, el consumo de gas de Villegas equivale a dos plantas modelo (24.000 m3/día) y el de Ameghino cerca de una planta y media.

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Fernández criticó la dificultad para conseguir financiamiento para la transición energética

Alberto Fernández criticó la forma en la que se les exige a varios países de la región que adopten medidas aceleradas de transición energética, como así también la dificultad para conseguir financiamiento para impulsar la transición energética a partir de fuentes renovables. 

“Los países centrales convocan a trabajar en favor de una solución al cambio climático, a la emisión de carbono, pero ni el Caribe ni América del Sur ni África fueron los causantes de esta crisis porque no somos emisores de la huella de carbono”, sostuvo durante una conferencia de prensa en Estados Unidos

“A la hora de resolver el problema, nos exigen igual que a todos y no nos dan los recursos que deberíamos merecer porque somos acreedores ambientales en el mundo del presente”, agregó.  

Y si bien reconoció que los países de la región deben virar hacia la instalación de más energías renovables, como la solar y eólica, el desarrollo del hidrógeno verde y la producción de litio, lanzó preguntas retóricas sobre las complicaciones económicas existentes para lograr avanzar con los proyectos. 

“¿Por qué nos exigen del mismo modo si no fuimos los causantes del problema? ¿Quién financia todo eso en nuestros países? Porque al fin y al cabo somos los que aportamos el pulmón del mundo, manifestó. 

“Trabajamos para garantizar que el camino de sostenibilidad ambiental y seguridad alimentaria y energética sea posible. Pero todo esfuerzo será vano si no transitamos ese camino en un marco de desarrollo económico y social más equitativo”, amplió bajo la misma idea durante un evento de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). 

Sin embargo, también destacó que Argentina tiene las condiciones para seguir desarrollando las renovables y que seguirá presente para contribuir y enfrentar el desafío de acceder a la energía “en condiciones de seguridad y previsibilidad” 

Aunque dentro del término “energías limpias”, también incluyó al gas natural como fuente que permitirá reducir las emisiones de carbono durante la transición energética y no brindó detalles sobre planes a futuro para la fotovoltaica, eólica o las bioenergías, entre otras tecnologías renovables. 

Y cabe recordar que Argentina aún se encuentra por detrás de las metas de la Ley Nacional N° 27191 que establece que para el 2021 se debía alcanzar, como mínimo, el 16% del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables. Mientras que al 2025, la normativa proyecta la participación del 20%. 

Aunque también se debe aclarar que, en los últimos meses, el gobierno tomó algunas medidas para favorecer a las energías verdes, como la modificación de algunos puntos y mecanismos del Mercado a Término (MATER), la liberación de los contratos truncados del Programa RenovAr o la convocatoria a Manifestaciones de Interés que permitan incorporar más renovables y almacenamiento en el SADI.

Llamado al que se presentaron exactamente 491 emprendimientos de infraestructura, que suman un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías, pero que todavía se desconoce cómo actuará el gobierno en función de dicho interés. 

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Apoyo al proyecto de YPF de un oleoducto y terminal portuaria en Río Negro

. El intendente de Sierra Grande (Río Negro), Renzo Tamburini, defendió la construcción de un oleoducto entre Vaca Muerta y Punta Colorada, y de una terminal de despacho que YPF proyecta en esta última localidad marítima, que cuenta con un importante muelle para exportación.

En el transcurso de una reunión del PJ provincial que tuvo lugar en Sierra Grande, con la participación de Legisladores provinciales, intendentes de la zona y concejales, Tamburirni destacó “la posibilidad de desarrollo que este proyecto genera para esa zona y sostuvo que “Sierra Grande puede y está en condiciones de generar desarrollo industrial en armonía con el ambiente”.

Además, señaló que este proyecto es “posible a partir de la recuperación de YPF, que ahora se presenta con una fuerte inversión para poder potenciar la producción y hacerla rentable”.

El proyecto contempla la construcción de un oleoducto de 700 kilómetros entre Vaca Muerta y Punta Colorada con el objetivo de generar una base de exportación de 300 mil barriles diarios de crudo.

También, se prevé la instalación de un terminal con 20 tanques para almacenamiento y la instalación de dos monoboyas para la carga de buques de gran porte.

Con una inversión de 1.200 millones de dólares, será la principal instalación de exportación hidrocarburífera del país.

La zona tiene algunas condiciones particulares, como la profundidad de sus aguas, que permitirá el ingreso de grandes buques para la exportación; es la distancia más corta con otras alternativas analizadas; y en la zona hay antecedentes de actividad industrial y minera (la ciudad más cercana es Sierra Grande); y no se encuentra ubicada en áreas protegidas.

“Hay una visión desarrollo federal, una visión que contempla producir un cambio en la matriz económica en una región postergada por 30 años en su desarrollo”, concluyó el Intendente”.

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El déficit de la balanza comercial energética se acelera y sumó US$ 3987 millones en los primeros seis meses de 2022

El balance energético comercial mostró un déficit de US$ 3987 millones en los primeros seis meses de 2022, según un reporte del Instituto de Energía de la Universidad Austral y la consultora HUB Energía elaborado en base a datos de la Secretaría de Energía y el Indec. La cifra evidencia una aceleración alarmante, pues en apenas un semestre se estuvo a punto de alcanzar el déficit de US$ 4898 millones registrado a lo largo de todo 2021.

En esa línea, se exhibe que durante 2022 se dio un fuerte incremento en el total de las importaciones lo que contribuyó a esta tendencia negativa, que se explica -en gran parte- por el aumento en el precio de los combustibles a causa del impacto que tuvo el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania. En mayo el déficit fue de US$ 1038 millones, mientras que en junio representó US$ 1439 millones.

Además de esta situación, Argentina, ante la falta de gas, se vio obligada a importar gasoil a fin de abastecer a las centrales eléctricas, lo que también repercutió en el monto de las importaciones. A lo que se le sumó la ausencia de modificaciones en materia de exportaciones.

No obstante, en el documento se destacó que el balance energético comenzó a ser negativo en abril de 2021, el cual se incrementó a causa de las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) que tuvo que realizar el país con la llegada del buque regasificador de Exemplar a Bahía Blanca.

Además, también se detalla que hubo un aumento del desbalance durante el mes de julio de ese mismo año, situación que se explica por los picos de la demanda invernal.

En ese mismo sentido, se remarcó que el menor consumo de gas que se presentó en septiembre de 2021 revirtió la tendencia, pero que las mayores importaciones de combustibles líquidos para las centrales eléctricas fueron lo que provocaron que la balanza comercial tuviera un saldo negativo en noviembre y diciembre.

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Lanzamiento del proyecto gasífero costa afuera Fénix en Tierra del Fuego con 700 millones de dólares totales de inversión

Total Energies ha aprobado la decisión final de inversión para el proyecto de desarrollo gasífero Fénix, situado a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, en el sur de Argentina. La Compañía, a través de su filial Total Austral, es operadora del proyecto con una participación del 37,5%, asociado con Wintershall Dea Argentina (37,5%) y Pan American Sur (25%). El desarrollo del yacimiento Fénix comprenderá la perforación de tres pozos horizontales, desde una nueva plataforma automatizada ubicada en el mar, donde la profundidad de agua es de 70 metros. El gas producido será transportado a través de un […]

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La tormenta perfecta que provocó el derrumbe del precio del petróleo que se exporta desde Vaca Muerta

El precio neto de venta del crudo que se exportará desde Neuquén en septiembre y octubre descendió hasta los 70 dólares; hasta 25 menos menos que en julio. La parada de planta de algunas refinerías, el elemento determinante que explica la caída, que también se funda sobre motivos internacionales.

La caída del Brent, la cotización que rige las operaciones de compra-venta de crudo en Europa y se utiliza como referencia en la Argentina, impactó con más fuerza en el balance de las productores que exportan crudo desde Vaca Muerta, entre las que figuran Vista, Shell, Chevron, ExxonMobil, Petronas, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa, entre otras. Por una combinación de factores exógenos e internos, ese grupo de compañías se vio obligado a vender los cargamentos de petróleo que exportarán en septiembre y octubre a un precio neto que, en algunos casos, se ubicó en la banda de los US$ 70 por barril; hasta 25 dólares menos que el valor de exportación registrado en julio.

Por eso, a diferencia de lo que venía pasando desde fines de 2021, el precio de exportación llegó casi a converger con el valor del petróleo que se comercializa en el mercado doméstico, que en el caso del Medanito ronda los 65 dólares.

El elemento novedoso de esta coyuntura es el elevado descuento que deben aceptar las petroleras para colocar en el mundo el crudo que se produce en Vaca Muerta. Este medio había advertido sobre esa situación a principios de mes. Según un relevamiento realizado por EconoJournal, en las últimas semanas se llegaron a concertar operaciones con descuentos de hasta 12 dólares por cada barril de crudo Medanito que se enviará al exterior entre septiembre y octubre. Como el Brent cotiza en torno a los 90 dólares (este lunes abrió a US$ 89), eso provocó que el precio de venta antes de retenciones se ubique por debajo de los 80 dólares.

¿Cómo se explica esa situación?

Son varios los elementos que configuraron esta realidad, pero el principal es interno y está dado por las paradas por mantenimiento que se realizarán en al menos tres refinerías del país. La más importante es la de Raízen en Dock Sud, que se extenderá por 45 días hasta principios de noviembre, aunque también habrá trabajos en las destilerías de YPF en Plaza Huincul y Trafigura (Puma) en Bahía Blanca.

“Las empresas venimos trabajando desde hace tiempo para desarrollar mercados para el crudo de Vaca Muerta. Pero por las paradas de plantas de las refinerías locales pasamos de exportar cuatro cargamentos por mes a vender 18 cargamentos fuera del país entre septiembre y octubre”, explicó el gerente comercial de una petrolera.

Factores exógenos

A la dinámica particular generada en el mercado argentino por la parada de algunas refinerías se le suman elementos que se desprenden de un contexto internacional marcado por la guerra de Ucrania. Las sanciones económicas contra Rusia, un gran productor de crudos pesados (de menos de 30 grados API), generaron como correlato una sobreoferta de crudo liviano desde Estados Unidos y Medio Oriente.

“Hoy a las refinerías de todo el planeta, en especial a las europeas, les faltan crudos pesados y les sobran los livianos, que se venden con descuento en todos lados, no sólo en la Argentina”, explicaron en otra productora. “De hecho, petróleos livianos como el Hydra que se extrae en la cuenca Austral registraron descuentos de hasta 14 dólares por barril”, agregaron.

La guerra también provocó un encarecimiento del costo del flete marítimo. Esa situación se agudizó en la Argentina, porque fue necesario traer a la región más barcos que los que llegan normalmente hasta Buenos Aires para evacuar la sobre-exportación de crudo desde Vaca Muerta en octubre. “De los 12 dólares de descuento que se llegaron a registrar, unos US$ 4 obedecen al encarecimiento del flete y al exceso de crudos livianos en el mundo. El resto se explica por la sobreoferta puntual de crudo Medanito por las paradas de planta en refinería”, explicó otra de las fuentes consultadas.

Recomposición

Las petroleras coinciden en que el precio del petróleo exportado desde la Argentina debería recomponerse a partir de noviembre si Raízen vuelve a activar su refinería a principios de ese mes, como está previsto.

“A partir de las gestiones comerciales que realizó la industria para abrirle nuevos mercados al Medanito, en junio llegamos a importar a Brent más un premio de un dólar por barril. Lo lógico sería que una vez que se supere esta situación excepcional, el precio de venta del shale oil vuelva a ubicarse en esos valores, a veces unos dólares por encima y otras con descuentos de 1 o 2 dólares”, explicó el gerente de planeamiento de un trader internacional. “Estos descuentos de más de 10 dólares no son normales”, agregó.

Una vez que se aplican las retenciones a la exportación, que se calculan sobre el 8% del precio de venta, el valor neto del petróleo Medanito que se exportará en octubre descenderá en algunos casos hasta los 72 dólares. Es casi el mismo precio al que se vende el crudo neuquino en el mercado interno, que ronda los 65 dólares.

 

 

 

 

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Vaca Muerta: El abuso y maltrato recurrente a proveedores de la industria se intensifica lo que genera mayores costos

La burocracia que las distintas operadoras exigen a sus proveedores con distintas certificaciones y pasos previos antes de prestar servicios, entregar productos, así como posteriormente, para poder presentar sus facturas, generan graves demoras en pagos de hasta 120 días. No vamos a mencionar a ninguna operadora en esta nota, pero la firma que se sienta tocada por lo relatado o bien le genere curiosidad, les pedimos que charlen con sus proveedores para conocer en profundidad el martirio y desgaste que deben sufrir cada día, la cantidad de personas que deben contratar para “control documental” y “administrativos” para “acelerar los procesos […]

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Argentina busca ser un “Proveedor estable” en cuanto a energía se refiere

Fernández presentó al país como un aliado de aquellos potenciales demandantes. Según fuentes de la Cancillería tanto en la Cumbre de las Américas de Los Ángeles como en el encuentro del G7,asi presento Fernandez a Argentina. El Gobierno buscará dar esta impresión en su participación en la 77 Asamblea General de la ONU que se celebra en la ciudad de Nueva York, de la que participará el presidente Alberto Fernández. La Cancillería evaluó que la asistencia a esa cumbre internacional será una nueva oportunidad para destacar las “potencialidades” argentinas en materia de energía y alimentos. El objetivo es “constituirse como […]

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Tierra del Fuego: El Gobernador Melella firmó un convenio con la empresa Powerchina para desarrollar proyectos energéticos

El gobernador Gustavo Melella junto al representante legal de Powerchina en Argentina, Tu Shuipin, rubricaron un convenio estratégico para el desarrollo de proyectos energéticos en Tierra del Fuego. “Tenemos varios desafíos, y se debe a nuestro posicionamiento estratégico, porque somos la puerta de entrada a la Antártida. Por otro lado, somos la segunda cuenca gasífera más importante del país” resaltó. El Mandatario Provincial, realizó la firma desde Casa de Gobierno y estuvo acompañado por el ministro Jefe de Gabinete, Agustín Tita; el secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre; y vía zoom, participó el secretario de Representación Oficial en Casa Tierra del […]

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Llugdar: “Las Operadoras se comprometieron a reforzar los programas de Inversión”

El Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, participó de la Mesa Petrolera en la Casa del Chubut en Buenos Aires, donde tomaron parte los actores de la Industria tanto gremial como empresarial y autoridades del poder político provincial y nacional, con la finalidad de garantizar inversiones para la Cuenca del Golfo San Jorge. Además, tomó parte del lanzamiento de la extensión del Plan Gas.Ar junto al Presidente de la Nación y parte de su Gabinete. “Lo primero que queremos es cerrar el año. Estamos preocupados por la situación que es de público conocimiento: que las grandes […]

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La misión comercial de Insfrán a EE.UU. suma una carta estratégica: el hallazgo y la extracción del litio en Formosa

El mineral fue hallado en las aguas salinas de profundidad de los yacimientos petrolíferos y abre grandes posibilidades de inversión y producción en el territorio, tema que será llevado por el Gobernador Gildo Insfrán a Estados Unidos en la misión comercial del Norte Grande. Desde el 26 al 30 de septiembre los gobernadores del Norte Grande irán a Estados Unidos en una misión comercial con la intención de buscar inversiones y planificar acciones que ayuden al desarrollo de las 10 provincias que lo integran. En ese marco, el Gobernador Gildo Insfrán se encuentra interesado en abordar distintas aristas, de las […]

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Plan Gas IV y V: un anuncio (y la posibilidad del ahorro en divisas)

Prevé inversiones que superan los u$s7.000 millones para los próximos 5 años. Se enviará, además, un proyecto de ley al Congreso para crear un nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero. Tal como anticipó el propio ministro Sergio Massa en su última visita a Houston, Texas, en EE.UU., el Gobierno anunció la última semana el Plan Gas, en lo que será la extensión de la cuarta versión del programa y una continuidad, la quinta. El presidente Alberto Fernández encabezó la presentación junto al ministro de Economía. La idea del Palacio de Hacienda es que permitirá al país un ahorro de […]

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Desarrollo de tecnología de geolocalización

Una empresa radicada en Tandil recibió 10 millones de pesos para avanzar en el desarrollo de tecnología de precisión clave para el ámbito militar y civil. La empresa proveedora de soluciones tecnológicas, Redimec, emplazada en la ciudad de Tandil, provincia de Buenos Aires, lleva a cabo un proyecto estratégico industrial orientado al desarrollo nacional -a nivel prototipo- de un Teodolito, un instrumento de medición mecánico óptico que se utiliza para medir el posicionamiento, la latitud y la longitud, de algo con respecto al centro de gravedad. A partir del financiamiento de casi 10 millones de pesos por parte del Estado […]

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El FMI aprobó la segunda revisión del acuerdo que otorgó US$ 3.900 millones a la Argentina

El Fondo Monetario Internacional (FMI) aprobó la segunda revisión técnica del acuerdo de facilidades extendidas (EFF) que le otorgó a la Argentina para refinanciar la deuda de US $44.500 millones contraída por la gestión de Mauricio Macri. “El personal técnico del FMI y las autoridades argentinas han llegado a un acuerdo a nivel de personal técnico sobre la segunda revisión bajo el acuerdo SAF (Servicio Ampliado del Fondo) de 30 meses de Argentina”, indicó el organismo en un comunicado. El acuerdo –continuó- está sujeto a la aprobación del Directorio Ejecutivo del FMI, que se espera se reúna en las próximas […]

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Factura de la luz: nuevo reclamo de Mendoza a Nación por la “segmentación energética”

En los últimos días, el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE), recibió el padrón de usuarios a los que se les deberá aplicar una quita de subsidios, ya sea porque tienen niveles de ingresos superiores a las 3,5 canastas básicas, o porque superaron los 400 kw/hora de consumo y pertenecen a niveles de ingresos medios. Sin embargo, “faltan definiciones de procedimiento” que podrían atrasar un poco más la aplicación de la “segmentación energética” en Mendoza.

En concreto, quienes completaron el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y fueron categorizados en el Nivel 1 deberán pagar el componente de la tarifa que se refiere al costo de la energía (kw/hora consumidos), con una quita del 20% del subsidio por lo consumido este mes. Lo mismo sucederá con el Nivel 2, pasado el primer bloque de consumo. Pero sin datos claros, aun no se ha instruido a las distribuidoras sobre cómo efectuar los nuevos cargos en las facturas.

“Mendoza es una de las provincias en donde se va a poder avanzar mejor con esto, en función de la buena relación con el EPRE y el funcionamiento de las cooperativas, pero, por ahora hay solo un principio de certezas que tiene que ver con las categorías (N1, N2 y N3), pero creemos que recién la próxima semana o la siguiente se va a poder terminar de ordenar el panorama”, explicó José Álvarez, titular de la Federación Argentina de Cooperativas Eléctricas.

Además, explicó que desde FACE, han mantenido reuniones con el subsecretario de Enegía Eléctrica, Santiago Yanotti, con la intención de aplicar el nuevo esquema de la mejor manera posible, y sobre todo, para evitar que quienes tienen tarifas subsidiadas por pertenecer a grupos de usuarios vulnerables, la conserven.

“En Argentina la energía se compra como se vende, es decir que, en función de como se vende se hace la declaración jurada de compra (las distribuidoras compran la energía a Cammesa, la mayorista, quien es la que les cobra, luego el precio con o sin subsidio); por lo tanto, se presentarán algunas dificultades en septiembre y octubre, y después en octubre y noviembre, quizás se acomode. No podemos conocer todavía los números de qué porcentaje de usuario está en cada categoría, porque se esperan correcciones”; agregó el titular de FACE.

NUEVA RESOLUCIÓN

Según explicaron desde el EPRE, lo último que publicó la Secretaría de Energía (Resolución 649/2022) reglamenta lo que se anunció en agosto pasado, en cuanto a topes de consumo (400 kwh/mes).

No obstante, y a pesar de que la semana pasada la Secretaría de Energía envió el padrón de usuarios (categorizados en distintos niveles), “todavía faltan definiciones de procedimiento, como el de reclamos vinculados al registro de los usuarios inscriptos”.

De esta manera, la aplicación de la segmentación tarifaria para la energía eléctrica continúa en análisis en Mendoza, hasta tanto se resuelvan todas las dudas que recaen sobre los datos recibidos.

EL PRECIO DE CADA KILOVATIO

En este esquema, se mantiene en vigencia la “Resolución EPRE 157/2022″, por la que se aprueba la aplicación de los nuevos precios estacionales para el componente de la tarifa “Costo de Abastecimiento” bajo jurisdicción nacional para el periodo entre el 1 de septiembre y el 31 de octubre de 2022″, pero se instruye a las distribuidoras a aplicar cargos a los usuarios del Nivel 1, como si se trataran de usuarios Nivel 2 (todavía con subsidios a pleno).

Familias que consumen hasta 299 kw (Residencial 1):

  • Con el esquema tarifario vigente hasta fines de octubre, hasta $157,24 como cargo fijo, y $6,67 como cargo variable (el costo de la energía);
  • y una vez que comience a correr la segmentación, los usuarios del Nivel 1, es decir, que tienen ingresos familiares que superan las 3,5 canastas básicas ($ 389.543), pero que consumen hasta 299 kw deberán pagar $9,16 por cada kilovatio consumido (quita parcial del subsidio).

Residencial 2, consumos de 300 kW a 599 kW por bimestre:

  • El cargo fijo será de $234,35 (se paga sin importar el consumo), y el variable de $7,99 por cada kilovatio;
  • y cuando se aplique la segmentación, quienes fueron incluidos en el Nivel 1, pero que no consumen más de 599 kw por bimestre, pasarán a pagar $10,37 por kilovatio (con una reducción en los subsidios).

Familias que consumen más de 300 kilovatios por bimestre (Residencial 3):

  • Cargo fijo $1.481, y $7,98 por kilovatio consumido
  • Con segmentación el Nivel 1 pasaría a pagar de cargo variable $10,36 por kilovatio y los usuarios del Nivel 3 (ingresos medios) $7,98 por los primeros 800 kilovatios del bimestre y $10,36 por cada excedente.

De todas maneras, desde el EPRE insistieron que en todos los casos el Nivel 1 pagará el importe considerado para el Nivel 3 (con subsidios plenos), hasta tanto no se reciban instrucciones claras para bajar a las distribuidoras.

“Los usuarios residenciales no tendrán variaciones en sus cargos tarifarios hasta que se disponga de los padrones correspondientes y demás normativa. Cualquier modificación de estas condiciones serán comunicadas”, indicaron desde el organismo.

AUMENTO A LOS COMERCIOS, NO A LAS GRANDES INDUSTRIAS

Quienes sí verán incrementos serán los usuarios no residenciales, con consumos menores a los 300 kW. Para estos, la Resolución de la Secretaría de Energía estableció una quita del 20% del subsidio del estado nacional al precio de la energía, cuyo impacto promedio es del orden del 18% producto de la quita parcial de subsidios para los consumos que se realicen a partir del 1 de setiembre.

Mientras que en el caso de las grandes industrias, es decir, los GUDIs (Demandas Mayores a 300 Kilovatios), estos ya abonan la tarifa plena (sin subsidio), y por lo tanto, se mantendrán los precios Estacionales vigentes.

AUMENTOS PARA LOS USUARIOS DE GAS NATURAL

Por otro lado, producto de la nueva segmentación tarifaria, los consumos de gas dejaron de estar subsidiados para una parte de los hogares argentinos desde el 31 de agosto.

En el caso del gas, el ítem que pierde el subsidio, el PIST, tendrá un aumento del 167% (en aquellos casos en los que se pierda la totalidad del beneficio). Sin embargo, al ser solo un componente entre varios, el impacto en la factura será menor. En conferencia de prensa se presentaron ejemplos de cómo se irá ajustando de modo gradual la factura promedio mensual del gas para cada nivel.

Así, un usuario de nivel 1, que hoy paga $1.650, deberá abonar $338 más en setiembre, $468 más en noviembre y $649 más en enero, con lo que la factura del inicio de 2023 llegará a los $3.105 mensuales (88% de punta a punta).

En cambio, a uno de nivel 3, que también paga una boleta promedio de $1.650, se le sumarán $115 en setiembre, $160 en noviembre y $221 en enero, para alcanzar los $2.146 mensuales el primer mes del año que viene (30% de ajuste sobre la factura final). Los de nivel 2 seguirán pagando los $1.393 actuales.

 

Fuente: https://www.losandes.com.ar/economia/factura-de-la-luz-nuevo-reclamo-de-mendoza-a-nacion-por-la-segmentacion-energetica/

 

 

 

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Petronas, un gigante malasio que pisa fuerte en Argentina

Petronas será la aliada de YPF para el estudio y desarrollo en la construcción de una planta de licuefacción con el objetivo de exportar gas natural cruzando el océano Atlántico. Esta compañía es estatal, controlada por Malasia, y es una de las mayores del mundo en el sector hidrocarburífero, con experiencia en upstream y también en el gas natural licuado (GNL).

La alianza estratégica de Petronas con YPF comenzó en 2014 a través de su asociación en La Amarga Chica, uno de los yacimientos con más producción de shale oil de Vaca Muerta con un promedio de 40.000 barriles por día y 1 millón de metros cúbicos de gas por día.

Ese bloque productivo está dentro de la trinidad del shale oil de Vaca Muerta junto a otros dos operados también por YPF como son Bandurria Sur (junto a Shell y Equinor) y Loma Campana (con Chevron).

“La experiencia de Petronas en GNL integrado y yacimientos no convencionales agregará valor a la intención y la sinergia de ambas partes para explorar más oportunidades potenciales de GNL en Argentina, aprovechando los vastos recursos de gas no convencional de Vaca Muerta”, dijo tras la firma Datuk Tengku Muhammad Taufik, CEO de Petronas.

Además de este acuerdo, YPF y Petronas firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para la colaboración en Argentina en la producción de petróleo, petroquímica y soluciones de energía renovable.

De las mayores del mundo

La empresa es considerada una de las nuevas “Siete Hermanas” (como se conocía a las mayores petroleras en tiempos de la Standard Oil): Petronas comparte ese podio con Saudi Aramco (Arabia Saudita), CNPC (China), Gazprom (Rusia), NIOC (Irán), PDVSA (Venezuela) y Petrobras (Brasil). Esta nómina la hizo Financial Times en 2008, excluyendo a Pemex por la caída de la producción en esa época.

La empresa malasia cuenta con una planta de GNL en Bintulu, en el estado de Sarawak, siendo uno de los complejos más grandes del mundo en una sola ubicación. Además, Petronas cuenta con dos instalaciones flotantes (para producir a partir de reservas de gas difíciles de alcanzar, mientras se encuentra en alta mar).

Petronas extiende sus negocios a Australia, uno de los países que empezó a jugar fuerte en el GNL incluso llegando a superar a Qatar en varias oportunidades. En Gladstone Island, este proyecto de Petronas es uno de los más importantes por los acuerdos comerciales que tiene la isla continente con clientes en la región Asia Pacífico, que es la mayor demandante de este tipo de combustible.

Otro de los activos de Petronas está en Egipto, con una estratégica ubicación a 90 kilómetros del río Nilo.

Con la mirada en América

Además de Argentina, Petronas está presente en Canadá con exploración de shale gas en la Columbia Británica. Allí también tiene como proyecto el diseño, construcción y operación de una planta de GNL.

Y como parte de su expansión en América, Petronas recientemente logró un pozo descubridor offshore en Surinam. La zona es cada vez más explorada por los importantes hallazgos y puesta en producción de ExxonMobil en Guyana en el subsuelo marítimo.

“Nos sentimos alentados por este logro y seguiremos enfocados en hacer crecer nuestra cartera internacional, especialmente en las Américas”, manifestó el vicepresidente de exploración de la compañía, Mohd Redhani Abdul Rahman.

Argentina GNL

La disparada de los precios del GNL por la invasión de Rusia a Ucrania, pero también otros inviernos en el Hemisferio Norte donde hubo valores altos, aceleraron esta propuesta, que siempre estuvo en la cabeza de referentes de la industria.

En otros tiempos, el objetivo era Asia, pero ahora el apetito por el gas está en Europa. Además de Argentina, otros países quieren buscar esos mercados. La industria local y la política tendrán que apurar el paso.

Fuente:

https://mase.lmneuquen.com/petronas/petronas-un-gigante-malasio-que-pisa-fuerte-argentina-n947597

 

 

 

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LFE 2022: Las empresas fotovoltaicas que analizan inversiones se reúnen en octubre en Bogotá

Latam Future Energy (LFE), alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam que promueve espacios de diálogo sobre la transición energética en la región, presenta un nuevo evento. Se trata del “Andean Renewable Summit 2022” que se llevará a cabo este 25 y 26 de octubre en la ciudad de Bogotá.

Más de 50 líderes del sector serán panelistas de este gran encuentro, generando muchas expectativas positivas en el sector público y privado regional que tiene excelentes referencias de este evento.

ASISTIR

Y es que, Latam Future Energy vuelve a Colombia tras el éxito que marcó su megaevento físico en el año 2021 (ver detalle). Además, Colombia será el broche de oro para cerrar la gira de eventos por toda la región latinoamericana que acumula más de 1500 participantes presenciales durante este 2022.

Renovando la oferta de eventos para el mercado colombiano, en esta oportunidad LFE pondrá foco en las oportunidades que habrá para el sector renovable ante el inicio en la gestión pública de nuevas autoridades de gobierno.

Por eso, en los paneles de debate que habrá se abordarán las tendencias y perspectivas de las inversiones de energías renovables en Colombia.

PARTICIPAR

En concreto para el rubro solar, se analizará el estado de la fotovoltaica en Colombia y nuevos desarrollos en el contexto político actual; se debatirá sobre innovación en la tecnología, el desarrollo y la construcción, como aliados de la competitividad solar en la región andina; soluciones necesarias para la expansión del sector solar en Colombia tanto para proyectos utility scale como para generación distribuida y almacenamiento energético.

Ya confirmaron su participación empresas como Array Technologies, Growatt, Ingeteam, JA Solar, Jinko Solar, MPC Energy Solutions, Power Electronics, Powertis, Risen, Solis, Soltec y Sungrow. En su representación asistirán:

Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow

Raúl Morales – CEO – Soltec

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Victor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Héctor Núñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics

Felipe Morales – Country Manager Colombia – Risen

Juan Carlos Ruiz – Regional Manager – Powertis

Juan Camilo Navarrete – Sales Manager Colombia – Jinko Solar

Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam 

Javier Jiménez Rico – Director – Global KAM and Latam – Array Technologies

Fabián Hernández – Project Manager – MPC Energy Solutions

INSCRIPCIÓN

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Preocupación para desarrolladores de renovables en Colombia por el cobro de trámites de la UPME

Con fecha del viernes pasado, pero dada a conocer ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó a consulta pública la Circular Externa 085 –VER-, “por la cual se establecen las tarifas a cobrar por la prestación de servicios de planeación y asesoría para la emisión de conceptos sobre conexiones en el SIN por parte de la UPME”.

La medida, puesta a criterio del público hasta el 1 de octubre próximo, le concede la facultad a la UPME a cobrar ese tipo de trámites, que hasta ahora es gratuito.

Según el proyecto de Resolución –VER-, la tarifa variará. “Cuando el Interesado radique la respectiva solicitud, la UPME verificará en la etapa de completitud de cada solicitud, que el valor indicado en el comprobante de pago entregado por el solicitante corresponda con las reglas definidas en esta Resolución”, asegura el artículo 4.

No obstante, en off the record, una renombrada fuente del sector de las energías renovables de Colombia advierte a Energía Estratégica una preocupación por estos montos, que podrían encarecer el sólo tramite de conexión en más de un 30%.

Indica: “Nos encontramos que para radicar el estudio de conexión se cobrarán entre 9 y 10 millones de pesos, que es alto. Porque este estudio puede valer 30 –millones-, que si se le suman 10 más, sube considerablemente para los costos de un desarrollador, y es sólo para que se pueda estudiar el tema de conexión”.

El éxito de la Resolución 075

Cabe recordar que en la última una jornada de socialización acerca del Procedimiento de Solicitudes de Conexión –VER-, en el marco de la Resolución 075, la UPME arrojó datos muy importantes –VER ARTÍCULO-.

Allí se indicó que ya fueron asignados 16.973 MW de capacidad. El 64% es solar (10.772 MW); 16% eólico (2.732 MW); 16% hidroeléctrica (2.775 MW); el 4% de térmicas (666 MW); y 28 MW en biomasa.

Fuente: UPME

El grueso de los proyectos entraría en operaciones entre el año 2023 y 2025. Se trataría de 8,7 GW solares fotovoltaicos –que al 2026 alcanzaría los 9,18 GW- y 2,45 GW eólica. Que si se le suman los 741 MW solares y 282 MW eólicos previstos para este año, la cifra asciende a casi 12 GW.

Fuente: UPME

No obstante a ello, la UPME cuenta con 56.683 MW de capacidad de generación que fueron solicitados y que en estos momentos están en evaluación para asignación.

De acuerdo a datos de la entidad, el volumen presentado en solar fotovoltaica es de 42.774 MW (el 76% de las solicitudes), mientras que hay 11.457 MW eólicos (20% del total).

No obstante, desde la UPME indican que la potencia presentada excede con creces a la capacidad realmente pasible de ser adjudicada de acuerdo a la disposición del sistema: unos 9 GW.

Fuente: UPME

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Cuatro empresas compiten en la licitación del Parque Solar Fotovoltaico de Victorica de La Pampa

En la sede de la empresa estatal pampeana la presidenta de Pampetrol, María Roveda, recibió al Gobernador; al intendente de Victorica, Hugo Kenny; al secretario de Energía y Minería, Matías Toso; y a funcionarios provinciales; acompañada por los integrantes del directorio: Julio Bargero, Luis Campo, Carlos Santarossa y Hugo Pérez.

Desarrollar la Provincia
El mandatario pampeano agradeció la invitación y destacó que “actos como este atraviesan la política, a las distintas instituciones provinciales y a una empresa arraigada ya en la sociedad pampeana. Pampetrol es una empresa de todas y todos los pampeanos, en ese sentido trabajamos en conjunto. Más allá de los intereses políticos partidarios que podamos tener, coincidimos en que lo más importante es desarrollar la provincia de La Pampa. Estamos dando hoy un paso muy importante en materia energética”.

Una ventaja comparativa para la producción
Ziliotto resaltó que uno de los principales ejes que tiene la Ley de Desarrollo Energético de La Pampa es “buscar la soberanía energética, eso nos daría un posicionamiento distinto en el que el precio, la disponibilidad, la calidad y la cantidad de la energía, se consoliden como una ventaja comparativa que podamos ofrecer como Provincia a la inversión productiva que tanto necesitamos”.

Transición energética
El Gobernador finalizó remarcando que esto permitirá avanzar hacia la transición energética de fósiles a renovables. “Es un gran paso. El hecho de haber tenido oferentes, en el marco de una convocatoria pública, también nos dice que estamos en el camino correcto”.

Una inversión de 7 millones de dólares
La licitación forma parte del Plan Estratégico de Energía, que lleva adelante el gobernador de La Pampa, a través de la Secretaría de Energía y Minería, en el que Pampetrol tiene el rol de ser el brazo ejecutor de la transformación de la matriz energética pampeana a través de la generación de energías limpias.
La presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda, destacó que los puntos centrales de la licitación son “la construcción, desarrollo y puesta en marcha de un Parque Solar Fotovoltaico que se ubicará en la localidad de Victorica y tendrá una capacidad de generación de 7MWA de potencia nominal. La inversión se valúa en unos 7 millones de dólares”.
Y agregó que “la empresa que resulte adjudicataria deberá garantizar durante 12 meses la productividad del Parque y una vez comprobado esto, Pampetrol se hará cargo de llevar adelante la operación y mantenimiento de la planta”.

Las propuestas
En el acto de apertura la presidenta de Pampetrol, en presencia del escribano de Gobierno, Martín Ellal, constató que en el mail indicado para la presentación de ofertas se recibieron cuatro propuestas con archivos 1 y 2 conforme a lo requerido en el pliego pertenecientes a las empresas INGALFA S.A.; Ambiente y Energía S.A.S.;  Teyma Abengoa  y Powerchina Ltd. Sucursal. La comisión evaluadora, integrada por Hugo Pérez, Laura Giumelli, Alejandro Vicente, Carlos Santarrosa y María Roveda, será la encargada de evaluar las ofertas y emitir dictamen, para luego notificar la adjudicación de la licitación con fecha 29 de septiembre, y finalmente firmar el respectivo contrato el 3 de noviembre de 2022.

Digitalización
La modalidad de presentación de ofertas resulta innovadora y acompaña el proceso de despapelización que se está llevando adelante desde el Gobierno provincial. Esta propuesta requería que las ofertas fueran enviadas a una casilla de correo electrónico, creada al efecto, adjuntando en documentos diferenciados las propuestas técnicas y económicas”.

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¿Qué piensan las asociaciones renovables de Brasil ante los cambios en las Subastas de Nueva Energía?

Días atrás, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil reprogramó la Subasta de Nueva Energía A-5 (LEN A-5) para el viernes 14 de octubre, luego de detectar «incongruencias en el sistema de gestión” y poco después de cancelar la LEN A-6.

Ante ello, Energía Estratégica se contactó tanto con la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica) como con la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) para conocer qué se puede esperar tras estas decisiones y cómo impactan en el sector. 

“Ninguna cancelación es buena. Aunque también entendemos que el hecho de cancelar la subasta A-6 por falta de demanda, significa que hay una incertidumbre de aquí a seis años por parte de las distribuidoras, que son las responsables finales de la declaración de demanda y quienes contratan energía en estos procesos”, sostuvo Márcio Trannin, vicepresidente da ABSOLAR.

Bajo esa lógica, planteó que existen ciertos factores que contribuyen a esa incertidumbre, como la apertura del sector, la migración hacia diversas tecnologías en el mercado libre o las últimas consultas públicas vinculadas con temas energéticos. 

“Otro punto importante es la generación distribuida, que crece muy fuerte como opción de los consumidores para salir de un mercado cautivo. Por lo surge el interrogante de cuánto se reducirá el mercado de los distribuidores. Hay muchos factores de incertidumbre en el futuro, como también las muchas oportunidades que tendrán los grupos que son demasiado pequeños como para la LEN A-3 o LEN A-5, por ejemplo”, detalló el especialista. 

“Hay un mercado libre cada vez más urgente, lo que quiere decir que la subasta perderá protagonismo en la expansión de cualquier tecnología, no solo la fotovoltaica. Pero la solar tiene una oportunidad muy interesante a través del mercado libre porque es la tecnología más competitiva que existe en Brasil en estos días”, agregó.

Mientras que Elbia Gannoum, CEO de ABEEolica compartió la idea y reconoció que fue una “sabia decisión”, considerando que la falta de declaración por parte de las empresas distribuidoras de Brasil.  

“Además, la decisión de cancelar la Subasta para Contratación de Reservas de Capacidad es acertada, por lo que hay tiempo para completar los estudios que se están preparando para posibilitar un evento guiado por la neutralidad tecnológica. Es importante aclarar que la “neutralidad tecnológica” es una agenda defendida por ABEEólica, que entiende este criterio como una evolución necesaria para las subastas”, explicó.

Cabe recordar que la LEN A-5 tuvo récord récord de ofertas de suministro, ya que registró 2044 proyectos de energía limpia por un total de 830005 de potencia entre todas las tecnologías presentadas. 

Allí, los proyectos solares fueron los más interesados, con 1345 parques fotovoltaicos inscritos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

Y si bien una de las dos subastas previstas para este mes fue cancelada y la otra aplazada, el gobierno de Brasil ratificó las Subastas de Energía Existente A-1 y A-2, que se llevarán a cabo en el último mes del año, precisamente el viernes 2 de diciembre, siempre y cuando exista interés por parte de las entidades involucradas. 

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Se reaviva el interés de eólicos y solares por licitaciones en Panamá

Septiembre llegó con novedades para el sector energético panameño que hizo levantar la mirada a muchos actores del mercado.  Y es que las licitaciones irían a retomar ritmo para impulsar nuevos contratos de suministro del 2023 al 2025 y del 2026 al 2040.

El anuncio del lanzamiento de estos mecanismos de corto y mediano plazo resultó de gran atractivo para generadores de energías renovables a los que se les finalizarán pronto contratos precedentes en el mercado.

Tal es el caso de centrales solares fotovoltaicas y centrales eólicas operativas hace más de 5 años en Panamá; por lo que, Energía Estratégica se comunicó con ejecutivos de asociaciones y empresas con proyectos de estas tecnologías para que brinden su lectura preliminar al respecto.

“Es un anuncio muy esperado en el sector eléctrico de Panamá”, dijo Harold Hernández, director comercial de la Unión Eólica Panameña (UEP), subsidiaria de InterEnergy Holdings Ltd.

Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES)

«Altas expectativas para que entren al máximo con solar y viento, además de hidro, pero sin volver a cometer errores de la última licitación que por precio referencia dejaron muchas ofertas renovables por fuera”, agregó Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

A lo que hace referencia Fernández es a la Licitación a Corto Plazo de Energía y Potencia (LPI NO.ETESA 01-21) que generó descontento porque el 70% del renglón de energía habría quedado desierto.

Al respecto, es preciso aclarar que no fue falta de interés de generadoras renovables de participar, sino el bajo precio tope señalado en la convocatoria.

Es preciso recordar que el precio de la oferta virtual fijado para el renglón de potencia fue de 13.93 USD/kW-mes y de 0.07031 USD/kWh para el renglón de energía, representando un ajuste en esta última respecto al año 2020 (ver más).

Es requerido mantener un nivel de contratación óptimo, conforme a lo establecido en las normas; ya que, en las dos últimas licitaciones que se realizaron en 2020 y 2021 no fue posible cubrir el total del requerimiento en energía”.

Harold Hernández, director comercial de la Unión Eólica Panameña (UEP).

“La consecuencia es que actualmente se ha incrementado la compra de energía por parte de las DISCOs al Mercado Ocasional (spot), que es una situación indeseable, máxime si el recio de la energía en el spot ha tenido una volatilidad muy marcada por el incremento de precios en el mercado internacional del crudo», advirtió Harold Hernández.

Ahora bien, aquellas observaciones preliminares no opacan las expectativas de que las autoridades hayan tomado las lecciones aprendidas de procesos pasados y que en esta edición puedan cerrarse buenos negocios que demuestren una vez más la competitividad de la eólica y solar.

«De parte de los generadores renovables, esperábamos el llamado a licitación para contratar energía a corto y largo plazo.  Hay oportunidad de recontratar algunas centrales a las que se les está por finalizar el periodo de contratación y son requeridas por la demanda; además de mantener contratadas algunas que en el mediano y largo plazo finalizan contratos», observó el referente de InterEnergy en Panamá.

Ahora, los actores del mercado están pendientes del lanzamiento oficial de los pliegos de licitación. Entre una de las principales consultas a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) es si podrán o no participar nuevos proyectos.

Por lo pronto, el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, indicó a este medio que “solo podrán participar plantas existentes dentro de la República de Panamá”. Sin embargo, aún podrían haber ajustes en los pliegos que den lugar a que el mecanismo a largo plazo admita centrales nuevas que aún no tienen contratos en el mercado.

Por eso, por un lado, Harold Hernández declaró que «hay mucho interés de parte del sector de inversiones renovables en invertir en el país, por lo tanto el llamado a licitación a Largo Plazo será, en mi perspectiva, muy bien acogido».

Por otro lado, Federico Hernández valoró que “lo malo” de estas convocatorias “es que solamente sería para plantas existentes, lo cual no amplía la capacidad instalada limpia”. Pero haciéndose eco de que podrían haber cambios antes del lanzamiento oficial, indicó “por ahora, estamos esperando los lineamientos finales del proceso para opinar, sin jugar adelantado».

Panamá: ETESA confirma nuevas licitaciones abiertas a todas las tecnologías de generación

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Enercon avanza con aerogeneradores de 6 MW en Latinoamérica y trabaja en nuevos métodos de logística

Farid Mohamadi, Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon, fue una de las decenas de panelistas que pasaron por el evento Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit de Latam Future Energy.

Allí el ejecutivo indicó que en Latinoamérica “hay muchos regímenes de vientos”, por lo tanto cada perfil requiere de un aerogenerador particular para aprovechar de mejor manera el brío del viento.

No obstante, reveló que el producto más utilizado más sofisticado y utilizado en Latinoamérica es el E-160, de 160 metros de diámetro de rotor y casi 6 MW de potencia. Confió que este tipo de máquinas actualmente se están instalando en Chile.

Consultado sobre la tendencia de los equipos, Mohamadi observó que el salto tecnológico suele ir por aerogeneradores cada vez más grandes, capaces de producir más energía y reducir los costos del MWh.

“Creo que la tendencia es de aerogeneradores de más de 150 metros -de diámetro de rotor- y tratando de adaptar la potencia con la tecnología”, opinó, al tiempo que calculó que en algunos años nos encontraremos con equipos de 6 a 7 MW con 180 metros de diámetro de rotor.

Y opinó que, en ese sentido, la eólica marina (offshore) tomará la delantera, con aerogeneradores de 15 MW, con diámetros de rotor por encima de 200 metros.

Sin embargo, comentó que desde Enercon están trabajando en soluciones paralelas que puedan lograr mejorar la eficiencia de las máquinas eólicas en tierra.

“Tenemos la fortuna de disponer de un sistema de control de ráfagas que se llama ‘Storm Control’ y permite poder colocar aerogeneradores muy grandes, de más de 150 metros de diámetro de rotor, en sitios donde en teoría el viento solo permitiría instalar pequeños aerogeneradores”, destacó el especialista.

Sin embargo, reconoció que en esa carrera de agrandar las máquinas, “una limitante es la logística”.

Mohamadi sostuvo que no es nada sencillo transportar aspas de 80 a 90 metros de longitud. “Estamos trabajando en algunas soluciones con unas grúas escalantes que nos podría permitir instalaciones en lomas o bosques, pero sigue siendo un reto a sortear”, reveló el Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon.

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GWEC fomenta las contrataciones renovables bilaterales entre privados

El Global Wind Energy Council (GWEC) impulsará la contratación bilateral entre privados para que las energías renovables tengan una mayor penetración en las matrices energéticas de los países del mundo. 

Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del GWEC, destacó que la intervención pública hacia procesos de contratación regulada deja de ser “tan estrictamente necesaria” debido a que la energía eólica se volvió la fuente más competitiva de generación en los mercados más maduros que ya poseen renovables. 

“Esto trae un cambio de la puesta en marcha de los proyectos, ya sea a través de contratación pública o, lo que promovemos, la bilateral privada ya que es la más competitiva porque un consumidor elegirá la más barata. Y si encima es renovable, mejor”, sostuvo durante el segundo día del Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit, organizado por Latam Future Energy

“Por ende, se deben habilitar caminos y fórmulas regulatorias de contratación para que los proyectos salgan adelante. Y por eso impulsamos mercados privados, la estandarización de contratos, como también la perspectiva de tiempo que se necesita para ello”, agregó. 

Y si bien puso como ejemplo al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina, donde ya se asignaron 1723,3 MW con prioridad de despacho (1197,71 MW son eólicos), manifestó que dicho país, y otros de la región, todavía requieren de licitaciones y llamados públicos para brindar señales positivas a los inversionistas en cuanto a que existe una intención concreta de cumplir los objetivos de consumo de energías limpias. 

Omar Paganini: «Se deben aprovechar los contratos entre privados»

Bajo esa misma línea, el presidente LATAM del GWEC planteó que “en Argentina se ralentizó el desarrollo de proyectos en la última legislatura, pero es importante señalar que es diferente a lo sucedido en otros países”. 

“Quizás no se construyó sobre lo que ya estaba y al ritmo deseado, pero hay aspectos importantes en la arquitectura regulatoria que quedaron como elementos propicios para la continuidad de proyectos, como el MATER, que permite confiar en que si se produce una visibilidad mucho más clara de la planificación energética para los próximos años, podría volver a recuperar tracción y convertirse en el mercado que era”, detalló. 

Incluso, reconoció que si bien hay países donde los cambios de política energética se apartan de los compromisos ambientales, como por ejemplo México, desde hace unos años existe un “realineamiento” en LATAM que “se debería” traducir en una mejora de los marcos energéticos

“Hay mercados como el de Chile que de acá a unos años demuestra un impulso enorme. Mientras que en Perú vemos que hay una necesidad importante de alinear política ambiental con la energética y de mejorar el marco regulador que proporcione una señal de certidumbre y de largo plazo”, declaró.

GWEC y GSC plantearon en conjunto políticas a favor de la eólica y solar

¿Cuánto puede crecer la energía eólica en Latinoamérica y el Caribe? Esta fue una de las tantas preguntas que se abordaron durante el evento de LFE, a lo que Ramón Fiestas contestó que “la región se estabiliza en torno a 5 GW instalados por año”, según los registros dados hasta el año pasado. 

“Pero este 2022 esperamos repetir cifras o mejorarlas. Confiamos que la tendencia siga en los próximos años, sino que también se incremente porque observamos que la ambición climática es uno de los ejes fundamentales del desarrollo de las renovables en la región”, aclaró. 

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Ventus certifica la gestión de activos para plantas solares en Colombia

Recientemente, el equipo de Ventus ha superado de manera exitosa la auditoría externa que permitió a la empresa alcanzar la certificación de su Sistema de Gestión de Activos, bajo los requisitos de la norma ISO 55001 de “Gestión de Activos”, para los procesos de Operación y Mantenimiento de Plantas Solares en Colombia.

Certificarse bajo la norma ISO 55001 implica garantizar el desarrollo de una gestión proactiva durante el ciclo de vida de los activos. En este marco, Ventus afianza su compromiso de trabajo para la optimización de los activos y reducción del costo total del activo, cumpliendo con los requisitos de seguridad y rendimiento necesarios para las inversiones renovables que llevan adelante nuestros clientes en Colombia.

Esta nueva certificación impulsa a Ventus a continuar afianzando una cultura de mejora continua que le permita ser más eficiente y eficaz, reduciendo riesgos a través de una operación y mantenimiento adecuados, logrando un aumento del valor de los activos de nuestros clientes y volviéndolos más productivos.

En la actualidad Ventus es la empresa que más MW solares construye en Colombia, contando con más de 300 MW solares instalados para las empresas de energía más importantes de este país, como AES, Celsia, Ecopetrol y Greenyellow.

La empresa opera y mantiene 5 plantas solares y, sobre el final de este año, serán 12 los proyectos solares que gestionará el equipo de Ventus en Colombia.

“Estamos orgullosos de poder continuar avanzando en el desarrollo de nuestra operativa aquí en Colombia, siendo una de las primeras empresas en nuestro rubro en poder ofrecer a nuestros clientes la seguridad, el cuidado y el aumento de rentabilidad de sus activos renovables.

Desde Ventus seguiremos trabajando para apoyar a nuestros clientes en la construcción, la operación y el mantenimiento de sus activos renovables”, comentó Victor Tamayo, Country Manager de Ventus en Colombia.

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Wintershall-Total-PAE activan el proyecto Fénix. Inversión de U$S 700 MM

. Wintershall Dea y sus socios Total Energies y Pan American Energy  (PAE) ratificaron y activaron el proyecto para desarrollar Fénix, el proyecto de producción de gas natural off shore más austral del mundo, frente a las costas de Tierra del Fuego.  La inversión total del consorcio asciende a unos 700 millones de dólares, se comunicó.

Thilo Wieland, miembro del directorio de Wintershall Dea, responsable para América Latina, explicó que “este es un paso importante para Argentina, para Wintershall y todos los socios involucrados”. Fénix es un proyecto de gas natural de gran envergadura, que aportará a largo plazo importantes volúmenes de gas natural durante más de 15 años al suministro energético del país”, afirmó.

Wieland, agregó que “al mismo tiempo, esta decisión es una prueba de nuestro compromiso con Argentina y refuerza su papel como país central en nuestra cartera global”. “El desarrollo de Fénix representa un pilar relevante para la creciente producción nacional de gas y contribuirá para que Argentina cubra su creciente demanda, y reemplazar importaciones”.

Además, con las considerables inversiones y el efecto dominó en la cadena de suministro, Fénix también supondrá valor para la provincia de Tierra del Fuego”, explicó Manfred Böckmann, Managing Director de Wintershall Dea Argentina.

“El proyecto es particularmente eficiente y, por lo tanto, incrementa el valor, en tanto estará vinculado a la infraestructura existente offshore y onshore, lo que también minimizará su impacto medioambiental”, añadió Böckmann.

El primer gas de Fénix se espera a principios de 2025, y está previsto que alcance una producción máxima de unos 10 millones de metros cúbicos al día. Durante la primera fase de desarrollo se perforarán tres pozos desde una plataforma de cabeza de pozo no tripulada, instalada a 60 kilómetros de la costa y a 70 metros de profundidad.

La producción se evacuará a través de una línea multifásica submarina de 24″ hasta la plataforma Vega Pléyade existente a 35 kilómetros de distancia.

Fénix forma parte de la concesión en Cuenca Marina Austral (CMA-1), en la que Wintershall Dea y TotalEnergies (operador) tienen una participación del 37,5 % cada una, mientras que Pan American Energy posee el 25 % restante.

En la actualidad, los cuatro yacimientos de gas Cañadón Alfa, Aries, Carina y Vega Pléyade producen en CMA-1, suministrando ya el 16 por ciento de la demanda de gas natural de Argentina.

Wintershall Dea lleva más de 40 años de actividad en Argentina y es hoy el quinto productor de gas del país, con una producción anual de 66.000 barriles equivalentes de petróleo al día en 2021.

Wintershall Dea es la compañía independiente líder de gas natural y petróleo de Europa, con experiencia de más de 120 años como operador y socio de proyectos, a lo largo de toda la cadena de valor agregado de exploración y producción (E&P).  La empresa, con raíces en Alemania y con sede en Kassel y Hamburgo, explora y produce gas y petróleo a escala mundial en 13 países, de manera eficiente y responsable.

Wintershall Dea se creó en 2019 como resultado de la fusión entre Wintershall Holding GmbH y DEA Deutsche Erdoel AG. En la actualidad, la compañía emplea en el mundo a alrededor de 2.500 personas de casi 60 nacionalidades.

Con actividades en Europa, Rusia, América Latina y la región MENA (Oriente Medio y Norte de África), Wintershall Dea dispone de una cartera mundial de upstream, y, junto a su participación en el sector de transporte de gas natural, también se encuentra presente en el rubro midstream.

Como compañía europea de gas y petróleo, apoyamos el objetivo de la UE de lograr la neutralidad climática en 2050.

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El ENRE indicó a Edenor y Edesur distribuir guía para usuarios que podrían conservar el subsidio

El ente regulador ENRE ordenó a Edenor y Edesur la distribución de una guía a los usuarios residenciales del servicio con instrucciones para conservar el subsidio estatal al consumo eléctrico (en caso de corresponder).

El Interventor Walter Martello dispuso que las dos distribuidoras de electricidad por redes en el área metropolitana de Buenos Aires, financiarán las impresiones de volantes y su distribución junto con las facturas enviadas a los usuarios residenciales.

A través de una nota enviada el lunes 19, el Interventor del Ente Nacional Regulador instruyó a las distribuidoras mencionadas para que acompañen la entrega de sus facturas con una guía sobre cómo anotarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).

Martello anunció la decisión de enviar este instructivo en la reunión que mantuvo el jueves último con integrantes de la Comisión de Usuarios Residenciales.

El formulario para anotarse en el RASE se encuentra activo desde julio pasado: todavía hay tiempo para completarlo y eventualmente rectificar datos, se explicó.

El RASE se puso en práctica para determinar en qué Nivel de Usuario reviste cada uno según nivel de ingresos mensuales y patrimonio de activos físicos: Nivel 1 (altos ingresos) dejarán de ser subsidiados; Nivel 2 (bajos ingresos) mantendrán su actual subsidio, y Nivel 3 (ingresos medios) serán subsidiados sus consumos hasta 400 Kw mensuales, debiendo pagar tarifa plena por el exceso de tal mínimo subsidiado.

Pero ocurre que quienes no se hayan inscripto en el RASE quedarán excluidos del esquema de subsidios y en el ministerio de Economía se procura llegar a quienes a la fecha no pudieron registrarse por diversas razones, y que en rigor deberían conservar alguna forma de subsidio.   

Junto con la próxima factura (con consumos desde setiembre), usuarios de Edenor y Edesur recibirán la guía elaborada por el ENRE, a tono con el compromiso que el Interventor Martello anunció apenas asumió su cargo: priorizar la defensa de los derechos de los usuarios del servicio eléctrico en el AMBA, se comunicó.

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La tormenta perfecta que provocó el derrumbe del precio del petróleo que se exporta desde Vaca Muerta

La caída del Brent, la cotización que rige las operaciones de compra-venta de crudo en Europa y se utiliza como referencia en la Argentina, impactó con más fuerza en el balance de las productores que exportan crudo desde Vaca Muerta, entre las que figuran Vista, Shell, Chevron, ExxonMobil, Petronas, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa, entre otras. Por una combinación de factores exógenos e internos, ese grupo de compañías se vio obligado a vender los cargamentos de petróleo que exportarán en septiembre y octubre a un precio neto que, en algunos casos, se ubicó en la banda de los US$ 70 por barril; hasta 25 dólares menos que el valor de exportación registrado en julio.

Por eso, a diferencia de lo que venía pasando desde fines de 2021, el precio de exportación llegó casi a converger con el valor del petróleo que se comercializa en el mercado doméstico, que en el caso del Medanito ronda los 65 dólares.

El elemento novedoso de esta coyuntura es el elevado descuento que deben aceptar las petroleras para colocar en el mundo el crudo que se produce en Vaca Muerta. Este medio había advertido sobre esa situación a principios de mes. Según un relevamiento realizado por EconoJournal, en las últimas semanas se llegaron a concertar operaciones con descuentos de hasta 12 dólares por cada barril de crudo Medanito que se enviará al exterior entre septiembre y octubre. Como el Brent cotiza en torno a los 90 dólares (este lunes abrió a US$ 89), eso provocó que el precio de venta antes de retenciones se ubique por debajo de los 80 dólares.

¿Cómo se explica esa situación?

Son varios los elementos que configuraron esta realidad, pero el principal es interno y está dado por las paradas por mantenimiento que se realizarán en al menos tres refinerías del país. La más importante es la de Raízen en Dock Sud, que se extenderá por 45 días hasta principios de noviembre, aunque también habrá trabajos en las destilerías de YPF en Plaza Huincul y Trafigura (Puma) en Bahía Blanca.

“Las empresas venimos trabajando desde hace tiempo para desarrollar mercados para el crudo de Vaca Muerta. Pero por las paradas de plantas de las refinerías locales pasamos de exportar cuatro cargamentos por mes a vender 18 cargamentos fuera del país entre septiembre y octubre”, explicó el gerente comercial de una petrolera.

Uno de los rig de perforación que opera en Neuquén.

Una de las áreas de Vista en Vaca Muerta.

Factores exógenos

A la dinámica particular generada en el mercado argentino por la parada de algunas refinerías se le suman elementos que se desprenden de un contexto internacional marcado por la guerra de Ucrania. Las sanciones económicas contra Rusia, un gran productor de crudos pesados (de menos de 30 grados API), generaron como correlato una sobreoferta de crudo liviano desde Estados Unidos y Medio Oriente.

“Hoy a las refinerías de todo el planeta, en especial a las europeas, les faltan crudos pesados y les sobran los livianos, que se venden con descuento en todos lados, no sólo en la Argentina”, explicaron en otra productora. “De hecho, petróleos livianos como el Hydra que se extrae en la cuenca Austral registraron descuentos de hasta 14 dólares por barril”, agregaron.

La guerra también provocó un encarecimiento del costo del flete marítimo. Esa situación se agudizó en la Argentina, porque fue necesario traer a la región más barcos que los que llegan normalmente hasta Buenos Aires para evacuar la sobre-exportación de crudo desde Vaca Muerta en octubre. “De los 12 dólares de descuento que se llegaron a registrar, unos US$ 4 obedecen al encarecimiento del flete y al exceso de crudos livianos en el mundo. El resto se explica por la sobreoferta puntual de crudo Medanito por las paradas de planta en refinería”, explicó otra de las fuentes consultadas.

Recomposición

Las petroleras coinciden en que el precio del petróleo exportado desde la Argentina debería recomponerse a partir de noviembre si Raízen vuelve a activar su refinería a principios de ese mes, como está previsto.

“A partir de las gestiones comerciales que realizó la industria para abrirle nuevos mercados al Medanito, en junio llegamos a importar a Brent más un premio de un dólar por barril. Lo lógico sería que una vez que se supere esta situación excepcional, el precio de venta del shale oil vuelva a ubicarse en esos valores, a veces unos dólares por encima y otras con descuentos de 1 o 2 dólares”, explicó el gerente de planeamiento de un trader internacional. “Estos descuentos de más de 10 dólares no son normales”, agregó.

Una vez que se aplican las retenciones a la exportación, que se calculan sobre el 8% del precio de venta, el valor neto del petróleo Medanito que se exportará en octubre descenderá en algunos casos hasta los 72 dólares. Es casi el mismo precio al que se vende el crudo neuquino en el mercado interno, que ronda los 65 dólares.

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YPF : La refinería de Plaza Huincul volverá a la actividad dentro de 10 días luego del paro

En estos días hubo reclamos de la Cámara de Expendedores de la región por la falta de combustibles en las estaciones de servicio. Esta semana se incrementará la salida de camiones con naftas desde Plaza Huincul, aunque la planta todavía no esté en producción. El paro de la planta fue programado y organizado con muchos meses de antelación. En el mismo se hicieron reformas importantes para permitir el mayor procesamiento del crudo que se produce en la formación Vaca Muerta, que tiene características diferentes al crudo convencional. Además se previó la posibilidad de una futura ampliación de la planta, sin […]

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En un contexto global incierto, el Plan Gas garantizará abastecimiento y previsibilidad energética

Se suman dos nuevas rondas licitatorias del programa de estímulo Gas.Ar 2020-2024, una herramienta diseñada durante la pandemia, que comenzó a operar en enero de 2021 ante la necesidad de revertir el declive de producción de los años previos y asegurar la provisión para el invierno. La nueva etapa del Plan Gas que acaba de lanzar el Gobierno nacional buscará generar garantía de abastecimiento sostenido hasta 2028, a precios que si bien podrán resultar un poco mayores que los actuales, mantendrán el desacople de la paridad de importación, en un contexto global de alta volatilidad. El Plan Gas IV y […]

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Estaciones de servicio acordaron menú de planteos de urgencia para dialogar con Flavia Royón

Se reunieron en la ciudad de Paraná para analizar las urgencias que afectan a las estaciones de servicio y terminar de cerrar los planteos y reclamos que presentarán en el encuentro con la funcionaria. La reunión  con la secretaría de Energía de la Nación, Flavia Royon sera el próximo martes. “Hoy nuestro principal problema sigue siendo el desabastecimiento y la rentabilidad”, aseguró Gabriel Bornoroni, presidente de CECHA, quien encabezó la reunion junto la presidenta de la Cámara de Expendedores de Combustibles y Anexos de Entre Ríos (Cecaer), Adriana Sors, que fue la anfitriona. “En CABA el abastecimiento es perfecto y […]

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Gasoducto: Llegan los primeros caños a la zona de obra

Esta semana se transportarán a la zona 80 kilómetros de tubos de 30 pulgadas que corresponden a obras complementarias. Era material que el macrismo habíado guardado en un depósito fiscal tras discontinuar obras. Tras el proceso de decisiones políticas y cuestiones administrativas de toda obra de envergadura, el Gasoducto Néstor Kirchner, que aumentará considerablemente la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta, empezará a materializarse en el territorio. Esta semana viajarán a la zona de obras los primeros caños transportados en camiones: son 80 kilómetros de ductos de 30 pulgadas que servirán para una obra complementaria muy importante. La […]

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ENTRE RÍOS: SE LICITA LA CONSTRUCCIÓN DE UN RAMAL DE ALIMENTACIÓN, UNA ESTACIÓN REGULADORA Y TENDIDO DE GAS NATURAL PARA CERRITO

Se licita la construcción de un ramal de alimentación, una estación reguladora y tendido de gas natural para Cerrito Con una inversión que supera los 95 millones de pesos, el gobierno provincial licita una nueva obra de energía. La apertura de sobres se realizará el viernes 14 de octubre en el edificio municipal de la localidad de Cerrito. La Secretaría Ministerial de Energía publicó el llamado a Licitación Pública N° 02/2022 para la construcción de un ramal de alimentación, una estación reguladora de presión secundaria y un tendido de distribución de gas natural para el Parque Industrial de Cerrito. Cuenta […]

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Conforman una mesa de trabajo con las grandes empresas de servicios petroleros

La idea es agilizar la disponibilidad de las divisas y de los aspectos aduaneros para contar en Vaca Muerta con los equipos necesarios para afrontar el incremento de la producción que se avizora. Conforman una mesa de trabajo con las grandes empresas de servicios petroleros La disponibilidad de equipos es clave para acompañar el crecimiento de la producción del shale La Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y el Gobierno nacional avanzaran esta semana en la conformación de una mesa de trabajo que permita abordar y solucionar las limitaciones que las grandes empresas responsables del trabajo en las […]

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Gutiérrez: “Hay coincidencia para desarrollar rápidamente las inversiones de Vaca Muerta”

El gobernador de Neuquén ratificó que las nuevas inversiones en transporte permitirán duplicar la producción de Vaca Muerta. Habló de la sintonía del sector público y privado para garantizar este desarrollo. El gobernador Omar Gutiérrez se refirió a la extensión de la concesión del oleoducto a Bahía Blanca por 10 años a la empresa de transporte de hidrocarburos Oleoductos del Valle (Oldelval)  y aseguró que “hay una fuerte coincidencia que permite articular el sector privado, los sindicatos, trabajadores y trabajadoras, el gobierno nacional y el gobierno provincial – las cuatro patas de la mesa- para impulsar y desarrollar rápidamente, acelerar […]

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Perú: Fuga de crudo que llegó a río Cuninico fue provocada por corte al Oleoducto Norperuano

Así lo constataron autoridades policiales y Petroperú, la fuga de crudo que se extendió por el río Cuninico y llegó al río Marañón, fue resultado de un corte intencional de 21 centímetros (cm) a la tubería, que se realizó en el kilómetro 42+092 del Tramo I del Oleoducto Norperuano (ONP) distrito de Urarinas, provincia y región Loreto. El corte ha sido obturado con una grapa metálica, para contener el hidrocarburo. El evento fue informado la mañana de ayer viernes y de inmediato Petroperú activó el Plan de Contingencia, desplazando cuadrillas de personal y equipos para que desarrollen las acciones de […]

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Energía firmó la prórroga que hará duplicar la capacidad de transporte para Vaca Muerta

Tras la extensión de la concesión por parte del Estado nacional, la empresa confirmó una inversión de 750 millones de dólares para ampliar su capacidad de transporte de petróleo. El ministro de Economía, Sergio Massa y la secretaria de Energía, Flavia Royon, recibieron al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez y al CEO de Oleoductos del Valle (Oldelval), Ricardo Hösel, para analizar el compromiso de inversión de la firma que llevará adelante el Proyecto Duplicar. “Con el ministro Massa recibimos al Gobernador Gutiérrez y a Ricardo Hösel de Oldelval. Logramos la extensión de la concesión de los oleoductos troncales para continuar […]

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